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Fédéral 17 septembre 2005

Plan de Développement 2005 – 2012

1


2

Plan de DÊveloppement 2005 – 2012


“We are a team of dedicated professionals, accountable for keeping the lights on, by serving our customers and the community in an efficient way”

Fédéral 17 septembre 2005

Plan de Développement 2005 – 2012

3


4

Plan de DÊveloppement 2005 – 2012


T ABLE DES MATIERES Introduction

13

OBJET

15

C ONTEXTE LEGAL

15

TROIS OBJECTIFS A LA BASE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE : ENERGIE, ECOLOGIE, ECONOMIE

16

LIGNES DE FORCE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT

17

POLITIQUE EN MATIERE DE DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE

18

STRUCTURE GENERALE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT

18

1

Les enjeux du développement du réseau d’électricité

21

1.1

C ADRE GENERAL: ROLE DU RESEAU D’ELECTRICITE

23

1.1.1 Généralités 1.1.2 Le réseau géré par Elia

23 23

METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT D’ELECTRICITE

25

1.2

1.2.1 Description générale 1.2.2 Incertitudes caractérisant le développement du réseau d’électricité 1.2.3 Les deux horizons-clés du Plan de Développement

26 26 27

2

Evolution de la consommation

2.1

C ADRE MACROENERGETIQUE

31

2.1.1 Hypothèses de base 2.1.2 Perspectives de consommation électrique

32 35

DEFINITION DES SCENARIOS DE CONSOMMATION (PUISSANCE APPELEE)

42

2.2.1 Variante haute 2.2.2 Variante basse

43 44

2.2

2.3

DERNIERS DEVELOPPEMENTS METHODOLOGIQUES RELATIFS AUX

29

PREVISIONS DES CONSOMMATIONS LOCALES

45

2.3.1 Influence de la température sur la consommation d’électricité 2.3.2 Evolution tendancielle de la consommation d’électricité

45 48

Plan de Développement 2005 – 2012

5


3

Evolution de la production

3.1

HYPOTHESES DU PROGRAMME INDICATIF DES MOYENS DE PRODUCTION 2005-2014

51

3.1.1 Production centralisée 3.1.2 Production décentralisée

51 51

HYPOTHESES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT

53

3.2.1 Production centralisée 3.2.2 Production décentralisée

53 54

3.3

PERSPECTIVES D ’IMPORTATIONS

58

3.4

DEFINITION DES SCENARIOS DE PRODUCTION

58

3.4.1 Scénarios de Base de production 3.4.2 Scénarios «augmentation des importations» 3.4.3 Scénarios «indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production» 3.4.4 Scénarios «Accueil de nouvelles unités» 3.4.5 Tableau récapitulatif des scénarios de production

59 61

3.2

4

Les transactions belges dans le contexte international

4.1

C APACITE DE TRANSACTION ENTRE PAYS

4.2

C APACITE DE TRANSACTION ENTRE LA BELGIQUE ET LES PAYS VOISINS

5

Critères de développement du réseau de transport

5.1

METHODES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU

49

62 62 62

65 67 68

71 73

5.1.1 Les méthodes classiques 73 5.1.2 Intégration des critères économiques et environnementaux dans la recherche de l’optimum économique 73 5.1.3 Les méthodes probabilistes 74

5.2

5.3

C RITERES DE DIMENSIONNEMENT RELATIFS AU RACCORDEMENT DES EOLIENNES

74

5.2.1 Méthodes de dimensionnement 5.2.2 Critères de dimensionnement

74 76

C RITERES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT DANS LE CADRE DES METHODES PROBABILISTES

78

5.3.1 Description des modèles probabilistes 78 5.3.2 Critères de développement 80 5.3.3 Premières applications dans le cadre du Plan de Développement 81

6

Plan de Développement 2005 – 2012


6

Réseau de transport d’électricité de référence (2006)

6.1

RENFORCEMENTS ENGAGES A L’HORIZON 2003

86

6.2

RENFORCEMENTS PLANIF IES A L’HORIZON 2006

88

6.3

JUSTIFICATION DES REPORTS , MODIFICATIONS & ANNULATIONS D’INVESTISSEMENTS PRECONISES DANS LE PLAN DE DEVELOPPEMENT 2003-2010 90 6.3.1 Renforcements à caractère national engagés à l’horizon 2003 6.3.2 Renforcements vers les niveaux de tension inférieurs engagés à l’horizon 2003 6.3.3 Renforcements à caractère national planifiés à l’horizon 2006 6.3.4 Renforcements vers les niveaux de tension inférieurs planifiés à l’horizon 2006

83

90 91 92 93

6.4

REPRESENTATION DU RESEAU DE REFERENCE 380-150 KV (2006) 94

7

Renforcements du réseau de transport à l’horizon 2008

7.1

DEVELOPPEMENT DU RESEAU SUITE A LA PROPOSITION DU GRT DANS LE CADRE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT 2003-2010

101

7.1.1 Ouverture du marché de l’électricité 7.1.2 Indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production belge 7.1.3 Perspectives de consommation

101 102 102

7.2

99

ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVE AUX DE PRODUCTION ET DE CONSOMMATION

103

7.3

DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE

104

7.4

DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL

105

7.4.1 Scénario de base - 2008 105 7.4.2 Scénario «ouverture du marché - 2008»: niveau d’importation de 2500 à 3700 MW 106 7.4.3 Scénario «Indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production – 2008» 108

7.5

7.6

7.7

ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE

109

7.5.1 Faisabilité technique 7.5.2 Contraintes liées à l’aménagement du territoire 7.5.3 Recherche de l’optimum socio-économique vis-à-vis du consommateur final

109 110

RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFERIEURS

115

7.6.1 Inventaire des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs 7.6.2 Description détaillée des renforcements

116 116

PLANNING DE REALISATION

119

7.7.1 Renforcements à caractère national

119

Plan de Développement 2005 – 2012

111

7


7.7.2 Renforcements ve rs les niveaux de tension inférieurs 7.7.3 Description du réseau à l’horizon 2008

8

Evolution à long terme du réseau de transport

8.1

ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVE AUX DE

120 121

125

PRODUCTION ET DE CONSOMMATION

127

8.2

DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE

127

8.3

DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL

128

8.3.1 Scénario de base - 2012 8.3.2 Scénario «augmentation des importations à long terme» 8.3.3 Scénario «Indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production à long terme»

128 129

ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE

134

8.4.1 Faisabilité technique 8.4.2 Contraintes liées à l’aménagement du territoire 8.4.3 Recherche de l’optimum socio-économique vis-à-vis du consommateur final

134 134

8.5

RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFERIEURS

135

8.6

DESCRIPTION DE L’EVOLUTION A LONG TERME DU RESEAU

137

9

Accueil de nouvelles unités de production

9.1

LOCALISATIONS FAVORABLES A L’ACCUEIL DE NOUVELLES UNITES

8.4

9.2

134

141

DE PRODUCTION

143

9.1.1 Localisations favorables en 380 kV 9.1.2 Localisations favorables en 150 kV

144 144

RACCORDEMENT DES PARCS EOLIENS OFF -SHORE D ’UNE PUISSANCE INSTALLEE A TERME DE 2000 MW

146

9.2.1 Possibilités de raccordement au réseau en 150 kV 9.2.2 Possibilités de raccordement au réseau en 380 kV 9.2.3 Evaluation socio-économique

147 147 150

Conclusions & mise en œuvre du Plan de Développement

8

133

153

SYNTHESE DES SCENARIOS EXAMINES

155

RESEAU DE REFERENCE (2006)

158

PROPOSITION EN TERMES DE RENFORCEMENT DU RESEAU A L’HORIZON 2008

159

EVOLUTION DU RESEAU A LONG TERME

161

ACCUEIL DE NOUVELLES UNITES DE PRODUCTION

163

Plan de Développement 2005 – 2012


LISTES DES FIGURES ET TABLEAUX Tableau 1.1:

Longueur géographique du réseau à haute tension belge

24

Figure 1.2:

Schéma géographique du réseau belge à 380 kV

24

Tableau 2.1:

Evolution du PIB et des valeurs ajoutées sectorielles à prix constants 2005-2012, en % par an

33

Figure 2.2:

Prix internationaux des combustibles (FOB), en Euros(2000)/tep

34

Figure 2.3:

Prévisions d’évolution de la consommation belge selon la variante haute et la variante basse entre 2005 et 2012, en TWh, et comparaison avec les variantes retenues dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010

36

Tableau 2.4:

Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante haute)

37

Tableau 2.5:

Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante basse)

38

Figure 2.6:

Répartition de l’économie de consommation d’électricité, horizons 2008 et 2012, en GWh de la variante basse par rapport à la variante haute

40

Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2005 et 2012

42

Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante haute

44

Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante basse

45

Décomposition des consommations résidentielles en facteurs d’influence – modèle «perfectionné»

47

Figure 2.11:

Exemple de décomposition en ses composantes saisonnières et non saisonnières d’une série chronologique de données de consommation résidentielle sur une période de 3 trois ans et demi

47

Tableau 3.1:

Caractéristiques des unités de production mises en service en 2002 ou prévues pour 2005 ou 2006

53

Figure 3.2:

Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée des unités de production éolienne par rapport à la situation 2003 55

Tableau 3.3:

Evolution de la puissance installée des unités de production éolienne par rapport à la situation 2003, par Région

Figure 3.4:

Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par rapport à la situation 2003 56

Tableau 3.5:

Evolution de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par rapport à la situation 2003

56

Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003

57

Tableau 2.7: Figure 2.8: Figure 2.9: Figure 2.10:

Figure 3.6:

55

Tableau 3.7:

Evolution de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003, par Région 57

Figure 3.8:

Plan de production à la pointe à l’horizon 2008, en MW – Variante haute de consommation

59

Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante haute de consommation

59

Plan de production à la pointe à l’horizon 2008, en MW – Variante basse de consommation

60

Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante basse de consommation

60

Figure 3.9: Figure 3.10: Figure 3.11:

Plan de Développement 2005 – 2012

9


Figure 3.12:

Evolution de la puissance disponible à la pointe par type d'unité en 2008 et en 2012, par rapport à la situation existante en 2003, en MW

Tableau 3.13: Synthèse des scénarios de production dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012

61 63

Figure 4.1:

Flux résultant d'une transaction commerciale de 100 MW entre l'Allemagne et l'Italie

68

Figure 5.1:

Courbes de production d’une unité éolienne, en pourcentage de la puissance nominale, par saison, en fonction de l’heure de la journée

75

Figure 5.2:

Courbes de fréquence cumulée de puissance moyenne horaire développée par une unité éolienne on-shore en pourcentage de sa puissance nominale, pour une durée moyenne de production annuelle de 2000 heures, par saison

77

Tableau 6.1:

Etat d’avancement des «renforcements d’intérêt national» engagés à l’horizon 2003

86

Tableau 6.2:

Etat d’avancement des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs engagés à l’horizon 2003

87

Tableau 6.3:

Etat d’avancement des «renforcements d’intérêt national» préconisés à l’horizon 2006

88

Tableau 6.4:

Etat d’avancement des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs préconisés à l’horizon 2005

89

Figure 6.5:

Réseau de référence (2006)

95

Figure 7.1:

Hypothèses d’évolution de la consommation, entre 2003 et 2012, en MW

104

Tableau 7.2:

Localisation favorable de 19 batteries de condensateurs de 75 Mvar (situation à la pointe 2008) raccordées en 150 kV

108

Tableau 7.3:

Synthèse des conditions liées à l’investissement des transformateurs 380/150 KV

109

Tableau 7.4:

Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre de l’étude à long terme du réseau d’Anvers

112

Tableau 7.5:

Evaluation socio-économique du renforcement de la ligne existante Brugge-Waggelwater-Slijkens

112

Tableau 7.6:

Evaluation socio-économique de la nouvelle ligne 150 kV entre Keerke et Lokeren

113

Tableau 7.7:

Coût d’installation en 150 kV de 300 Mvar

114

Tableau 7.8:

Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre de l’installation de six et de dix-neuf batteries de condensateurs dans des postes existants 114

Tableau 7.9:

Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre de l’installation de deux batteries de condensateurs dans des postes existants

Tableau 7.10: Liste des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs à l’horizon 2007

115 116

Figure 7.11:

Planning des investissements à caractère national à l’horizon 2008

119

Figure 7.12:

Planning des investissements à caractère national liés à l’évolution du niveau d’importation et/ou à l’évolution du parc de production belge

120

Figure 7.13:

Planning des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs à l’horizon 2007

120

Figure 7.14:

Réseau à l’horizon 2008

122

Tableau 8.1:

Liste indicative des renforcements en 150 kV dans le cadre du maintien de la fiabilité du réseau, à long terme

129

10

Plan de Développement 2005 – 2012


Figure 8.2:

Situation géographique et en matière d’aménagement du territoire des deux variantes d’interconnexion des réseaux allemand et belge «Brume(B)-Dalhem(D)» et «Lixhe (B)Oberzier(D)»

132

Synthèse des conditions liées à l’investissement des transformateurs 380/150 KV de Zutendaal et de Reppel

133

Tableau 8.4:

Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre du passage en 150 kV de la liaison exploitée en 70 kV entre Stalen et Overpelt

135

Tableau 8.5:

Liste indicative des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs, à long terme

136

Figure 8.6:

Evolution du réseau à long terme

138

Tableau 9.1:

Liste des localisations favorables ou neutres pour l’accueil d’une nouvelle unité de 400 MW

144

Comparaison des localisations examinées au niveau de tension 150 kV pour une nouvelle unité de 400 MW

146

Tableau 8.3:

Tableau 9.2: Tableau 9.3:

Synthèse des avantages et désavantages des raccordements en courant alternatif et continu 148

Tableau 9.4:

Synthèse des avantages et désavantages liés au nombre de plates-formes et au niveau de tension 149

Tableau 9.5:

Synthèse des possibilités envisageables en termes de prolongation du réseau jusqu’à Zeebrugge relative à la partie «on-shore» du raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore

150

Tableau 9.6:

Synthèse des possibilités envisageables relative à la partie «off-shore» du raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore

150

Tableau 9.7 :

Estimation budgétaire préliminaire de quelques combinaisons possibles «on-shore» et «off-shore» pour une puissance de 1100 MW

151

Figure 10.1:

Synthèse des scénarios envisagés

157

Figure 10.2:

Planning des investissements à caractère national à l’horizon 2008

160

Figure 10.3:

Planning des investissements à caractère national liés à l’évolution du niveau d’importation et/ou à l’évolution du parc de production belge

160

Tableau 10.4: Planning des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs à l’horizon 2007

161

Tableau 10.5: Liste des localisations favorables ou neutres pour l’accueil d’une nouvelle unité de 400 MW

163

Plan de Développement 2005 – 2012

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12

Plan de DÊveloppement 2005 – 2012


Introduction

Plan de Développement 2005 – 2012

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Plan de DÊveloppement 2005 – 2012


OBJET Ce document présente le Plan de Développement du réseau de transport d’électricité que le gestionnaire de réseau doit établir conformément à la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité. Ce Plan est soumis au Ministre fédéral qui a l’Energie dans ses attributions, conformément à la loi. Après approbation par le Ministre, et sous réserve d’éventuelles modifications qu’il conviendrait d���y apporter afin d’obtenir cette approbation, ce Plan de Développement deviendra alors engageant pour le gestionnaire du réseau.

CONTEXTE LEGAL L’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence a été initiée par la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 96/92/CE. La Belgique a transposé la première directive au niveau fédéral notamment par la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité. L’article 13 de cette loi charge le Gestionnaire du réseau de transport d’électricité d’établir un plan de développement du réseau de transport en concertation avec la Commission de régulation de l’électricité et du gaz (la «CREG») et après consultation du Bureau Fédéral du Plan. Le Plan de Développement est soumis à l’approbation du Ministre fédéral qui a l’Energie dans ses attributions (le «Ministre»). L’article 12 de la loi votée le 19 mai 2005 portant modification de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité, qui modifie les modalités d’établissement du Plan de Développement, n’est pas d’application dans le cadre de ce Plan: les modalités d’exécution de l’article 12 feront l’objet d’un arrêté royal ultérieur. Le Plan de Développement du réseau de transport d’électricité (le «Plan de Développement») couvre une période de sept ans et est adapté tous les deux ans pour les sept années suivantes. Il a été introduit pour la première fois le 17 septembre 2003, conformément à l’article 13 précité1. Le présent Plan de Développement, qui constitue la première adaptation du Plan de Développement 2003-2010 couvre la période 2005-2012 et doit être établi pour le 17 septembre 2005.

1

L’article 13 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité précise que le Plan de Développement est établi pour la première fois dans les douze mois suivant l’entrée en vigueur de cet article. L’entrée en vigueur de l’article 13 précité est prévue par l’article 1, 4° de l’Arrêté Royal du 3 mai 1999 fixant la date d’entrée en vigueur des dispositions de la loi à la date où la désignation du premier gestionnaire du réseau de transport prend effet. Le gestionnaire de réseau de transport a été désigné par l’Arrêté Ministériel du 13 septembre 2002 portant désignation du gestionnaire du réseau de transport d’électricité, publié au Moniteur Belge le 17 septembre 2002. L’article 3 de cet Arrêté précise que cet Arrêté entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur Belge (soit le 17 septembre 2002).

Plan de Développement 2005 – 2012

15


La concertation avec la CREG a fait l’objet de cinq réunions qui ont été organisées les 10 février, 22 avril, 16 juin, 15 juillet et 20 juillet 2005. Le Plan de Développement a été amendé suite aux recommandations formulées dans la note émise par la CREG le 17 août 20052. De même, Elia en a présenté les hypothèses, les résultats des études et la proposition de développement du réseau résultante au Conseil Général de la CREG lors des réunions du Groupe de Travail Plan de Développement qui ont été tenues les 1er mars, 27 juin et 15 juillet 2005. Elia a participé à deux réunions supplémentaires du Groupe de Travail Plan de Développement organisées les 29 août et 6 septembre 2005. Elia a également tenu compte de la «Recommandation AR210104-010 en matière de plan de développement du réseau de transport 2003-2009», émise par le Conseil Général de la CREG le 21 janvier 2004. La réunion relative à la consultation du Bureau fédéral du Plan a été organisée le 10 mars 2005. L’article 13, § 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité précise que le Plan de Développement doit contenir les éléments suivants: • une estimation détaillée des besoins en capacité de transport, avec indication des hypothèses sous-jacentes; • le programme d’investissement du réseau que le gestionnaire s’engage à exécuter en vue de rencontrer ces besoins. Le Plan de Développement tient compte du besoin d’une capacité de réserve adéquate et des projets d’intérêt commun désignés par les institutions de l’Union Européenne dans le domaine des réseaux transeuropéens. Elia est désignée en tant que gestionnaire du réseau de transport au niveau fédéral ainsi qu’en tant que gestionnaire de réseau de distribution en Région flamande et gestionnaire du réseau de transport local en Région wallonne. Elia est également gestionnaire de facto du réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale. A ces titres, Elia est amenée à établir ce Plan de Développement ainsi qu’un Plan d’Investissements pour la Région flamande, un Plan d’Investissements pour la Région de Bruxelles-Capitale et un Plan d’Adaptation pour la Région wallonne. Pour Elia, ces différents plans constituent un ensemble cohérent visant l’optimum pour le réseau dans sa globalité, du 380 kV au 30 kV.

T ROIS OBJECTIFS A LA BASE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE : ENERGIE , ECOLOGIE , ECONOMIE Le Plan de Développement du réseau de transport détermine les investissements nécessaires pour couvrir les besoins de capacité de transport d’électricité, au moindre coût pour la collectivité. Le terme de coût s’entend ici dans une acception plus large qu’économique stricto sensu, et englobe les aspects énergétique, écologique et économique.

2

Note portant sur le projet de plan de développement du réseau de transport 2005-2012 de la S.A ELIA SYSTEM OPERATOR rédigée dans le cadre de la concertation visée à l’article 13,§1er, alinéa premier, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.

16

Plan de Développement 2005 – 2012


Les investissements les plus avantageux pour la collectivité doivent être recherchés3. Trois objectifs sont poursuivis: • énergie: veiller au transport d’électricité dans une perspective à long terme en tenant compte des moyens de production disponibles, de la consommation, de leurs dispersions géographiques respectives et de leurs évolutions; • écologie: opter pour des solutions durables avec un minimum d’incidences sur l’environnement et l’aménagement du territoire; • économie: rechercher, compte tenu des impératifs précédents, le tarif de transport d’électricité le plus avantageux pour le consommateur final. Les interactions entre ces différents objectifs sont importantes et souvent même contradictoires. A titre d’exemple, l’élaboration d’une politique intégrant les incertitudes relatives à l’évolution des moyens de production d’électricité 4 et de leurs localisations, dans le contexte du marché libéralisé, les incertitudes relatives à l’évolution de la consommation d’électricité 5, ainsi que les impératifs de respect de certaines normes environnementales, peut apparaître en contradiction avec l’exigence de rentabilité économique du point de vue de la collectivité. La recherche d’un équilibre entre ces trois objectifs est pourtant bien l’ambition principale de ce Plan de Développement. Son élaboration a été guidée par la volonté de proposer un développement optimal du réseau d’électricité caractérisé par: • un acheminement de l’électricité fiable aussi bien à court qu’à long terme; • un prix de transport compétitif et stable; • des répercussions minimales sur l’environnement et l’aménagement du territoire; • une limitation des risques inhérents aux décisions d’investissement face à un avenir incertain. Le gestionnaire du réseau est confronté à un certain nombre d’incertitudes liées au marché de l’électricité et à l’environnement nouveau. Dans ce contexte, les décisions d’investissement sont prises en fonction des moyens dont il dispose.

LIGNES DE FORCE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT Dans l’établissement de son Plan de Développement, le gestionnaire du réseau a intégré les grands objectifs poursuivis par la libéralisation du marché de l’électricité. Ainsi, ses propositions de développement du réseau ont pour but de: • faciliter l’ouverture du marché de l’électricité en augmentant les capacités d’importation de la Belgique;

3

4

5

3

L’article 12 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité le précise en ces termes : «Après avis de la commission, le Roi arrête les règles relatives aux objectifs que le gestionnaire du réseau doit poursuivre en matière de maîtrise des coûts». Une source d’incertitudes relatives à l’évolution des moyens de production est liée au déploiement des sources d’énergies renouvelables et de la cogénération en réponse à des objectifs de développement durable: la réalisation de ces objectifs dépend de la réponse du marché aux mesures de soutien mises en œuvre. Une autre source d’incertitudes, liée à la disponibilité des centrales thermiques, est engendrée par l’évolution des prix des combustibles à grande volatilité tels que le pétrole et le gaz naturel. En ce compris les incertitudes liées à la réponse du consommateur à la mise en œuvre des mesures relatives à la maîtrise de la demande et les incertitudes liées à l’évolution du tissu industriel.

Plan de Développement 2005 – 2012

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• réduire la dépendance du réseau de transport vis-à-vis du parc de production, en investissant dans le réseau si possible chaque fois qu’une contrainte récurrente imposée à une machine de production le justifie économiquement et en fonction des moyens dont dispose le gestionnaire du réseau. En outre, les choix de politique énergétique, notamment en ce qui concerne le développement durable sont aussi intégrés. Ainsi, le Plan de Développement tient compte des objectifs en matière d’énergie renouvelable et de cogénération et, en particulier, des projets de parcs d’éoliennes en mer du Nord. Dans ce contexte, Elia a examiné en détails toutes les solutions possibles en vue du raccordement d’un parc de production éolienne en mer du Nord, d’une capacité de 2000 MW, conformément aux décisions gouvernementales. Enfin, le Plan vise aussi à faire face à l’augmentation de la consommation électrique belge et reprend les investissements permettant de maintenir le niveau de fiabilité actuel de l’alimentation de toutes les charges raccordées au réseau de transport.

POLITIQUE EN MATIERE DE DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE Elia est constituée de deux entités légales opérant comme une entité économique unique: Elia System Operator, détenteur des licences, et Elia Asset, propriétaire du réseau. Le réseau maillé géré par Elia System Operator («Elia»), gestionnaire de réseau, couvre les niveaux de tension allant de 380 kV à 30 kV inclus6 et constitue un tout du point de vue de la gestion technique. Les lignes directrices pour le réseau global constituent le cadre de référence même si le Plan de Développement proprement dit ne couvre que les niveaux de tension de 380 à 150 kV. Les lignes directrices de la politique d’Elia en matière de développement du réseau d’électricité belge7 sont les suivantes: • privilégier la réalisation en souterrain des nouvelles liaisons à une tension égale ou inférieure à 36 kV; • maximiser l’utilisation de l’infrastructure 220 kV, 150 kV et 70 kV existante; • opter, lorsque des nouvelles liaisons sont nécessaires dans cette gamme de tension, pour: − l’aérien, là où il est possible de construire le long des grandes infrastructures existantes ou décidées. Dans ce cas, des lignes existantes pourront, selon les possibilités, éventuellement être supprimées à titre de compensation afin de conserver un équilibre environnemental global; − le câble souterrain dans les autres cas; • poursuivre le développement des lignes à très haute tension (380 kV) en aérien, pour des impératifs techniques et économiques.

STRUCTURE GENERALE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT Le Plan de Développement s’appuie sur les fondements établis et largement développés dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010.

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Y compris tout élément accessoire nécessaire à la réalisation des missions légales et à l’objet social d’Elia. La politique en la matière menée par Elia devra parfois être adaptée de façon à tenir compte des modifications législatives.

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Le Plan de Développement est structuré en 10 chapitres et leurs annexes respectives. Le document principal a pour objectif de: • faire le point sur l’état d’avancement des renforcements engagés en 2003 et des renforcements relatifs à la période 2004-2006 approuvés dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010; • élaborer une proposition de renforcement du réseau à l’horizon 2008 sur base de scénarios différenciés, élaborés sur base des hypothèses d’évolution; • fournir une mise à jour des pistes indicatives de renforcement et des décisions relatives à des projets d’études, à plus long terme; • décrire les nouveaux développements méthodologiques utilisés dans le cadre du présent Plan de Développement. Afin d’alléger l’information contenue dans le document principal, le lecteur est invité à se référer aux annexes pour: • tout élément relatif aux méthodologies qui ont déjà fait l’objet d’une description dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010; • les justifications des investissements approuvés dans le cadre de ce même Plan. Après un bref rappel relatif au rôle du réseau de transport d’électricité, le premier chapitre décrit la méthodologie du développement du réseau mise en œuvre dans le cadre de ce Plan de Développement. Les chapitres 2 et 3 sont consacrés à la présentation des hypothèses de base et des scénarios élaborés du point de vue de la consommation d’électricité, d’une part, et de la production d’électricité, d’autre part. Le chapitre 4 présente un rappel de la problématique des transactions internationales entre la Belgique et les autres pays d’Europe. Le chapitre 5 expose les nouveaux concepts développés dans le cadre du processus de dimensionnement du réseau de transport. Il est certainement utile de rappeler que ce processus est complexe: il intègre à la fois les dimensions d’ordre technique, économique et environnemental et les évalue dans leurs multiples interactions. Le chapitre 6 fournit la définition et la description du réseau de transport de référence ainsi que l’état d’avancement des renforcements qui y sont intégrés, suite au Plan de Développement 2003-2010. Les projets de renforcements du réseau, induits par l’évolution de la consommation, l’évolution du parc de production, l’ouverture des marchés de l’électricité grâce à l’augmentation des capacités transfrontalières et à la réduction de la dépendance du réseau de transport vis-à-vis du parc de production, les objectifs dictés par les choix politiques en matière d’énergie renouvelable et de cogénération sont repris aux chapitres 7 à 9: • le chapitre 7 est consacré aux développements du réseau à l’horizon 2008; • le chapitre 8 reprend, à titre indicatif, les investissements envisagés à plus long terme; • le chapitre 9 concerne l’accueil des nouvelles unités de production, modifications dont l’horizon est incertain.

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Ces renforcements de réseau sont repris dans le portefeuille de projets d’Elia qui intègre tous les investissements y compris aux niveaux de tension inférieurs. Cette application permet de gérer efficacement l’ensemble des contraintes auxquelles est soumis le gestionnaire de réseau. En conclusion, le gestionnaire de réseau synthétise le Plan de mise en œuvre des différents investissements soumis à l’approbation du Ministre. Le présent Plan de Développement a été réalisé sur base d’un ensemble d’éléments informatifs, précisés par ailleurs dans le texte. Un nombre important de ces éléments sont hypothétiques et par définition incertains. Dès lors, la réalisation de certains investissements est conditionnée par la confirmation des événements déterminants: les propositions d’investissements préconisées dans ce Plan feront l’objet d’éventuelles modifications liées à l’évolution du marché de l’électricité et des décisions des acteurs de marché concernés. Par ailleurs, le contexte évolutif de la législation et de la réglementation applicable dans le domaine de l’électricité (au sens large, y compris l’environnement, l’urbanisme, etc.) comprend d’autres éléments d’incertitude. A titre d’exemple, en ce qui concerne la durée de réalisation des investissements, Elia est tributaire des délais variables liés aux procédures d’obtention des permis.

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Les enjeux du d é ve l o p pe m e n t du réseau d’électricité

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1.1 CADRE GENERAL: R OLE DU RESEAU D’ELECTRICITE 1.1.1

GENERALITES Les réseaux d’électricité ont été conçus à l’origine dans le but de veiller à: • la fiabilité de la fourniture de l’énergie électrique: ainsi, les réseaux relient entre elles toutes les unités de production et visent à assurer une fonction de secours en cas de pannes et ou de défaillances; • l’optimalisation de la disponibilité de l’énergie électrique aux consommateurs: − Les réseaux permettent d’acheminer l’énergie produite par des sources délocalisées (grands sites hydrauliques, centrales nucléaires, etc.) vers les points de consommation. − Les réseaux visent à assurer l’acheminement de l’énergie produite en masse à un endroit défini par des machines raccordées en grande partie aux niveaux de tension supérieurs vers des consommateurs en général plus disséminés sur un territoire donné et raccordés à des niveaux de tension inférieurs. − Les réseaux permettent de créer des synergies entre systèmes de production différents, par exemple principalement hydraulique et thermique: l’énergie hydraulique produite de façon massive dans les Alpes lors de la fonte des neiges peut ainsi être importée. La production de centrales principalement thermiques peut alors être réduite ou arrêtée. Avec la libéralisation du secteur électrique, le réseau vise également à remplir un rôle dans la facilitation du marché de l’électricité et à faire en sorte qu’un maximum de transactions commerciales puissent s’exécuter. Dans ce contexte, le réseau doit permettre toute transaction entre différents nœuds du réseau et au-delà des frontières entre Etats. L’objectif de la libéralisation est en effet de permettre à tout utilisateur de choisir librement son fournisseur d’électricité et le type de production sur base de critères qui lui sont propres (prix, qualité du service, électricité verte,..).

1.1.2

LE RESEAU GERE PAR ELIA Le réseau géré par Elia System Operator («Elia») s’étend au-delà du réseau de transport tel que défini dans la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité qui vise uniquement la partie du réseau relevant de la compétence fédérale: d’un point de vue général, il se compose de lignes aériennes et de câbles souterrains à des tensions de 380 kV à 30 kV inclus. Plus de 800 postes à haute tension transforment progressivement la tension au niveau voulu. L'ensemble du réseau à haute tension comporte 8 276 kilomètres de liaisons dont 5 674 km de lignes aériennes et 2 602 km de câbles souterrains8.

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La méthode de calcul de la longueur du réseau à haute tension a été adaptée à la numérisation des plans géographiques des lignes aériennes et câbles souterrains. Ceci explique les différences avec les longueurs mentionnées dans le Plan de Développement 2003-2010, qui étaient encore basées en grande partie sur des données historiques, qui se sont avérées dans certains cas incorrectes. La compara ison des longueurs actualisées avec les données de 2003 n'est par conséquent pas pertinente.

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Tableau 1.1: Longueur géographique du réseau à haute tension belge

Le réseau géré par Elia remplit trois grandes fonctions: • Les lignes à 380 kV forment l'épine dorsale du réseau belge et européen: − le réseau 380 kV comporte des liaisons avec les Pays-Bas et la France, exploitées principalement en 380 kV. Ces liaisons internationales ont été initialement construites en vue de garantir une assistance mutuelle entre réseaux nationaux. Aujourd’hui, elles sont utilisées également pour faire du marché de l'électricité un marché international; − les centrales nucléaires de Doel et de Tihange ainsi que la centrale de Coo y sont raccordées. Figure 1.2: Schéma géographique du réseau belge à 380 kV

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• Les liaisons à 220 kV et 150 kV complètent le réseau à haute tension: − elles servent au transport de l'électricité vers les centres de consommation importants ainsi qu'à son transport à l'intérieur du pays; − les grandes centrales thermiques – autres que les centrales nucléaires et la centrale de pompage/turbinage de Coo – sont raccordées au réseau à 150 kV et 220 kV; − les grands clients industriels y sont raccordés; − les parcs d’éoliennes de taille importante, soit d’une puissance installée de 100 MW et plus, qui seront implantés en mer du Nord, seront directement raccordés au réseau de transport à des niveaux de tension de 150 kV ou 380 kV. • La répartition vers les points de transformation qui alimentent les réseaux à moyenne tension s'effectue principalement par des liaisons à 70 kV et 36/30kV qui servent à: − amener la puissance à partir des grands nœuds 150/70 kV ou 150/36/30kV vers les différents points d’alimentation de la moyenne tension; − alimenter les clients industriels qui souscrivent une puissance s’élevant jusqu’à 30 à 40 MW et qui sont raccordés directement au réseau 36/30 kV ou 70 kV. Les unités de production décentralisée, qui prennent une place de plus en plus considérable, sont raccordées au réseau aux niveaux de tension 70 kV ou inférieurs. Il s’agit des unités SER9 (vent, biomasse et hydroélectricité) et des installations de cogénération (installation mixte de production d’électricité et de chaleur, généralement de puissance égale ou inférieure à 45 MW). Ces installations de cogénération produisent principalement de l'énergie pour la consommation locale mais l'excédent d'énergie est injecté dans le réseau. Lorsque l'installation n'est pas en service, l'énergie nécessaire aux besoins locaux doit être prélevée sur le réseau. L’acheminement de l’électricité jusqu’aux clients résidentiels est réalisé par les gestionnaires de réseau de distribution, au travers du réseau à moyenne et basse tension. Alors que le réseau 70/36/30 kV est exploité de façon maillée (un point peut être alimenté par plusieurs chemins), le réseau à moyenne et basse tension est généralement exploité de façon radiale (un point donné est normalement alimenté par un chemin unique: il faut réaliser des manœuvres pour le réalimenter en cas d’incident).

1.2 METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT D’ELECTRICITE Le Plan de Développement a pour objectif premier d’élaborer un Plan d’extension du réseau à un horizon de 7 ans, tenant compte des besoins probables des utilisateurs actuels et futurs et visant à garantir le mieux possible la disponibilité et la fiabilité voulues.

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Source d’Energies Renouvelables

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La méthodologie du Plan de Développement poursuit cet objectif. Par ailleurs, la méthodologie du Plan de Développement vise à englober: • les incertitudes caractérisant le développement du réseau; • les aspects temporels liés à ces incertitudes. A cet effet, Elia développe actuellement des outils de planification de réseau basés sur un nouveau concept visant à évaluer les risques liés au fonctionnement du réseau tout au long de l’année. Les méthodes mises en œuvre, de type probabiliste, considèrent de nombreux points de fonctionnement du réseau répartis tout au long de l’année. Elles permettent de détecter des «moments critiques» du réseau non appréhendés par d’autres moyens. Ainsi, elles fournissent un complément d’information précieux aux résultats des études classiques, de type déterministe, qui définissent les investissements à réaliser sur base d’un ou deux points de fonctionnement critiques a priori, à savoir la pointe de consommation et éventuellement un autre point de consommation en dehors de cette pointe. La description de ces méthodes est détaillée au chapitre 5 relatif aux critères de développement du réseau de transport.

1.2.1

DESCRIPTION GENERALE La méthodologie du Plan de Développement se décompose en trois étapes principales: • La première étape consiste à déterminer les paramètres qui ont une influence structurante sur le développement du réseau, comme par exemple l'évolution de la consommation d'électricité et l'évolution du parc de production. La répartition de la consommation sur les différents points de prélèvement constitue par ailleurs un élément très important de cette étape. • Dans une deuxième étape, une série de scénarios différenciés sont élaborés sur base des hypothèses d’évolution retenues à l’issue de la première étape. Ces scénarios doivent permettre de couvrir la diversité des options qui seront définies au niveau de la politique d’approvisionnement et de l’ouverture du marché en Belgique: niveau d’importation, indépendance par rapport au parc de production, niveau des transits,... Pour chacun d’entre eux, les renforcements de réseau nécessaires sont ensuite examinés selon des critères techniques déterminés. • Dans une troisième étape, les modifications à apporter au réseau sont évaluées en prenant en compte, en plus des critères techniques, les aspects économiques et environnementaux ainsi que des considérations d'aménagement du territoire. Ces deux dernières étapes font l’objet d’un processus itératif.

1.2.2

INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE La recherche de solutions relatives au développement du réseau est une démarche complexe nécessitant la prise en compte d’un grand nombre

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d’incertitudes liées directement ou indirectement au marché. Les principales sources d’incertitudes sont liées aux paramètres d’évolution de la production et de la consommation d’électricité. Le réseau 380 kV-150 kV permet le raccordement des grosses unités de production centralisée et réalise l’interconnexion avec les Pays-Bas et la France. A ces niveaux de tension, le développement du réseau est donc particulièrement sensible à l’évolution du parc de production et aux niveaux des flux de transit et d’importation ainsi qu’à leurs origines et destinations. Les incertitudes relatives à l’évolution de la consommation d’électricité ont un impact plus limité pour les niveaux de tension de 380 kV à 150 kV10. Pour cet aspect, une des principales incertitudes est liée à la maîtrise de la demande qui est largement dépendante de la réponse du consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvre (mesures URE, taxe CO2,…). La portée de ces sources d’incertitudes qui a fait l’objet d’une explication détaillée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 est disponible dans l’annexe au chapitre 1 au présent Plan.

1.2.3

LES DEUX HORIZONS- CLES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT Par ailleurs, toutes les décisions qui concernent le développement du réseau dans le terme pris en compte par le Plan de Développement n’ont pas la même portée: • les décisions relatives à un horizon à court terme sont économiquement et/ou techniquement irréversibles; • le portefeuille de projets portant sur un horizon à moyen terme sera progressivement précisé en fonction de la confirmation des hypothèses auxquelles il est lié. Les deux horizons-clés successifs envisagés sont les suivants: • un horizon à court terme relatif aux trois premières années de la période visée par le Plan; • un horizon à moyen terme, horizon du Plan. Les raisons de ce choix qui ont été développées et approuvées dans le cadre de l’élaboration du premier Plan de Développement 2003-2010 sont explicitées plus en détail à l’annexe au chapitre 1 du présent document.

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A ces niveaux de tension, l’évolution générale de la consommation est évaluée au niveau des nœuds du réseau de transport et non au niveau du consommateur ultime raccordé à des niveaux de tension inférieurs.

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Evolution de la consommation

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L’élaboration des prévisions de consommations locales représente une étape importante dans le cadre de l’établissement du Plan de Développement du réseau d’électricité. Les prévisions de consommations locales résultent d’un processus confrontant deux sources d’information, relevant de logiques différentes, l’une «macroéconomique» et l’autre «microéconomique». La description détaillée de ce processus, dans le cadre des méthodes de planification classiques, de type déterministe, basées principalement sur le point de fonctionnement du réseau à la pointe, a fait l’objet du Plan de Développement 2003-2010. Elle est disponible à l’annexe au chapitre 2 du présent document. La section 2.1 ci-après présente le cadre macroénergétique de base du présent Plan de Développement. Celui-ci repose essentiellement sur les perspectives énergétiques à long terme établies par le Bureau fédéral du Plan. La définition des scénarios de consommation qui résulte de l’intégration des résultats de l’approche microéconomique dans le cadre macroénergétique est fournie à la section 2.2 ci-après. Par ailleurs, les nouvelles méthodes mises en œuvre, de type probabiliste, qui considèrent de nombreux points de fonctionnement du réseaux répartis tout au long de l’année, nécessitent l’élaboration de profils de consommation annuels. Ces profils sont établis, par type de consommation, sur base du point de fonctionnement à «la pointe» et des profils de consommation observés durant les dernières années. La section 2.3 est consacrée aux derniers développements méthodologiques relatifs aux prévisions des consommations locales.

2.1 CADRE MACROENERGETIQUE Le cadre macroénergétique du présent Plan de Développement s’appuie essentiellement sur les perspectives énergétiques à long terme du Bureau fédéral du Plan, en particulier les études: • Perspectives énergétiques pour la Belgique à l’horizon 2030, Bureau fédéral du Plan, Planning Paper 95 (BfP/PP95) – janvier 2004; • Demande maîtrisée d’électricité: Elaboration d’une projection à l’horizon 2020, Bureau fédéral du Plan, Working Paper 19-04 (BfP/MDE) – octobre 2004. Les perspectives BfP/PP95 sont générées à partir d’une analyse quantitative s’appuyant sur le modèle PRIMES11, simulant de manière intégrée le fonctionnement du système énergétique belge.

11

PRIMES est un modèle énergétique simulant le marché énergétique européen dans son ensemble et dans les pays membres, sur le long terme (horizon 2030). Il constitue un instrument d’analyse du marché énergétique, permettant de générer des prévisions sur ce marché compte tenu d’un jeu d’hypothèses en matière d’environnement extérieur (structure et croissance économique, prix des combustibles etc.). Il permet notamment de simuler l’impact de choix politiques en matière énergétique, comme par exemple l’incidence de la sortie du nucléaire sur les émissions de gaz à effet de serre. Il s’agit d’un modèle d’équilibre partiel, reposant sur l’hypothèse que tant les producteurs que les consommateurs d’énergie répondent aux signaux de prix. L’équilibre est atteint lorsque, sur chaque segment du système énergétique, le prix égalise l’offre et la demande. L’équilibre est dit «partiel» en raison de l’absence de feedback de la sphère énergétique vers la sphère économique. La consommation d’électricité constitue un des segments du marché énergétique endogénéisé dans PRIMES. Le lecteur intéressé par une description exhaustive peut se référer à l’annexe 1 du Planning Paper 95 du Bureau fédéra l du Plan.

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La projection BfP/MDE est quant à elle une projection alternative de la demande d’électricité compte tenu de politiques et mesures plus volontaristes en matière de maîtrise de la consommation énergétique: elle repose sur l’intégration des perspectives du scénario de référence de BfP/PP95 et des potentiels d’économies d’énergie déduits de l’étude du Fraunhofer Institute12. Ainsi que le souligne le Bureau fédéral du Plan dans son Working Paper 19-04 (BfP/MDE), «cette projection alternative ne constitue donc pas un scénario alternatif, au sens classique du terme, au scénario de référence de l’étude du Bureau fédéral du Plan car elle n’est pas issue du même cadre méthodologique (modèle, hypothèses, etc). Elle ne prend pas en compte l’impact économique des politiques et mesures nécessaires pour réaliser les économies d’électricité». Outre ces deux études, l’étude de la Commission Européenne «European Energy and Transport Trends to 2030» («Trends to 2030») ainsi que l’étude du Fraunhofer Institute ont été consultées. Le cadre macroénergétique de référence du présent Plan de Développement se décline en deux variantes différenciées permettant d’envisager un spectre relativement large de perspectives de consommation électrique représentatif du caractère incertain de l’évolution de cette consommation: • la variante haute est dérivée du scénario de référence de l’étude BfP/PP95; • la variante basse, basée sur la projection BfP/MDE, simule un contexte volontariste de maîtrise de la demande électrique. Les sections 2.1.1 et 2.1.2 ci-après fournissent respectivement: • la description des hypothèses de base des perspectives à long terme du Bureau fédéral du Plan; • le cadre macroénergétique de référence des variantes haute et basse décrites ci-dessus et les perspectives de consommation électrique sous-jacentes considérées à la base des calculs qui sous-tendent le présent Plan de Développement 2005-2012 du réseau de transport.

2.1.1

HYPOTHESES DE BASE Les projections énergétiques à long terme établies par le Bureau fédéral du Plan reposent sur un certain nombre d’hypothèses brièvement résumées ci-après. Ces hypothèses sont communes aux variantes haute et basse de consommation électrique à la base de ce Plan de Développement.

Hypothèses de croissance économique belge La croissance économique (PIB) sous-jacente aux simulations, sur la période 2005-2012, atteint de l’ordre de 2,1% par an, ce qui correspond au rythme moyen observé ces dernières années. On note une légère décélération de la croissance économique durant la seconde partie de la période de projection par rapport à la première partie: le taux de 12

«Gestion de la Demande d’Energie dans le cadre des Efforts à accomplir par la Belgique pour réduire ses Emissions de Gaz à Effets de Serre», étude réalisée par le Fraunhofer Institute pour le Ministère des Affaires Economiques (mai 2003). Cette étude est spécifiquement consacrée à l’analyse détaillée des mesures de gestion de la demande énergétique les plus prometteuses, mesures à encourager dans le cadre des engagements pris par la Belgique en matière de diminution des émissions de gaz à effet de serre.

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croissance annuel moyen escompté s’élève à 2,2% pour la période 2005-2008 et à 2,0% pour la période 2008-2012. Le tableau 2.1 ci-après fournit les hypothèses en termes d’évolution du PIB et des valeurs ajoutées à prix constants entre 2005 et 2012. Tableau 2.1: Evolution du PIB et des valeurs ajoutées sectorielles à prix constants 2005-2012, en % par an Sources: BfP/PP95, BNB

L’industrie et le tertiaire verraient leurs activités progresser à un rythme comparable, ce qui rompt avec la «traditionnelle» hypothèse de basculement de la valeur ajoutée de l’industrie vers les services. Au sein de l’industrie, la chimie et, dans une moindre mesure, les branches des métaux non ferreux et des fabrications métalliques seraient les plus dynamiques. En contrepartie, on suppose un déclin ou une quasi stagnation des industries traditionnelles telles que la sidérurgie et le textile.

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Hypothèses démographiques Sur base d’hypothèses, d’une part, de diminution de la taille moyenne des ménages13 et, d’autre part, de légère augmentation de la population belge14, le nombre de ménages enregistrerait une progression moyenne de 0,8% par an durant la période 2005-2012, soit de 249 000 ménages supplémentaires en 2012 par rapport à 2005.

Hypothèses de prix des produits énergétiques La figure 2.2 ci-après présente les tendances sous-jacentes en matière de prix internationaux des combustibles. Le prix du charbon resterait stable, tandis que les cours du pétrole et du gaz naturel enregistreraient une légère hausse entre 2005 et 2012. Le cours du pétrole brut s’établirait donc à 20,8 dollars15 par baril en 2012, et celui du charbon à 17,5 dollars par baril équivalent pétrole. Figure 2.2: Prix internationaux des combustibles (FOB), en Euros(2000)/tep

Source: BfP/PP95, Trends to 2030

13

La taille des ménages est estimée à 2,26 membres par ménage en 2012 par rapport à 2,35 en 2003; cette évolution résulte d’un phénomène socioculturel de croissance des ménages «atypiques» tels les cellules monopare ntales, les célibataires, les divorcés, etc. 14 La population belge est estimée à 10,5 millions de personnes en 2012 contre 10,3 millions en 2000. 15 Ce prix, établi par le Bureau fédéral du Plan, représente une tendance à long terme qui ne prend pas en compte d’effet de «volatilité». Ce dernier ainsi que la hausse des prix observée ces derniers mois devront être intégré lors d’une prochaine étude.

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Hypothèses climatiques Les conditions climatiques sont supposées constantes durant la période de projection et équivalentes à celles observées en 200016. Notons que, comme le souligne le Bureau fédéral du Plan, l’année 2000 a été relativement douce de sorte que cette hypothèse peut entraîner une certaine sous-estimation de la consommation électrique future des ménages et, dans une moindre mesure, des services.

2.1.2

PERSPECTIVES DE CONSOMMATION ELECTRIQUE Compte tenu des hypothèses retenues pour la variante haute, la consommation électrique belge progressera de 1,6% par an en moyenne au cours de la période 2005-2012, pour s’établir à 95 TWh en fin d’horizon. Dans la variante basse, le rythme annuel moyen d’évolution de la consommation électrique est supposé moins soutenu, soit de l’ordre de 0,7%, ce qui portera la consommation à 89 TWh en 2012. Pour les deux variantes, le taux de croissance de la consommation électrique belge ainsi projetée est donc en recul comparativement aux dix dernières années où il atteignait 2,1% par an en moyenne. Ce ralentissement attendu de la progression de la demande d’électricité s’inscrit dans la prolongation de la tendance observée depuis une vingtaine d’années. Notons en outre que la progression attendue de la consommation électrique sera plus modérée que la croissance de l’activité économique. Ce constat traduit: • une saturation progressive du parc des équipements électriques combinée à une amélioration de leur efficacité énergétique; • une progression du secteur tertiaire plus soutenue que celle de l’industrie. La figure 2.3 ci-après illustre les prévisions d’évolution de la consommation belge dans chacune de ces deux variantes et la comparaison avec les variantes retenues dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010.

16

Les conditions climatiques sont modélisées par le nombre de degrés-jours Figaz, soit la somme des différences entre 16,5°C et les températures journalières équivalentes (moyenne pondérée des températures journalières moyennes des trois derniers jours incluant le jour courant, pour autant que ces dernières aient été inférieures à 16,5°C.

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Figure 2.3: Prévisions d’évolution de la consommation belge selon la variante haute et la variante basse entre 2005 et 2012, en TWh, et comparaison avec les variantes retenues dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010

La structure de la consommation électrique belge par secteur d’activité, ci-après dénommée «structure sectorielle», sera très similaire dans les deux variantes considérées. Elle demeurera en outre relativement stable durant la période sous revue. En effet, elle restera caractérisée par la prédominance de l’industrie - représentant plus de la moitié de la consommation électrique totale - et un poids non négligeable de la consommation résidentielle s’élevant à près du tiers de la consommation électrique totale. Les sections ci-après présentent les perspectives de consommation électrique émanant des deux variantes considérées, sous deux angles d’approche: • la structure sectorielle de la consommation d’électricité à l’horizon 2012; • les taux de croissance annuels sectoriels moyens de la consommation d’électricité entre 2005 et 2012.

Structure sectorielle de la consommation d’électricité belge Les structures sectorielles de la consommation d’électricité projetées dans les deux variantes présentent peu de différences. Les grandes tendances à l’horizon 2012 sont les suivantes: • L’industrie absorbera encore la plus grande part de la consommation d’électricité, soit 54%. En son sein, la chimie et, dans une moindre mesure, la sidérurgie, resteront les branches les plus gourmandes en électricité, puisqu’elles représenteront respectivement 20% et 8% du total de l’énergie électrique consommée en Belgique.

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• La consommation des ménages demeurera également substantielle, représentant de l’ordre de 29% du total de la consommation d’électricité. • Enfin, en dépit de la forte progression enregistrée durant la période de projection, la consommation électrique dans le secteur des services restera modérée en comparaison avec les secteurs industriel et résidentiel, puisqu’elle ne représentera encore que 16% du total de la consommation électrique. Les tableaux 2.4 et 2.5 ci-après fournissent le détail de l’évolution des perspectives sectorielles de consommation d’électricité, en GWh, entre 2005 et 2012, respectiv ement pour les variantes haute et basse.

Tableau 2.4: Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante haute)

Source: Bureau fédéral du Plan

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Tableau 2.5: Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante basse)

Source: Bureau fédéral du Plan

Evolutions sectorielles entre 2005 et 2012 La croissance annuelle moyenne de la consommation électrique belge sur la période 2005-2012 s’établirait à 1,6% dans la variante haute et à 0,7% dans la variante basse. Globalement, tous les secteurs économiques participent à l’effort de réduction de la consommation électrique simulé dans la variante basse, à l’exception du transport et de l’énergie qui, au contraire, enregistrent une croissance de consommation électrique supérieure dans la variante basse. Ce constat qui peut paraître paradoxal s’explique par des phénomènes de substitution entre formes d’énergie détaillés dans la suite de cette section. Variante haute Le secteur tertiaire enregistrerait la progression de consommation électrique la plus soutenue, avec une moyenne de 2,4% par an sur l’horizon 2005-2012. Cette tendance traduit la bonne tenue des activités tertiaires mais aussi un poids croissant de la consommation d’électricité dans la consommation énergétique des services. En particulier, ce seront les usages électriques spécifiques (éclairage et appareils électriques) et, dans une moindre mesure, le développement de l’air conditionné, qui stimuleront la consommation électrique du tertiaire.

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La consommation électrique de l’industrie, bien que moins tonique que celle du secteur des services, affichera une dynamique soutenue sur la période envisagée: elle progressera de 2% par an en moyenne. L’examen des soussecteurs industriels montre que: • La branche de la chimie sera le moteur de la croissance de la consommation électrique dans l’industrie, du fait de son poids (plus du tiers de la consommation industrielle) mais également de sa forte dynamique (+3,5% par an en moyenne, principalement stimulée par la bonne tenue de ses activités). • Dans une moindre mesure, les branches des métaux non ferreux, des fabrications métalliques et de l’alimentation, boissons et tabacs, soutiendraient également la croissance de la consommation électrique industrielle, principalement sous l’impulsion d’une dynamique économique soutenue. • La branche sidérurgique voit sa consommation électrique augmenter légèrement, du fait d’une hypothèse de restructuration de l’appareil productif favorable à la consommation d’électricité (substitution des hauts fourneaux par des aciéries électriques). Le secteur du transport verra quant à lui sa consommation d’électricité stagner sur la période 2005-2012 (-0,2%): • L’augmentation des besoins énergétiques liés à l’augmentation du transport de personnes n’a pas d’impact sur la consommation électrique: elle concerne essentiellement le transport aérien. • L’augmentation de la consommation électrique due à l’accroissement de l’activité du transport de marchandises par rail est compensée par une hypothèse de forte amélioration de son efficacité énergétique. La consommation électrique des ménages augmentera au rythme modéré de 0,7% par an en moyenne sur l’horizon 2005-2012. Cette progression lente s’explique par plusieurs hypothèses: • L’amélioration sensible de l’efficacité énergétique des bâtiments ainsi que du matériel électroménager freine l’accroissement de la consommation d’électricité des ménages. En outre, l’effet stimulant de l’augmentation toujours soutenue du revenu disponible des ménages sur le chauffage ou l’usage/l’équipement électroménager sera minime car ces besoins sont déjà largement couverts en Belgique. • Le seul poste encore faiblement développé et induisant une marge potentielle est l’air conditionné: l’incidence globale d’une intensification de cet usage sur la dynamique de la consommation électrique des ménages, si elle se concrétise, sera très limitée en termes d’énergie. Par contre, l’incidence de ce phénomène sur le profil de la charge électrique ne doit pas être sous-estimée. Durant des épisodes de chaleur importante, l’usage de l’air conditionné risque de générer des pointes de puissance de consommation en certains points d’alimentation du réseau qui pourraient se révéler problématiques en termes de gestion du réseau. • Par ailleurs, l’hypothèse retenue en termes de conditions climatiques17 entraîne une sous-estimation du potentiel d’accroissement de la consommation électrique due à l’usage du chauffage, même si cette sousestimation potentielle doit être relativisée par la pénétration faible et décroissante en Belgique du chauffage électrique.

17

Cette hypothèse formulée maintient sur toute la période de projection les conditions de température de l’année 2000 plutôt qu’une moyenne historique. Le niveau de degrés-jours de l’année 2000 est historiquement bas.

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Variante basse La variante basse simule ce que serait la demande d’électricité en cas d’intensification des actions volontaristes menées en termes d’économies de la consommation énergétique. Cette section se concentre sur le résultat escompté des mesures de maîtrise de la consommation d’électricité entre 2005 et 2012: elle met en évidence les principales sources d’économie de consommation de la variante basse par rapport à la variante haute. Figure 2.6: Répartition de l’économie de consommation d’électricité, horizons 2008 et 2012, en GWh de la variante basse par rapport à la variante haute

La figure 2.6 montre que tous les secteurs participent à l’effort de maîtrise de la consommation électrique à l’exception des transports et de l’énergie. L’industrie enregistre la plus grande participation à la mise en œuvre de mesures de gestion de la demande18: elle prend en charge plus de la moitié de l’effort total réalisé; le taux de croissance de la consommation du secteur s’élève à +1,1% pour la variante basse contre +2,0% pour la variante haute. Toutes les branches industrielles soutiennent ce mouvement. Toutefois, la chimie et la sidérurgie réalisent à elles seules plus de la moitié des économies d’électricité attendues dans l’industrie, étant donné l’importance relative de leur niveau de consommation par rapport aux autres branches.

18

Les mesures de gestion de la demande énergétique à la base des simulations de maîtrise de la demande pour l’industrie consistent en: • des accords négociés par branche; • une révision des programmes existants de subsidiation des efforts en matière d’efficience énergétique; • la mise en place de procédures d’accompagnement (audits énergétiques); • des mesures fiscales particulières (taxes énergétiques/CO2); • la mise en place d’un marché de droits d’émissions.

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Les ménages interviennent également de manière substantielle dans les économies d’électricité induites par les mesures de gestion de la demande19. Ils réalisent de l’ordre d’un quart des efforts totaux consentis. En conséquence, le taux de croissance de la demande de ce secteur à l’horizon du Plan est négatif dans la variante basse: il s’élève à -0,3% contre 0,7% pour la variante haute. Le secteur tertiaire prend à son compte environ 20% des économies d’électricité réalisées dans le cadre des efforts en matière de maîtrise de la demande énergétique. Ainsi, le taux de croissance de la consommation électrique du secteur à l’horizon 2005-2012 diminue de moitié et s’élève à 1,2% dans la variante basse alors qu’il est de 2,4% dans la variante haute. Les mesures simulées pour ce secteur sont très similaires à celles des ménages. Pour le secteur du transport et de l’énergie, la variante de maîtrise de la consommation énergétique20 induit au contraire un niveau de consommation électrique plus élevé dans la variante basse que dans la variante haute: • La consommation électrique du transport est en effet principalement engendrée par le transport ferroviaire et le renforcement de la maîtrise de la demande énergétique vise à un phénomène de substitution intermodal favorisant l’utilisation de celui-ci au détriment du transport routier. Ainsi, le taux de croissance à l’horizon du Plan s’établit à -0,2% pour la variante haute et à +1,9% pour la variante basse. • Pour le secteur de l’énergie, la variante basse génère également un niv eau de consommation électrique plus soutenu que la variante haute: +0,8% contre – 3,9% dans la variante basse. L’incidence de l’augmentation de ce secteur est cependant négligeable étant donné que la consommation générée dans celuici pèse très faiblement dans la demande électrique totale (moins de 0,1%). Tableau récapitulatif Le tableau 2.7 ci-après fournit un résumé des taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur entre 2005 et 2012, respectivement pour les variantes haute et basse.

19

Pour les ménages, les mesures envisagées pour modérer la progression de la consommation électrique sont notamment: • la mise en œuvre de standards de performance énergétique pour les bâtiments; • une politique active d’information concernant les aides publiques octroyées pour inciter les ménages à effectuer les choix adéquats en matière de consommation énergétique; • une politique active de sensibilisation et d’éducation à l’économie d’énergie. 20 L’étude BfP/MDE s’appuie sur l’examen du potentiel de maîtrise de la demande énergétique dans son ensemble: l’électricité et les autres formes d’énergie ainsi que leurs interactions sont considérées. En conséquence, certains phénomènes de substitution induisent des «efforts négatifs» pour certains segments énergétiques.

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Tableau 2.7: Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2005 et 2012

2.2 DEFINITION DES SCENARIOS DE CONSOMMATION (PUISSANCE APPELEE) Le dimensionnement du réseau d’électricité s’appuie, entre autres, sur des données prévisionnelles relatives à toutes les consommations locales desservies par le réseau à deux moments particuliers: «à la pointe» et «hors pointe». Ces données sont présentées ci-après, agrégées par secteur, pour les horizons-clés du Plan de Développement et pour les deux variantes de consommation prises en compte 21. Avant de commenter les résultats, il convient d’insister sur les éléments suivants. Le «profil» du niveau d’une consommation locale suivant le moment de l’année et de la journée présente des différences significatives selon le type de consommation examiné: industrie, ménage, commerce, etc. Cette «désynchronisation» se retrouve bien entendu au niveau des agrégats sectoriels considérés. En conséquence, le poids relatif des différents secteurs dans la consommation totale diffère selon la période de référence étudiée. Ceci explique pourquoi les poids relatifs de chacun des secteurs, rapportés ci-après en termes de puissance «à la pointe» ou «hors pointe» s’écartent sensiblement des poids relatifs présentés à la section 2.1 portant sur les énergies annuelles22.

21

Il convient d’indiquer que les données reprises dans la suite du texte se réfèrent au périmètre du réseau géré par Elia; autrement dit, elles couvrent le territoire belge ainsi qu’une partie du réseau luxembourgeois alimenté par Elia (Sotel) à l’exclusion des pertes de réseau. 22 Les principales différences se situent au niveau des poids relatifs de l’agrégat «ménages, tertiaire, PME/PMI», d’une part, et de l’industrie, d’autre part. Ainsi, les consommations de l’agrégat «ménages, tertiaire, PME/PMI» pèsent significativement plus au moment de la pointe nationale que sur l’ensemble de l’année. En contrepartie, les consommations de type industriel sont moins présentes lors de la pointe nationale que sur l’ensemble de l’année. Le moment de la pointe nationale, à 18h00, un jour ouvrable d’hiver, explique ce constat, puisqu’il correspond à la juxtaposition de plusieurs usages domestiques (éclairage, préparation du repas, chauffage).

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2.2.1

VARIANTE HAUTE Horizon 2008 A l’horizon 2008, la puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» dans le cadre de la variante haute est estimée à 14,9 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 9,7 GW, soit 65% de la puissance totale. Les consommations industrielles atteindront quant à elles 4,7 GW, soit 32% de la puissance totale. Dans celles-ci, la chimie et la sidérurgie pèseront pour les 2/3 en prélevant respectivement 1,7 et 1,4 GW. La puissance appelée «hors pointe» s’élèvera à 12,6 GW en 2008. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI, absorberont 8 GW, soit 64% de la puissance consommée. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 4,2 GW, soit 34% de la puissance totale. La chimie et la sidérurgie seront les activités industrielles les plus gourmandes en puissance électrique, avec des consommations respectives de 1,6 et 1,2 GW.

Horizon 2012 La puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe», à l’horizon 2012, atteindra 15,8 GW, pour la variante haute. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 10,2 GW, soit 65% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 5,1 GW, soit 33% de la puissance totale. Les branches de la chimie et de la sidérurgie demeureront les plus importantes, avec des consommations respectives de 2 et 1,5 GW. La puissance appelée «hors pointe» est estimée à 13,4 GW en 2012. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI s’élèveront à 8,5 GW, soit 63% de la puissance consommée. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 4,6 GW, soit 34% de la puissance totale. Parmi celles-ci, les branches de la chimie et de la sidérurgie prélèveront respectivement 1,8 et 1,2 GW.

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Figure 2.8: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante haute

2.2.2

VARIANTE BASSE Horizon 2008 A l’horizon 2008, la puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» dans la variante basse est estimée à 14,4 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 9,2 GW, soit 64% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 4,7 GW, soit 33% de la puissance totale. Dans celles-ci, la chimie et la sidérurgie pèseront lourdement en prélevant respectivement 1,7 et 1,5 GW. La puissance appelée «hors pointe» est quant à elle estimée à 12,2 GW en 2008. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI, absorberont 7,7 GW, soit 63% de la puissance consommée. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 4,2 GW, soit 34% de la puissance totale. La chimie et la sidérurgie seront les activités les plus gourmandes en puissance électrique, avec des consommations respectives de 1,5 et 1,2 GW.

Horizon 2012 La puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» atteindra 14,8 GW à l’horizon 2012, pour la variante basse. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 9,3 GW, soit 63% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 5 GW, soit 34% de la

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puissance totale. Les branches de la chimie et de la sidérurgie demeureront les plus importantes, avec des consommations respectives de 1,9 et 1,5 GW. La puissance appelée «hors pointe» est quant à elle estimée à 12,6 GW en 2012. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI atteindront 7,7 GW, soit 61% de la puissance consommée. Les consommations industrielles atteindront quant à elles 4,5 GW, soit 35% de la puissance totale. Parmi celles-ci, les branches de la chimie et de la sidérurgie prélèveront respectivement 1,7 et 1,3 GW. Figure 2.9: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante basse

2.3 DERNIERS DEVELOPPEMENTS METHODOLOGIQUES RELATIFS AUX PREVISIONS DES CONSOMMATIONS LOCALES 2.3.1

INFLUENCE DE LA TEMPE RATURE SUR LA CONSOMMATION D’ELECTRICITE La pointe de consommation observée fluctue selon les années en raison de sa forte dépendance par rapport aux conditions climatiques. Cette caractéristique fait l’objet d’une attention particulière dans le cadre du processus d’élaboration des prévisions de consommation. Ce processus a été décrit dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 et est repris en annexe au chapitre 2 du présent document.

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Le mécanisme de correction des données brutes de consommation en fonction de la température observée a pour but de neutraliser l’incidence de conditions de température «hors norme» sur la pointe des consommations résidentielles: il consiste à corriger la donnée de pointe observée en la ramenant à un niveau qui aurait prévalu en cas de température «normale» afin de dimensionner le réseau indépendamment des aléas climatiques susceptibles de survenir d’un hiver à l’autre23. Le mécanisme de correction utilisé traditionnellement est en cours de perfectionnement afin de tirer le meilleur parti de l’évolution récente des possibilités de traitement informatique des banques de données24.

Mécanisme de correction «traditionnel» Le mécanisme de correction «traditionnel» est basé sur les données des consommations à l’heure de pointe durant les mois d’hiver. Le modèle comporte une seule variable explicative: il s’agit d’un modèle de régression linéaire de la consommation locale à l’heure de «la pointe» du jour en fonction de la température minimale observée la veille.

Mécanisme de correction perfectionné Le modèle «perfectionné» est plus fiable et plus précis: • il est basé sur un échantillon de données beaucoup plus important, soit toutes les données de consommation horaire sur une période de minimum deux ans; • de plus, l’influence sur les consommations résidentielles des aléas de la température, outre l’effet saisonnier de la température, est modélisée après extraction des impacts cycliques saisonniers, journaliers et horaires et de l’évolution tendancielle de la consommation pris en compte sur base mensuelle; • enfin, le modèle prend en compte l’effet d’inertie de la consommation par rapport aux variations de température instantanées25. Les figures 2.10 et 2.11 ci-après illustrent ce modèle de décomposition des consommations résidentielles selon ces différentes composantes.

23 24 25

Le réseau est par ailleurs dimensionné pour couvrir la consommation à des températures extrêmes. Il autorise l’utilisation de méthodes statistiques et économétriques plus riches. La variable température est exprimée en termes de degré-jour Figaz, moyenne pondérée des degrés-jours des trois derniers jours. Par ailleurs, le degré -jour Figaz est considéré comme indicateur de référence dans l’élaboration des perspectives à long terme du Bureau fédéral du Plan.

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Figure 2.10: Décomposition des consommations résidentielles en facteurs d’influence – modèle «perfectionné»

Figure 2.11: Exemple de décomposition en ses composantes saisonnières et non saisonnières d’une série chronologique de données de consommation résidentielle sur une période de 3 trois ans et demi

Le modèle «perfectionné» actuellement en cours de validation sera en principe implémenté dans le cadre du prochain Plan de Développement. Outre ses atouts en termes de fiabilité et de précision des prévisions, il permet les évolutions suivantes:

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• une correction sur les consommations résidentielles de l’influence de températures inférieures aux normales saisonnières et des températures supérieures aux normales saisonnières26; • une correction nuancée selon le mois de la pointe observée, en considérant comme référence des températures normales saisonnières ou des scénarios de température plus extrêmes; • une meilleure prise en compte des pointes de consommation qui se manifestent en dehors de la pointe traditionnelle de consommation de l’hiver, liées aux besoins simultanés de chauffage et d’éclairage. Par exemple, les pointes de consommation apparaissant ponctuellement en été, générées par la prolifération des systèmes d’air conditionné dans les habitations et les immeubles de bureau, pourront ainsi être identifiées et mieux prises en compte dans le cadre de la planification du réseau.

2.3.2

EVOLUTION TENDANCIELLE DE LA CONSOMMATION D’ELECTRICITE Comme illustré à la figure 2.10 ci-avant, le modèle «perfectionné» capture, outre l’effet de la température, l’évolution tendancielle de la consommation d’électricité. Cette information est précieuse dans le cadre de l’appréhension des taux d’accroissement relatifs à l’évolution des consommations locales (approche micro-économique) qui représente un élément important dans le processus d’élaboration des prévisions d’évolution de la consommation d’électricité. La description de ce processus est disponible en annexe au chapitre 2 du présent document.

26

Vu la taille limitée de l’échantillon considéré dans le cadre du mécanisme de correction «traditionnel», seules les corrections de situations «anormales» en termes de température négative étaient opérées en considérant une température de référence de 0°C.

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3

Evolution de la production

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L’élaboration des prévisions relatives à l’évolution de la production d’électricité représente une étape importante dans l’établissement du programme d’extension du réseau d’électricité. Ces prévisions visent à déterminer l’évolution des moyens de production d’énergie électrique. Elles sont fortement liées à la politique énergétique d’un pays et donc principalement influencées, à ce point de vue, par les choix réalisés par les pouvoirs publics. Néanmoins, le marché de la production, dans un environnement libéralisé, est également soumis aux lois du marché et de la concurrence. L’annexe au chapitre 3 du présent Plan reprend la liste des informations utilisées dans le cadre de l’élaboration des hypothèses du Plan de Développement en termes de parc de production. Le Plan de Développement s’appuie notamment sur le Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité. Le Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité 2005-2014 a été soumis par la CREG à l’approbation du Ministre en janvier 2005. Les hypothèses à la base du parc de production considéré dans le présent Plan de Développement sont similaires et cohérentes avec celles établies dans le cadre de celui-ci. En particulier, le plan de déclassement des unités considéré dans le cadre du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-2011 et du Plan de Développement 2003-2010 n’est plus d’application dans le Plan de Développement 2005-2012, conformément aux hypothèses reprises dans le cadre de ce Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014.

3.1 HYPOTHESES DU PROGRAMME INDICATIF DES MOYENS DE PRODUCTION 2005-2014 3.1.1

PRODUCTION CENTRALISEE En termes de production centralisée, le Programme Indicatif des moyens de Production se réfère aux données fournies par les entreprises du secteur concernant le parc de production existant.

3.1.2

PRODUCTION DECENTRALISEE En termes de production décentralisée, le Programme Indicatif des moyens de Production fournit des variantes relatives aux investissements en sources d’énergies renouvelables (unités SER), d’une part, et aux investissements en cogénération de qualité, d’autre part. Une variante «basse» et une variante «haute» sont considérées pour chacun de ces deux modes de production décentralisée. La variante «haute» correspond aux quotas définis par les régions à des horizons fixés par celles-ci. Au-delà de ces horizons, la production décentralisée est supposée se développer jusqu’à un niveau correspondant en 2019 au potentiel estimé pour ce type de production dans certaines études disponibles, dont le rapport de la Commission AMPERE.

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La variante «basse» est basée sur un schéma d’évolution moins rapide que celui prévu par les objectifs régionaux en la matière. L’idée de base est que le respect des objectifs définis par les régions aux horizons fixés par celles-ci nécessiterait la mise en place de mesures de soutien supplémentaires.

Variantes d’investissement en unités SER Par énergie renouvelable, on entend l’énergie qui est produite à partir de sources autres que les combustibles fossiles, à l’exclusion de l’énergie nucléaire. Le Programme Indicatif des moyens de Production limite le potentiel de développement en SER en Belgique à la production d’énergie éolienne et à la valorisation de la biomasse, conformément aux recommandations de la Commission AMPERE27. Les valeurs associées à la variante «haute» intègrent au niveau national les objectifs définis par la Flandre et la Wallonie pour 2010. A l’horizon 2019, les hypothèses décrites ci-dessus conduisent à considérer un total d’énergie produite par les SER décentralisées à environ 8,2 TWh. La variante «basse» prévoit une production des unités SER de 4,6 TWh à l’horizon 2019.

Variantes d’investissement en cogénération Le principe de la production combinée de chaleur et d’électricité est d’utiliser au mieux le contenu énergétique du combustible en produisant la quantité de chaleur nécessaire à une température donnée, tout en produisant un maximum d’énergie électrique. L’exploitation des unités de cogénération est guidée par la demande de chaleur. Il en résulte que l’énergie électrique produite n’est en principe, sauf dispositions spéciales, pas pilotée par la consommation d’électricité. Les valeurs associées à la variante «haute» intègrent au niveau national les objectifs définis par la Flandre et la Wallonie pour 2010. A l’horizon 2019, les hypothèses décrites ci-dessus conduisent à considérer un total d’énergie produite par les unités de cogénération à environ 17,6 TWh. La variante «basse» prévoit une production des unités de cogénération de 11,6 TWh à l’horizon 2019.

27

Le rapport AMPERE considère que les autres énergies renouvelables, c’est-à-dire les énergies hydraulique, photovoltaïque, géothermique ou marémotrice, ainsi que les énergies alternatives (hydrogène converti dans des piles à combustible) ne devraient connaître qu’un développement marginal au cours des vingt prochaines années. Le rapport est disponible sur le site http://mineco.fgov.be

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3.2 HYPOTHESES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT 3.2.1

PRODUCTION CENTRALISEE Les hypothèses en termes de production centralisée sont définies conformément à celles indiquées par le Programme Indicatif des moyens de Production. Elles sont construites à partir du parc de production annoncé par Electrabel dans le contrat établi dans le cadre de la coordination de l’alignement des unités de production (contrat CIPU) pour l’année 2004 et des informations fournies par CPTE en 2003, concernant les parcs de production d’Electrabel et de SPE. Pour rappel, le plan de déclassement communiqué officiellement par les producteurs concernés en janvier 2000 et considéré dans le Plan de Développement 2003-2010 visait toutes les unités thermiques classiques de 125 MW du parc de production existant, à l’exception de Rodenhuize 3. Ainsi, il était prévu de déclasser: • à l’horizon 2005-2006: Amercœur 1, Amercœur 2 et Awirs 4; • à l’horizon 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 et Ruien 4. Ce plan de déclassement n’est plus repris dans le Plan de Développement 20052012 étant donné que les producteurs concernés ont indiqué le report à une date ultérieure, encore à définir, du déclassement de ces unités de production. Les autres hypothèses en termes de production centralisée établies dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 sont confirmées dans le Plan de Développement 2005-2010. Ainsi, les hypothèses du plan de production considèrent en fonctionnement: • toutes les unités à cycle combiné (TGV) qui étaient en service en 2000; • toutes les unités classiques de 300 MW au gaz, soit Kallo 1 et Kallo 2, Ruien 6, Rodenhuize 4 et Awirs 5; • toutes les unités classiques de 300 MW au charbon, soit Langerlo 1, Langerlo 2 et Ruien 5; • Monceau, Rodenhuize 2, Rodenhuize 3, Amercœur, Mol 11, Mol 12, Awirs 4, Ruien 3, Ruien 4: unités classiques de 125 MW; • les nouvelles unités mises en service en 2002 ou prévues pour 2005 ou 2006 dont les caractéristiques sont disponibles dans le tableau 3.1 ci-après. Tableau 3.1: Caractéristiques des unités de production mises en service en 2002 ou prévues pour 2005 ou 2006

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La seule unité supplémentaire dont la mise en service est prévue en 2007 est la nouvelle unité de 200 MW raccordée en 150 kV dans le port d’Anvers (Nuon).

3.2.2

PRODUCTION DECENTRALISEE Les hypothèses du Plan de Développement en termes de production décentralisée sont conformes à celles indiquées par le Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014. Les hypothèses du Plan de Développement relatives aux énergies renouvelables et à la cogénération sont basées sur les dernières données disponibles lors de la détermination en mai 2004 des hypothèses relatives aux études réalisées pour les besoins de ce Plan: • les objectifs du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-201128, en ce qui concerne les volumes globaux de puissance installée par Région; • le suivi des projets et des demandes de raccordement en ce qui concerne la localisation des unités de production et la ventilation de la puissance installée: le suivi des projets est réalisé sur base d’informations fournies par certains gestionnaires de réseaux de distribution et par la revue de la presse de façon générale. La production décentralisée est localisée comme suit: • les unités dont les demandes de raccordement ont été introduites sont affectées, dans le modèle d’écoulement de charges, aux nœuds du réseau auxquels il est prévu de les raccorder; • le solde de puissance, dont la localisation n’est pas encore identifiée, est distribué de façon uniforme sur le réseau 70-30 kV en Flandre et en Wallonie, et ce dans le but d’éviter de favoriser ou de défavoriser certains nœuds29. Les sections ci-après fournissent la comparaison de ces hypothèses et de celles retenues dans le scénario K7 du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-2011, scénario de référence du Plan de Développement 2003-2010.

Hypothèses en termes d’unités SER La figure 3.2 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan de Développement, du Plan de Développement 2003-2010 et du Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014 en ce qui concerne l’évolution de la puissance insta llée des sources d’énergie renouvelable, par rapport à la situation 2003.

28 29

Scénarios B3 et K7 Dans le cas où le solde de la puissance est négatif, la puissance installée considérée est la somme des puissances installées des projets prévus.

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Figure 3.2: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée des unités de production éolienne

30

par rapport à la situation 2003

Les prévisions d’évolution des énergies renouvelables qui ont été retenues figurent au tableau 3.3 ci-après.

31

Tableau 3.3: Evolution de la puissance installée des unités de production éolienne situation 2003

32

par rapport à la

33

, par Région

30

Dans le cadre du dimensionnement du réseau, on considère sur base des données de vents disponibles, à la pointe (en hiver), un potentiel de présence de: • 49% pour les éoliennes off-shore; • 29% pour les éoliennes on-shore. 31 Il s’agit de la puissance installée des unités de production d’énergie éolienne. Faute d’information, dans le cadre de ce Plan, les investissements relatifs à la valorisation de la biomasse sont implicitement confondus aux investissements en termes de cogénération. En effet, le Programme Indicatif des moyens de Production ne fait pas de distinction entre énergie éolienne et biomasse. En outre, dans le cadre des demandes de raccordement adressées aux gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, la valorisation de la biomasse est souvent confondue avec la cogénération. 32 Dans le cadre de ces hypothèses, la totalité de la puissance installée des parcs éoliens off-shore est considérée en Région flamande. 33 Etant donné l’exiguïté du territoire, le potentiel du renouvelable est très faible en Région de Bruxelles-Capitale. Il est implicitement compris, dans le cadre des hypothèses du présent Plan de Développement, dans le potentiel des Régions flamande et wallonne.

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Hypothèses en termes d’unités éoliennes off-shore La figure 3.4 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan de Développement, du Plan de Développement 2003-2010 et du Programme Indicatif des moyens de production 2005-2014 en ce qui concerne l’évolution de la puissance insta llée des unités éoliennes off-shore par rapport à la situation 2003.34 Figure 3.4: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par rapport à la situation 2003

Les prévisions d’évolution de la production éolienne off-shore figurent au tableau 3.5 ci-après. Tableau 3.5: Evolution de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par rapport à la situation 2003

34

Dans le cadre du dimensionnement du réseau, on considère sur base des données de vents disponibles, la présence à la pointe de 49% de la puissance installée.

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Hypothèses en termes de cogénération La figure 3.6 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan de Développement, du Plan de Développement 2003-2010 et du Programme Indicatif des moyens de production 2005-2014 en ce qui concerne l’évolution de la puissance insta llée des investissements en cogénération par rapport à la situation 2003. Figure 3.6: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003

Les hypothèses retenues en termes de cogénération sont basées sur des valeurs indicatives disponibles au niveau régional. Le tableau 3.7 ci-après fournit les hypothèses d’évolution de la cogénération.

Tableau 3.7: Evolution de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003, 35

par Région

35

Le potentiel de cogénération relativement faible en Région de Bruxelles-Capitale, n’a pas fait l’objet d’une distinction dans le cadre des hypothèses du présent Plan de Développement : il est implicitement compris dans le potentiel des Régions flamande et wallonne.

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3.3 PERSPECTIVES D’ IMPORTATIONS La libéralisation des marchés conduit à mettre à disposition du marché la capacité des interconnexions entre pays pour le commerce international de l’électricité. Dans ce contexte, ce Plan de Développement examine également les développements nécessaires pour augmenter les possibilités d’importation de la Belgique. Des niveaux d’importation maximale de 2500 MW à 3700 MW sont considérés. Il est bien entendu que ces niveaux d’importations élevés sont contraignants visà-vis du potentiel d’importation des Pays-Bas36. Les hypothèses du présent Plan de Développement considèrent, sauf autre mention explicite, que les Pays-Bas importent 2500 MW.

3.4 DEFINITION DES SCENARIOS DE PRODUCTION Sur base des hypothèses décrites aux sections 3.2 et 3.3 ci-avant, deux scénarios de plan de production de base ont été construits, en cohérence avec les scénarios de consommation, soit la variante haute et la variante basse37. Pour chacun de ces scénarios, les deux horizons du Plan ont été envisagés, soit l’horizon 2008 et l’horizon 2012. L’examen des données fait apparaître que ces deux scénarios diffèrent très peu l’un de l’autre, que ce soit à l’horizon 2008 ou à l’horizon 2012. Les scénarios de base qui résultent de la confrontation d’un parc de production belge de référence38 à la pointe et de la consommation belge à la pointe sont illustrés dans la section 3.4.1 et 3.4.2 ci-après. Les sections 3.4.2 à 3.4.4 décrivent les variantes de parc de production construites à partir de ces scénarios de base. Parmi ces variantes, certaines peuvent être liées aux horizons du Plan: • les variantes relatives à l’ouverture du marché qui tiennent ainsi compte des délais de réalisation des investissements nécessaires; • les variantes relatives à une plus grande indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production. Par contre, d’autres en sont totalement indépendantes: l’accueil de nouvelles unités est fortement liée au réseau de transport existant et donc peu liée aux horizons du Plan. Il en est de même pour les projets de nouvelles unités dont l’horizon reste incertain. La section 3.4.5 reprend la synthèse de tous les scénarios de parcs de production.

36

L’interdépendance des importations belge et hollandaise est explicitée plus en détail dans l’annexe au chapitre 4 du présent document. 37 Dénominations du Programme Indicatif des moyens de Production. 38 Par parc de production de référence, on entend le parc de production où sont alignés, par ordre économique, les groupes de production qui sont utilisés en situation normale, à l'exclusion de toute unité de pointe, telle que les turbojets, les turbines à gaz en cycle ouvert, ...

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3.4.1

SCENARIOS DE BASE DE PRODUCTION Variante haute de consommation - Horizon 2008 et 2012 Le parc de production considère, pour couvrir la consommation et les pertes39 à la pointe, une importation de 1850 MW à l’horizon 2008 et à l’horizon 2012. Cette estimation est basée sur l’hypothèse de l’utilisation, à la pointe, de la totalité de la puissance installée relative aux nouvelles unités, qu’elles soient de type classique, éolien off-shore ou décentralisé (cogénération et SER). Les puissances affichées retenues tiennent compte des différentes réserves et de la présence moyenne du vent à la pointe de consommation. Les figures 3.8 et 3.9 ci-après fournissent les scénarios de plan de production retenus respectivement aux horizons 2008 et 2012, pour la variante haute de consommation. Figure 3.8: Plan de production à la pointe à l’horizon 2008, en MW – Variante haute de consommation

Figure 3.9: Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante haute de consommation

39

Les pertes à la pointe sont estimées de manière forfaitaire.

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Variante basse de consommation - Horizon 2008 et 2012 L’importation nécessaire pour couvrir la consommation et les pertes à la pointe est de l’ordre de 1400 MW à l’horizon 2008 et de 900 MW à l’horizon 2012. Ce taux d’utilisation est basé sur la même hypothèse que celle utilisée dans le cadre de la variante haute de consommation. Les figures 3.10 et 3.11 ci-après fournissent les scénarios de plan de production de base retenus respectivement aux horizons 2008 et 2012, pour la variante basse de consommation. Figure 3.10: Plan de production à la pointe à l’horizon 2008, en MW – Variante basse de consommation

Figure 3.11: Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante basse de consommation

La figure 3.12 ci-après illustre l’évolution de la puissance disponible, à la pointe, en MW, par type d’unité respectivement aux horizons 2008 et 2012, par rapport à la situation existante en 2003. Elle est valide pour les variantes haute et basse de parc de production.

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Figure 3.12: Evolution de la puissance disponible à la pointe par type d'unité en 2008 et en 2012, par rapport à la situation existante en 2003, en MW

3.4.2

SCENARIOS «AUGMENTATION DES IMPORTATIONS » Dans le contexte de l’ouverture des marchés de l’électricité, des scénarios «augmentation des importations» considérant des niveaux d’importation plus importants que ceux résultant de la différence «parc de production belge – consommation belge» sont également examinés. Cette variante met en évidence la poursuite des développements de réseaux nécessaires afin d’ouvrir le marché belge de l’électricité et de le rendre plus indépendant du parc de production belge. Ces scénarios prennent en compte les niveaux d’importation maximum dans la limite des possibilités réalistes de réalisation des investissements nécessaires aux termes considérés, déjà indiqués dans le Plan de Développement 20032010: • 3700 MW à l’horizon 2008; • 4700 MW à plus long terme. La construction de ces scénarios repose sur l’arrêt d’unités du parc de production belge et leur compensation par des injections sur un nœud d’un pays voisin. Dans cette optique, le niveau d’importation est le paramètre déterminant et il n’y a pas lieu de différencier les deux variantes basse ou haute de consommation du scénario de base.

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3.4.3

SCENARIOS «INDEPENDANCE DU RESEAU VIS -A - VIS DU PARC DE PRODUCTION» Vu les modifications rapides de l'environnement économique et les changements dans l'organisation du marché de l'électricité en Belgique, les désaffectations d'unités de production sont probables. Par ailleurs, selon le renforcement des capacités d’interconnexion entre la France et la Belgique et/ou le développement de la production décentralisée, par exemple, les producteurs pourraient être amenés à mettre hors service des unités de production: l’impact de l’arrêt des unités de production de Ruien (Flandre orientale), d’Amercœur et Monceau (Hainaut), de Mol (Province d’Anvers), de Kallo (Province d’Anvers) et de Langerlo (Limbourg) a fait l’objet d’un nouvel examen en variante au scénario de base à l’horizon 2008 et à plus long terme.

3.4.4

SCENARIOS «ACCUEIL DE NOUVELLES UNITES » A contrario des scénarios «ouverture du marché», en variante au cas de base, des scénarios relatifs à la recherche des localisations des unités de production en Belgique qui minimisent les contraintes sur le réseau ont été étudiés. De même, les développements de réseau nécessaires en cas de réalisation des projets de parcs de production éolienne en mer d’une puissance installée à terme de 2000 MW ont été examinés, conformément aux décisions gouvernementales40.

3.4.5

TABLEAU RECAPITULATIF DES SCENARIOS DE PRODUCTION Le tableau 3.13 ci-après fournit une synthèse des scénarios de production considérés dans le cadre de ce Plan. Des niveaux d’importation maximale de 2500 MW à 3700 MW sont considérés. Il est bien entendu que ces niveaux d’importations élevés sont contraignants visà-vis du potentiel d’importation des Pays-Bas. Les hypothèses du présent Plan de Développement considèrent, sauf autre mention explicite, que les Pays-Bas importent 2500 MW. Une étude de sensibilité relative à l’évaluation de l’impact sur les possibilités d’importation de la Belgique en cas de modification du niveau d’importation des Pays-Bas a été réalisée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Les résultats de cette étude sont repris à l’annexe au chapitre 7 du présent document.

40

Lettre de Madame la Ministre Moerman du 9 juillet 2004 (référence FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863).

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Tableau 3.13: Synthèse des scénarios de production dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012

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4

Les transactions belges dans le contexte international

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4.1 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE PAYS Le système électrique belge fait partie d’un système interconnecté qui s’étend du Portugal à la Pologne. La capacité de transport disponible aux frontières est déterminée en partie par la topologie du réseau européen (c’est-à-dire en fonction des éléments41 qui sont en service et de leur mode de connexion) et par les échanges commerciaux entre zones tierces. Jouent également un rôle important les indisponibilités dans le réseau 380/220 kV, tant à l’intérieur du pays que dans les pays qui ento urent la Belgique. La capacité à la frontière Sud sera par exemple fortement influencée par ce qui se passe aux frontières entre les Pays-Bas, la France, l’Allemagne, la Suisse et le Royaume-Uni. Ces circonstances extérieures ont une très grande influence sur la Belgique. Notre pays se situe en effet entre des pays qui, habituellement, importent (les Pays-Bas, l’Allemagne) ou exportent (la France) beaucoup d’énergie électrique. La libéralisation du marché européen de l’électricité a entraîné une hausse sensible de l’ampleur et de la volatilité des flux transfrontaliers. Pour contrôler ces flux, les gestionnaires de réseau affiliés à l’UCTE déterminent au préalable les capacités d’interconnexion que le marché peut utiliser. Ils doivent prévoir des marges de sécurité suffisamment grandes pour pouvoir faire face à des flux inattendus dans leur zone de réglage. Les capacités transfrontalières étant le plus souvent inférieures à la demande, celles-ci doivent être allouées aux acteurs de marché selon une méthode conforme au marché. Ces dernières années, Elia a fortement contribué aux groupes de travail qui ont développé la méthodologie pour la définition de la capacité. L’UCTE utilise le modèle de coordination élaboré par les gestionnaires de réseau néerlandais, allemands, français et belge en tant que modèle pour les autres régions, telles que la Suisse, la France, l’Italie et la Slovénie ainsi que la Pologne, la Tchéquie, la Slovaquie et la Hongrie. L’électricité suit le chemin de la moindre résistance. C’est pourquoi les flux résultant des transactions annoncées entre deux zones de réglages ne reflètent pas parfaitement les flux physiques qui circuleront entre ces zones de réglage. Les différences entre les flux résultant des transactions annoncées et les flux effectifs sont appelées «flux parallèles». Etant donné la situation géographique de la Belgique au cœur du réseau de transport européen, les flux parallèles y sont importants et irréguliers; ceci constitue pour Elia une grande incertitude dans le calcul de la capacité d’échange avec les pays voisins. Ainsi les flux entre la Belgique et les Pays-Bas et entre la Belgique et la France en 2004 variaient régulièrement entre 2500 et 3000 MW du nord vers le sud. Ces différences sont provoquées par des transactions non nominées auprès d’Elia, par exemple entre l’Allemagne et la France, ou par le caractère intermittent et irrégulier de la production éolienne en Allemagne. A titre d’exemple, la figure 4.1 illustre les flux résultant d'une transaction de 100 MW entr e l'Allemagne et l'Italie. On constate que 22 MW, soit 22 % de la puissance transportée d’Allemagne vers l’Italie, traversent la Belgique. En cas de perturbation importante sur le réseau européen, par exemple l’arrêt inopiné d’une unité de production aux Pays-Bas, en Allemagne ou en France, ces flux de

41

Eléments du réseau ou unités de production de grande taille

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transit modifient instantanément et de manière significative les flux au travers du réseau belge. Figure 4.1: Flux résultant d'une transaction commerciale de 100 MW entre l'Allemagne et l'Italie

La problématique relative à la simulation et au calcul des capacités de transaction a été développée dans le cadre du Plan de Développement 20032010. Elle est reprise en annexe au chapitre 4 du présent document.

4.2 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE LA BELGIQUE ET LES PAYS VOISINS Le réseau belge se situe entre des pays qui, habituellement, importent (les Pays-Bas, l’Allemagne) ou exportent (la France) beaucoup d’énergie électrique. De plus, les réseaux belge et néerlandais sont fortement dépendants l’un de l’autre: les éléments du réseau de la frontière nord de la Belgique sont plutôt rarement congestionnés alors que ceux de la frontière sud le sont très souvent. Des études ont été réalisées, dans le cadre du Plan de Développement 20032010, notamment en collaboration avec TenneT et RTE, dans le but d’examiner les limites du réseau d’interconnexion vis-à-vis des possibilités d’importation supplémentaires de la Belgique et des Pays-Bas. L’annexe au chapitre 4 reprend les principales conclusions de ces études. Par ailleurs, les perspectives relatives à la production éolienne en Allemagne à l’horizon 2010 et à plus long terme sont prometteuses en terme de potentiel d’exportation allemand.

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Elia et le gestionnaire de réseau RWE Transportnetz ont réalisé une étude commune relative à l’oportunité d’une liaison d’interconnexion BelgiqueAllemagne dans le cadre du renforcement des capacités d’échange de la Belgique avec les pays voisins. Cette étude faisait en outre suite à une demande émanant du Service Public Fédéral belge des Affaires Economiques et des Administrations allemande et luxembourgeoise. Les résultats de cette étude sont fournis au chapitre 8 du présent Plan de Développement. Par ailleurs, une nouvelle étude est en cours de réalisation en collaboration avec le gestionnaire de réseau RTE. Il s’agit d’examiner, par des méthodes probabilistes, l’impact des aléas liés à la production éolienne en Allemagne et aux échanges de flux entre la France et la Grande-Bretagne sur l’augmentation de la capacité d’importation apportée par la ligne 380 kV Lorraine-Ardennes et le 2ème terne 380 kV Gramme-Massenhoven. Les résultats de cette analyse seront disponibles à la fin de l’année 2005.

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5

Critères de d é v e l op p e m e n t du réseau de transport

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La première étape dans le dimensionnement du réseau consiste à détecter les goulets d’étranglement, c’est-à-dire les points critiques où les critères techniques d'adéquation ne sont plus respectés suite, par exemple, à l’évolution: • de la consommation d'électricité; • du parc de production; • des transactions internationales. Une fois ces points critiques décelés, il s’agit de déterminer les renforcements du réseau qui garantissent à nouveau la capacité requise. A cette fin, à côté des critères techniques, les critères économiques et environnementaux sont pris en compte. La solution retenue constitue ainsi l’optimum du point de vue de la collectivité.

5.1 METHODES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU 5.1.1

LES METHODES CLASSIQUES Les méthodes classiques de dimensionnement de réseau s’appuient sur un à deux points critiques de fonctionnement du réseau, à savoir: • la situation représentative du réseau à la pointe de l’année, soit à l’instant de sollicitation maximale de l’ensemble du réseau; • et éventuellement une situation «hors pointe» représentative d’un instant de sollicitation critique pour les éléments du réseau examinés. Les critères de dimensionnement retenus dans le cadre des méthodes déterministes ont été présentés dans le cadre du Plan de Développement 20032010. Ils sont repris en annexe au chapitre 5 (section 5.1) du présent document. La modélisation du réseau électrique intègre les données relatives aux machines de production. Dans le cadre du présent Plan, les critères de dimensionnement sont complétés par des critères spécifiques de dimensionnement relatifs au raccordement des éoliennes. Ces moyens de production décentralisés ont en effet une production intermittente subordonnée aux conditions météorologiques, contrairement aux moyens de production centralisés modulables en fonction des besoins en électricité. La méthodologie développée dans le cadre de projets de raccordement d’unités éoliennes est synthétisée à la section 5.2.

5.1.2

INTEGRATION DES CRITERES ECONOMIQUES ET ENVIRONNEMENTAUX DANS LA RECHERCHE DE L’OPTIMUM ECONOMIQUE Le Plan de Développement 2003-2010 a explicité les démarches mises en œuvre dans la recherche de l’investissement optimal qui concilie les critères économiques et environnementaux, d’une part, et les critères techniques, de l’autre. Ces démarches sont reprises en annexe au chapitre 5 (section 5.2) du présent document.

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5.1.3

LES METHODES PROBABILISTES Elia développe actuellement des outils de planification de réseau basés sur un concept novateur visant à évaluer les risques liés au fonctionnement du réseau tout au long de l’année, ainsi qu’aux incertitudes qui le caractérisent. Ces méthodes considèrent de nombreux points de fonctionnement du réseau répartis tout au long de l’année. Elles permettent de: • détecter des «moments critiques» du réseau non appréhendés par d’autres moyens; • estimer des indicateurs représentatifs du fonctionnement du réseau au cours d’une période déterminée par l’introduction de probabilités d’occurrence des points de fonctionnement examinés au cours de la période. De plus, ces outils visent à intégrer aux aspects «développement de réseau» les aspects «production». La simulation des scénarios de production d’électricité en Belgique et à l’étranger est prise en considération selon l’évolution des parcs, des prix des combustibles et des capacités de transfert disponibles42 entre pays. Leur objectif est de comparer différentes options de développement caractérisées par une combinaison de renforcements de réseau et un calendrier de réalisation. La comparaison de ces options de développement est établie sur base de critères techniques, économiques et environnementaux, des points de vue: • d’une part, de la faisabilité des scénarios de production d’électricité envisagés; • d’autre part, du portefeuille d’investissements de renforcements de réseau et de l’échéancier de mise en service de ces investissements. Ainsi, ces outils fournissent un complément d’information précieux aux résultats des études classiques. Les outils de planification de type probabiliste sont utilisés en étroite coordination avec les outils de planification classiques: les options de développement qui font l’objet de la comparaison sont construites sur base des investissements identifiés à l’aide de ces derniers outils. La description de ces méthodes est détaillée à la section 5.3 ci-après.

5.2 CRITERES DE DIMENSIONNEMENT RELATIFS AU RACCORDEMENT DES EOLIENNES La production des unités éoliennes est estimée sur base d’hypothèses relatives à la puissance et à l’occurrence des vents. Les profils de vents sont établis dans l’objectif d’un usage généralisé non discriminatoire sur tout le territoire belge.

5.2.1

METHODES DE DIMENSIONNEMENT Trois profils de production ont été établis, heure par heure, respectivement pour: • un jour moyen représentatif de l’hiver; • un jour moyen représentatif de l’été;

42

“Net Transfer Capacity” au sens de la définition disponible en annexe au chapitre 4, section 4.1.2

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• un jour moyen représentatif du printemps et de l’automne. Ces profils de production sont basés sur: • les profils de vents observés; • les profils de production liés aux caractéristiques techniques des unités de production; • la durée de fonctionnement annuelle moyenne considérée. Les hypothèses considérées sont explicitées dans la suite de cette section. Indépendamment de la saison, la production est plus élevée le jour que la nuit. Quelle que soit la saison, le niveau maximum de production se manifeste durant l’après-midi: • entre 14h00 et 15h00 pour les unités éoliennes on-shore; • entre 14h00 et 17h00, selon la saison, pour les unités éoliennes off-shore. La figure 5.1 ci-après fournit les profils moyens de production établis par saison en fonction de l’heure de la journée respectivement pour les unités éoliennes on-shore et off-shore. Figure 5.1: Courbes de production d’une unité éolienne, en pourcentage de la puissance nominale, par saison, en fonction de l’heure de la journée

Profils de vents Les profils moyens de vents sont établis sur base des moyennes horaires des vitesses de vents mesurées par l’IRM au cours des 5 dernières années43: • à Middelkerke pour les unités éoliennes off-shore; • à Elsenborn pour les unités éoliennes on-shore. 43

Des vitesses de vents à une altitude de 80 mètres tenant compte de la hauteur des mats des éoliennes ont été estimées à l’aide du modèle «Wind Turbine Power Calculator» développé par la Danish Wind Industry Association. Une information plus détaillée est disponible sur le site web www.windpower.org.

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Profils de production Les profils moyens de production des unités éoliennes sont évalués en tenant compte des données techniques communiquées par les fabricants de turbines. La production des unités éoliennes est modélisée comme suit: elle est concevable dans une plage de vitesse de vents de l’ordre de 4 à 25 mètres par seconde; dans cette plage: • jusqu’à une vitesse de vents de l’ordre de 14 mètres par seconde, la puissance développée est considérée quasi proportionnelle à la vitesse du vent; • au-delà d’une vitesse de vents de l’ordre de 14 mètres par seconde, on assimile la puissance développée à la puissance nominale de l’unité éolienne.

Durée moyenne de fonctionnement Compte tenu des profils de production, les hypothèses retenues en termes de durée moyenne d’utilisation sont les suivantes: • 2000 heures par an pour les unités éoliennes on-shore44; • 3250 heures par an pour les unités éoliennes off-shore. Ces hypothèses sont cohérentes avec les hypothèses retenues par la CREG dans le cadre du Programme Indicatif des moyens de Production.

5.2.2

C RITERES DE DIMENSIONNEMENT Capacité de transport et dépassement de capacité Les capacités de transport des éléments du réseau, dont notamment capacités saisonnières pour les lignes aériennes, définies dans le Plan Développement 2003-2010, sont d’application dans le cadre des critères dimensionnement du raccordement d’unités éoliennes. Elles sont reprises annexe au chapitre 5 du présent Plan, section 5.1.3.

les de de en

Critères de développement du réseau Les différents états qui font l’objet d’un examen sont les suivants: • l’état sain, le cas idéal où tous les éléments du réseau et unités de production prévus sont en service; • les états en «incident simple» caractérisés par la perte d’un élément unique (élément du réseau ou unité de production). En cas d’état sain du réseau Le réseau de transport local est dimensionné de façon telle qu’il ne génère, à l’état sain, aucune limitation des unités de production présentes (éoliennes, unités de cogénération, unités de production classiques,...).

44

Ces durées moyennes de fonctionnement des éoliennes sont notamment cohérentes avec les durées moyennes annoncées, d’une part, dans le «Projet de plan pour la maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (mars 2002)» et, d’autre part, dans une communication du Ministre wallon de l’énergie et du transport (février 2003).

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En d’autres termes, pour l’unité de production en fonctionnement à puissance nominale, les flux sur tous les éléments du réseau respectent les capacités de transport à tout moment de la journée. En cas d’ «incident simple» Pour chaque saison, on considère le niveau maximum du profil moyen de production des unités éoliennes qui représente le point de fonctionnement moyen le plus défavorable pour le réseau. Dans tous les cas d’incident simple, le réseau est dimensionné de façon à ce que les flux sur tous les éléments du réseau respectent, au minimum, les capacités de transport pour ce point de fonctionnement défavorable, soit en ce qui concerne les unités off-shore: • 60% de la puissance nominale en hiver; • 50% de la puissance nominale en mi-saison; • 40% de la puissance nominale en été. La figure 5.2 ci-après fournit respectivement, par saison, les courbes de fréquences cumulées de puissance moyenne horaire développée par une unité éolienne on-shore en pourcentage de sa puissance nominale, pour une durée moyenne de production annuelle de 2000 heures. Figure 5.2: Courbes de fréquence cumulée de puissance moyenne horaire développée par une unité éolienne on-shore en pourcentage de sa puissance nominale, pour une durée moyenne de production annuelle de 2000 heures, par saison

A titre d’exemple, cette figure montre que, selon les critères développés, dans 31 % des cas, le niveau maximum du profil moyen de production est susceptible d’être dépassé, selon les conditions de vent. Cela signifie que, en cas d’incident simple, selon les critères développés, la probabilité que le réseau ne puisse

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évacuer toute la puissance développée par une éolienne on-shore en hiver s’élève à 0,31%45. Par ailleurs, la production de l’énergie renouvelable est prioritaire: toute intervention en vue d’une limitation de la production potentielle des unités éoliennes sera réalisée en dernier recours après réduction de la production des unités du parc centralisé.

5.3 CRITERES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT DANS LE CADRE DES METHODES PROBABILISTES 5.3.1

DESCRIPTION DES MODELES PROBABILISTES L’idée de base des méthodes probabilistes repose sur l’appréhension de fonctionnement du système en termes de probabilités. L’introduction de probabilités d’occurrence d’indisponibilité des différents éléments d’infrastructures du réseau et du parc de production permet d’estimer la distribution statistique des paramètres représentatifs du fonctionnement du réseau46 sur une année ou sur une période déterminée. Par exemple, les outils probabilistes permettent d’estimer la distribution de l’intensité du courant sur les éléments du réseau au cours de l’année ainsi que les grandeurs statistiques qui en découlent47. Les méthodes déterministes se limitent quant à elles à l’évaluation de l’intensité du courant pour le point de fonctionnement représentatif de «la pointe» et éventuellement pour un second point de fonctionnement «hors pointe». Pour chaque point de fonctionnement simulé, le modèle génère aléatoirement des indisponibilités en termes d’éléments du réseau et d’unités du parc de production et un niveau de consommation totale représentatifs d’un état potentiel d’exploitation du système électrique. Sur base de ces éléments, le modèle recherche le schéma d’exploitation représentatif des contraintes de fonctionnement réelles: • les unités de production sont alignées de façon à rencontrer le niveau de consommation totale, selon l’ordre de niveau de rentabilité économique; • le modèle d’écoulement des flux utilisé dans le cadre des outils de planification déterministe, intégré dans les modèles probabilistes, permet de vérifier s’il existe une configuration de réseau compatible48 avec le parc de production simulé: − si le réseau ne satisfait pas aux critères de dimensionnement du réseau définis dans le cadre des méthodes déterministes, l’alignement des unités de production est modifié de façon à générer le coût supplémentaire minimum; − s’il n’est pas possible de satisfaire aux critères de dimensionnement du réseau par l’adaptation du parc de production en service, le modèle

45

La probabilité d’occurrence du dépassement du niveau maximum du profil moyen de production des unités éoliennes doit être multipliée par la probabilité d’occurrence d’une situation de réseau en cas d’incident simple: la probabilité d’indisponibilité incluant à la fois les indisponibilités programmée et non programmée est de l’ordre de 10-2. 46 Les paramètres représentatifs du fonctionnement du réseau sont détaillés à la section 5.2.2. 47 Moyenne, écart-type, minimum, maximum, etc. 48 Les possibilités de modifications topologiques sont investiguées, conformément aux principes définis dans le cadre de la recherche de l’investissement optimal. Ces principes explicités dans le Plan de Développement 2003-2010 sont disponibles en annexe 5, section 5.2.1.

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recherche le plan de délestage de la consommation minimisant le coût de défaillance résultant.

La modélisation du réseau Le modèle d’écoulement des flux utilisé dans le cadre des outils de planification déterministe est intégré dans les modèles probabilistes49. La représentation du réseau est limitée aux niveaux de tension 380, 220 et 150 kV. Les niveaux 70 kV et inférieurs ne sont pas représentés. La prise en compte d’une probabilité d’indisponibilité des éléments du réseau constitue une des principales différences par rapport aux outils de planification classiques. Les taux d’indisponibilité des éléments du réseau sont estimés sur base de données historiques: ils sont différenciés par niveau de tension et par type d’élément.

La modélisation du parc de production et des importations Parc de production belge Le parc de production est représenté sur base de: • données techniques caractérisant les unités de production également utilisées dans le cadre des modèles déterministes: puissance nominale, plages de réglage, etc; • données d’ordre économique: coût d’exploitation des unités de production; • données relatives aux taux d’indisponibilité des unités de production au cours de l’année: − un taux d’indisponibilité «aléatoire», représentatif des mises hors service non programmées des unités de production, suite à une panne; − un taux d’indisponibilité «programmée» représentatif des besoins de maintenance prévus pour chaque type d’unité de production. Les taux d’indisponibilité sont estimés sur base de données historiques: ils sont différenciés par saison et par type d’unité. Importations d’électricité Les modèles probabilistes considèrent les interactions de «marché» entre parcs de production de pays limitrophes: • les marchés de l’électricité de la France, de l’Allemagne et des Pays-Bas sont simulés; • les flux générés sur les interconnexions dépendent des différences de prix entre marchés, simulées sur base des données d’ordre technique et économique relatives aux parcs de production des pays concernés;

49

Les outils de modélisation classiques permettent de prendre en compte les indisponibilités en production et en réseau, à l’état sain et en situation d’incidents n-1 et éventuellement n-2. Les outils probabilistes utilisés dans le cadre de ce Plan considèrent, à l’heure actuelle, uniquement l’état sain et une analyse plus ou moins restrictive des situations d’incidents n-1.

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• les capacités de transfert sur les interconnexions entre la Belgique et les PaysBas, la France et la Belgique, la France et l’Allemagne, les Pays-Bas et l’Allemagne sont prises en compte.

La modélisation des consommations La modélisation des consommations au cours de l’année est basée sur des profils de consommation annuels. Ces profils sont établis, par type de consommation, sur base du point de fonctionnement à «la pointe» et des profils de consommation observés durant les dernières années.

5.3.2

C RITERES DE DEVELOPPEMENT Les modèles probabilistes présentent un grand intérêt dans le cadre du choix des options de développement relatives au réseau de transport de niveaux de tension 380 à 150 kV. En effet, à ces niveaux de tension, le développement du réseau est principalement piloté par l’évolution du parc de production et des possibilités d’importation. Les modèles probabilistes sont néanmoins limités à la comparaison de projets ou d’options de développement entre eux: les indicateurs représentatifs du fonctionnement du réseau sont uniquement comparables en valeurs relatives. La calibration du système modélisé sur le système physique permettrait la justification d’un projet ou d’une option de développement en termes absolus. Il s’agit néanmoins d’une démarche très complexe. Les critères de développement définis en termes d’écoulement des flux sur le réseau50 sont d’application dans les modèles probabilistes. Leur description a fait l’objet du Plan de Développement 2003-2010 et est reprise en annexe au chapitre 5 du présent Plan, section 5.1.3. Les indicateurs représentatifs du fonctionnement du réseau considérés par les modèles probabilistes couvrent le système électrique global (production/réseau de transport). Il s’agit principalement de: • l’intensité du courant électrique sur chaque élément du réseau; • les coûts de fonctionnement imposédes unités de production; • les coûts de défaillance; • les coûts d’exploitation. Ces indicateurs sont agrégés au niveau du réseau belge et/ou, de façon plus locale, par région géographique et par niveau de tension de façon à mieux isoler l’impact d’un renforcement de réseau. Par la prise en compte simultanée des contraintes liées au réseau, d’une part, et au parc de production, d’autre part, les modèles probabilistes conduisent à la réalisation d’estimations économiques du système électrique global (production/réseau de transport): ils permettent d’évaluer le coût de fonctionnement du système et éventuellement le coût induit pour la collectivité

50

Le modèle d’écoulement des flux utilisé dans le cadre des outils de planification déterministe est intégré dans les modèles probabilistes.

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en cas de rupture de la fourniture d’électricité, en termes d’espérance mathématique. De même, ils permettent l’analyse d’un point de vue socio-économique des investissements de renforcement du réseau; en effet, le risque de surcharge d’un élément du réseau génère une contrainte qui induit une exploitation sous optimale du parc de production en termes de coût d’exploitation ou au pire l’impossibilité de l’alimentation des consommations en sécurité; les modèles probabilistes permettent de comparer le coût d’un investissement de renforcement du réseau et le surcoût en termes de coût d’exploitation de l’absence de celui-ci, sur une période donnée. Par ailleurs, les modèles probabilistes constituent un outil d’aide à la décision précieux dans le cadre de la gestion des priorités des investissements de renforcement de réseaux. Ils permettent en effet l’arbitrage de ces projets selon le niveau de risque encouru en l’absence d’un investissement (probabilité d’occurrence d’une contrainte au cours de l’année) et le surcoût généré par la contrainte justifiant son besoin.

5.3.3

PREMIERES APPLICATIONS DANS LE CADRE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT Trois premiers cas d’études ont été examinés à l’aide de modèles probabilistes, dans le cadre de ce Plan. Ils concernent: • la gestion des priorités d’investissement en ce qui concerne les transformateurs 380/150 kV de Zandvliet, Avelgem/Ruien et Courcelles/Gouy; • la gestion des risques en réseau liés à: − la fermeture des unités de Mol; − l’implantation d’un parc éolien off-shore d’une puissance s’élevant jusqu’à 900 MW. L’interprétation des résultats de ces études a représenté une aide précieuse dans le processus de décision relatif à la proposition de développement du réseau décrite dans les chapitres 7 à 9 ci-après.

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6

Réseau de transport d’électricité de r é f é r e n c e ( 2 00 6 )

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Le réseau de référence (2006) considéré dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012 est le réseau en service au début de l’année 2005, auquel s’ajoutent les renforcements planifiés à l’horizon 2006 qui ont été approuvés suite au Plan de Développement 2003-2010 et dont la mise en service planifiée est confirmée. Les renforcements qui font l’objet d’un report en termes de mise en service planifiée ne sont pas repris dans le réseau de référence, même s’ils ont été approuvés dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 ou d’un Plan d’Equipement antérieur. La justification des adaptations du portefeuille de projets de renforcement (report ou modification ou annulation d’un projet) est reprise à la section 6.3 du présent chapitre. Les sections 6.1 et 6.2 ci-après fournissent la liste des renforcements et l’état d’avancement des travaux de renforcement du réseau de transport au 01/01/2005. Ils sont repris ci-après en deux sections distinctes, afin de faciliter le lien avec le Plan de Développement 2003-2010: • la section 6.1 reprend les investissements engagés51 à l’horizon 2003, repris dans le réseau de référence à l’horizon 2003, dont la description a fait l’objet du chapitre 6 du Plan de Développement 2003-2010; • la section 6.2 concerne les investissements préconisés par Elia à l’horizon décisionnel 2006 dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010; leur mise en service était planifiée entre 2004 et 2006. Leur justification a été fournie au chapitre 7 du Plan de Développement 2003-2010.

Pour chacune de ces deux catégories d’investissements, la liste des renforcements et l’état d’avancement des travaux est scindée en deux tableaux distincts qui concernent respectivement: • les renforcements du réseau de transport à caractère national, dénommés dans le Plan de Développement 2003-2010 «renforcements d’intérêt national»; • les renforcements du réseau de transport qui ont un impact plus local bien qu’ils concernent le réseau de transport fédéral, dénommés dans le Plan de Développement 2003-2010 «renforcements d’intérêt régional». La mise en service de certains de ces investissements, bien que confirmée, a été quelque peu retardée. La description détaillée des investissements dont la mise en service est à ce jour planifiée à partir du 1er janvier 2006 est disponible à l’annexe au chapitre 6 du présent document. Le réseau de référence (2006) est représenté (niveaux de tension de 380 à 150 kV) à la section 6.4 ci-après. La figure 6.5 fournit une image synthétique des renforcements à caractère national planifiés à l’horizon 2006, qui ont été approuvés suite au Plan de Développement 2003-2010 et dont la mise en service planifiée est confirmée.

51

Par investissement engagé à l’horizon 2003, on entend: • soit des investissements dont la mise en service n’était pas encore réalisée en 2003 mais dont l’état d’avancement était tel qu’il ne permettait pas leur remise en question sans conséquence substantielle; • soit des investissements approuvés dans le cadre de Plans d’Equipements antérieurs au Plan de Développement 2003-2010.

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6.1 RENFORCEMENTS ENGAGES A L ’HORIZON 2003 Le Plan de Développement 2003-2010 a considéré, comme réseau de référence, le réseau en service au début de l’année 2003, auquel s’ajoutaient: • des renforcements dont la mise en service n’était pas encore réalisée mais dont l’état d’avancement était tel qu’il ne permettait pas leur remise en question sans conséquence substantielle; • des renforcements approuvés dans le cadre de Plans d’Equipement précédents. Les tableaux 6.1 et 6.2 ci-après ont pour objectif de faire le point sur l’état l’avancement de ces investissements, respectivement pour les «renforcements d’intérêt national» et les renforcements vers les niveaux de tension inférieurs. Tableau 6.1: Etat d’avancement des «renforcements d’intérêt national» engagés à l’horizon 2003

52

52

Situation provisoire, mise en service de la situation définitive planifiée en 2005

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Tableau 6.2: Etat d’avancement des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs engagés à l’horizon 2003

53

53

Délai lié aux aléas des procédures d’obtention des permis

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6.2 RENFORCEMENTS PLANIF IES A L’HORIZON 2006 Le Plan de Développement 2003-2010 a mis en évidence les investissements à mettre en œuvre à l’horizon 200654 pour satisfaire les niveaux de consommation annoncés à cet horizon. Les tableaux 6.3 et 6.4 ci-après ont pour objectif de faire le point sur l’état d’avancement de ces investissements, respectivement pour les «renforcements d’intérêt national» et les renforcements vers les niveaux de tension inférieurs. Tableau 6.3: Etat d’avancement des «renforcements d’intérêt national» préconisés à l’horizon 2006

55

54

Les investissements d’«intérêt national» ont été définis à l’horizon 2006. Les investissements vers les niveaux de tension inférieurs, qui sont plus dépendants de l’évolution des consommations locales et nécessitent en général des délais de réalisation moins longs ont été déterminés à l’horizon 2005. 55 Le site appelé «Kinrooi» dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 a été rebaptisé «Van Eyck»

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Tableau 6.4: Etat d’avancement des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs préconisés à l’horizon 2005

56

57

58

56

De nouvelles études communes sont en cours avec Reswal: ce projet sera remplacé par un projet de renforcement des postes de Lens (à l’horizon 2006) et de Ligne (à l’horizon 2010); ce projet fera l’objet d’une description dans le cadre du Plan d’Adaptation 2005-2012. 57 Le transformateur de 82 MVA qu’il était prévu de transférer doit être remplacé par un nouveau transformateur étant donné le niveau de bruit émis. 58 Le nouveau transformateur 220/70 kV de 90 MVA prévu dans le poste existant de Brume est remplacé par un projet de nouveau transformateur de 380/70kV de 110 MVA.

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6.3 JUSTIFICATION DES REPORTS, MODIFICATIONS & ANNULATIONS D ’ INVESTISSEMENTS PRECONISES DANS LE PLAN DE DEVELOPPEMENT 2003-2010 6.3.1

RENFORCEMENTS À CARACTÈRE NATIONAL ENGAGÉS À L’HORIZON 2003 Limbourg Nouveau transformateur 380/150 kV à Reppel et passage à 150 kV des ternes 70 kV Stalen-Gerdingen-Overpelt existants L'alimentation du réseau 150 kV du nord du Limbourg devra être renforcée à partir du moment où les deux unités de production de Mol seront désaffectées. En outre, certains clients industriels annoncent des accroissements substantiels de leurs besoins dans cette région. La solution envisagée dans le Plan de Développement 2003-2010 consiste à installer un nouveau transformateur 380/150 kV - 555 MVA à Reppel, au droit de la ligne 380 kV Meerhout – Maasbracht. La puissance de ce transformateur est évacuée dans le réseau 150 kV en restructurant le réseau 70 kV entre Stalen, Gerdingen et Overpelt et en passant en 150 kV des ternes actuellement exploités en 70 kV. L’installation de ce transformateur à Reppel constitue une alternative à la proposition de liaison 380 kV Eksel-Overpelt reprise dans les Plans d’Equipement de 1988-1998 et 1995-2005. Cette proposition initiale a en effet été revue suite à la décision du Gouvernement signifiée par le Ministre des Affaires Economiques en 1999. Pour rappel, la liaison 380 kV Eksel-Overpelt avait été proposée dans un but de soutien des réseaux en 150 kV de la Campine. Cet investissement fortement lié à la mise hors service des unités de Mol a été retardé en raison d’un courrier du producteur concerné indiquant le report à une date ultérieure encore à définir du déclassement des unités de production au charbon59. Le processus de décision relatif à la mise en œuvre de ces investissements est pris en considération au chapitre 8 du présent document (section 8.3.3).

59

Ce déclassement était prévu dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010.

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6.3.2

RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFÉRIEURS ENGAGÉS À L’HORIZON 2003 Flandre orientale Nouvelle ligne 150 kV entre Keerke et Lokeren60 Le délai de réalisation de la nouvelle ligne 150 kV entre Keerke et Lokeren est lié aux aléas des procédures d’obtention des permis. La nouvelle ligne Keerke-Lokeren sera raccordée en repiquage sur la ligne Mercator-Rodenhuize. Elle permettra le démantèlement partiel du réseau 70 kV entre Langerbrugge et Sint-Niklaas-Hamme (entre le pylône P133 et l’intersection de cette ligne avec la ligne Sint-Niklaas-Hamme, au niveau du pylône 48N) et l’alimentation des consommations locales par le réseau 36 kV. Cette ligne alimentera le transformateur 150/36 kV de 125 MVA et un poste 36 kV. La pose de trois câbles à partir de ce poste 36 kV est nécessaire pour l’alimentation des consommations locales et permet l’alimentation de secours à partir du réseau 36 kV en cas d’indisponibilité du transformateur 150/36 kV.

Brabant flamand Nouveau poste 150 kV à Wijgmaal Suite à la saturation du poste de Wilsele, l’installation d’un nouveau poste de transformation était prévue à Wijgmaal. Elle est également reportée suite aux aléas des procédures d’obtention des permis.

Hainaut Renforcement de la puissance de transformation 150/10 kV à Fontaine l’Evêque Le renforcement de ce transformateur était nécessaire pour combler l’accroissement des consommations locales prévues dans les environs lors de l’établissement du Plan de Développement 2003-2010; le remplacement d’un transformateur 70/10 kV par un transformateur 150/10 kV permettait en outre de décharger le réseau 70 kV. Les prévisions d’accroissement des consommations locales ont été revues à la baisse suite à une diminution de la charge de ce poste observée en 2004 et ce renforcement n’est plus nécessaire à court terme.

60

Cet investissement dont la réalisation a été fortement retardée en raison de la procédure d’obtention des permis aurait dû être mentionné dans le Plan de Développement 2003-2010.

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6.3.3

RENFORCEMENTS À CARACTÈRE NATIONAL PLANIF IÉS À L’HORIZON 2006 Flandre occidentale, Flandre orientale & Hainaut Les nouveaux transformateurs de Avelgem/Ruien et de Gouy/Courcelles ont été préconisés et approuvés dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Ces investissements fortement liés à la mise hors service des machines de Ruien et de Monceau/Amercœur ont été retardés en raison d’un courrier du producteur concerné indiquant le report à une date ultérieure encore à définir du déclassement des unités de production au charbon61. Le processus de décision relatif à la mise en œuvre de ces investissements est pris en considération au chapitre 7 du présent document (section 7.4.3). Nouveau transformateur 380/150 kV à Avelgem/Ruien Le transformateur 380/150 kV d’Avelgem/Ruien est installé à Avelgem et raccordé en 380 kV à Avelgem et en 150 kV à Ruien, soit dans deux postes existants. Nouveau transformateur 380/150 kV à Courcelles/Gouy & nouvelle liaison 380 kV ou 150 kV Gouy -Courcelles Le transformateur 380/150 kV de Gouy/Courcelles est raccordé en 380 kV à Courcelles et en 150 kV à Gouy, soit dans deux postes existants. Une nouvelle liaison de 1,8 km, située en zone agricole, est nécessaire à son raccordement. Trois variantes de raccordement sont actuellement envisagées: • le transformateur est installé à Gouy et une ligne 380 kV est construite entre Courcelles et Gouy; • le transformateur est installé à Courcelles et une ligne 150 kV est construite entre Courcelles et Gouy; • le transformateur est installé à Courcelles et une liaison souterraine 150 kV est posée entre Courcelles et Gouy. Néanmoins, les modalités de réalisation des différentes solutions sont encore à l’étude. Elle permettront de fixer le choix définitif.

61

Ce déclassement était prévu dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010.

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6.3.4

RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFÉRIEURS PLANIFIÉS À L’HORIZON 2006 Province d’Anvers Deuxième te rne 150 kV Scheldelaan-Zevende Havendok D’une part, la pose du deuxième terne 150kV Scheldelaan–Zevende Havendok est conditionnée par l'installation d'un groupe de production de 400 MW à Zandvliet et de groupes de production pour 120 MW à Zwijndrecht: • à Zandvliet, le groupe est en service; • à Zwijndrecht, les groupes sont en cours de construction. D’autre part, vu les évolutions récentes et les perspectives d’évolution en matière de production et de consommation dans le port d’Anvers, les modifications topologiques envisagées dans le réseau 150 kV permettent, dans les circonstances actuelles, le report de la pose du deuxième terne ScheldelaanZevende Havendok. Néanmoins, l’utilité de cet investissement fera l’objet d’un suivi particulièrement attentif.

Province de Liège Nouveau transformateur 380/70 kV à Brume Suite aux prévisions d’accroissement de consommation, le Plan de Développement 2003-2010 a préconisé: • d’installer un troisième transformateur 220/70 kV dans le poste de Brume pour alimenter le réseau 70kV à Cierreux; • de le raccorder au poste 70 kV de Cierreux via une nouvelle liaison 70 kV entre Brume et Cierreux. Ce renforcement est nécessaire pour alimenter la boucle 70 kV située entre les postes de Trois-Ponts et Houffalize. Le besoin de renforcement du réseau 70 kV à partir d’un niveau de tension supérieur est confirmé à Brume. Cependant, le choix du niveau de tension s’est porté sur le 380 kV pour les raisons suivantes: • dans le cadre du tirage du second terne 380 kV Lorraine-Ardennes, le terne 220 kV entre Villeroux et Gramme devrait être exploité à terme en 380 kV; • par ailleurs, l’adaptation des installations 220 kV du poste de Brume aurait nécessité de gros travaux.

Hainaut Nouveaux transformateurs 150/15 kV à Chièvres L’installation de deux nouveaux transformateurs 150/15 kV de 50 MVA dans le poste existant de Chièvres 150 kV, préconisée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010, a été remise en question suite à des circonstances nouvelles en matière d’évolution des consommations et de la production locales.

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Le projet de renforcement du poste de Chièvres prévu à l’horizon 2005 est annulé et remplacé par deux nouveaux projets qui ont fait l’objet d’une étude commune avec Reswal: • le renforcement du poste de Lens (à l’horizon 2006): remplacement du transformateur 70/15 kV de 20 MVA existant par un nouveau transformateur de 40 MVA; • le renforcement du poste de Ligne (à l’horizon 2010) par: − l’installation d’un transformateur supplémentaire 150/15 kV de 50 MVA à Ligne; − la réalisation du deuxième terne entre Wattines et Ligne (2,7 km).

6.4 R EPRESENTATION DU RESEAU DE REFERENCE 380-150 KV (2006) La figure 6.5 ci-après fournit la description du réseau à haute tension de référence (2006).

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Figure 6.5: Réseau de référence (2006)

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Renforcements d u ré s e a u d e transport à l’horizon 2008

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Le dimensionnement du réseau de transport de 380 kV à 150 kV est essentiellement lié à l’évolution du parc de production et à sa localisation, aux niveaux d’importation et à leur origine ainsi qu’au transit sur notre réseau. Par ailleurs, il est également influencé par l’évolution du niveau général de la consommation. En outre, le dimensionnement de la transformation à partir du réseau 150 kV vers les réseaux 70 à 36 kV et les réseaux à moyenne tension est induit par l’accroissement des consommations locales.

7.1 DEVELOPPEMENT DU RESEAU SUITE A LA PROPOSITION DU GRT DANS LE CADRE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT 20032010 La proposition de développement du réseau formulée par le GRT et approuvée par Madame la Ministre Moerman dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 vise: • d’une part, à faciliter l’ouverture du marché de l’électricité en augmentant les capacités d’importation de la Belgique; • d’autre part, à réduire la dépendance du réseau vis-à-vis du parc de production existant en fonction des moyens dont dispose le GRT; il s’agit de renforcer le réseau, si cela est justifié économiquement, de façon à écarter toute contrainte récurrente imposée par le parc de production.

7.1.1

OUVERTURE DU MARCHE DE L’ELECTRICITE Les investissements liés à l’ouverture du marché sont en cours de réalisation. En outre, alors que le Plan de Développement prévoyait l’installation de deux déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise dans les postes 380 kV de Van Eyck62 et Zandvliet, trois déphaseurs sont en cours d’investissement. Les objectifs et les intérêts de l’installation des deux déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise ont fait l’objet d’une analyse dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 et sont repris à l’annexe au chapitre 7 du présent document.

Justification de l’installation de trois déphaseurs à la frontière Nord Trois déphaseurs sont en cours d’investissement, deux dans le poste 380 kV de Van Eyck et un dans le poste 380 kV de Zandvliet. En effet, une étude complémentaire menée fin 2003 a montré que, dans des situations extrêmes observées en termes de flux parallèles63 dans les sens Nord-Sud et Sud-Nord, l’efficacité du contrôle des flux est nettement améliorée par la présence d’un troisième déphaseur. En stabilisant les flux Nord-Sud et Sud-Nord, la présence du troisième déphaseur permettra l’allocation d’une capacité plus importante et plus stable au marché belge.

62 63

Le site appelé «Kinrooi» dans le cadre du Plan de Développement a été rebaptisé «Van Eyck». Les flux parallèles sont les flux résultant de transactions internationales non nominées auprès d’Elia.

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Justification de la localisation des trois déphaseurs à la frontière Nord Une étude comparative relative à une localisation «sud» des trois déphaseurs a également été réalisée à la demande de la CREG. Il en résulte qu’une localisation «nord» est plus favorable du point de vue des possibilités d’importation de la Belgique indépendamment de l’origine des importations (France ou Allemagne). En outre, le niveau d’importation atteint dans le cas d’une importation d’Allemagne est nettement plus élevé dans le cas de la localisation «nord». La localisation «nord» est donc d’autant plus justifiée dans un contexte de maintien de l’option d’accroissement des importations d’Allemagne (notamment d’origine éolienne). Enfin, du point de vue économique, la justification fournie dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 et reprise en annexe au chapitre 7 de ce document reste valide étant donné que l’estimation du coût total d’investissement est réduite (45 M€).

7.1.2

INDEPENDANCE DU RESEAU VIS -A- VIS DU PARC DE PRODUCTION BELGE

En termes d’indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production belge, l’arbre décisionnel présenté prévoyait deux grandes options: • l’une répondait au calendrier de désaffectation des unités de production au charbon annoncé en 2000 par le producteur concerné; • l’autre envisageait le maintien éventuel de ces unités. Les investissements proposés dans le cadre de la désaffectation des unités de production au charbon ont été retardés en raison d’un courrier du producteur concerné indiquant le report de cette désaffectation à une date ultérieure encore à définir. Le développement effectif du réseau à ce jour constitue une situation intermédiaire entre: • la proposition du GRT approuvée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010; • l’option sans déclassements en termes de parc de production belge.

7.1.3

PERSPECTIVES DE CONSOMMATION Les perspectives de consommation ont été revues dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012. Il en résulte un retard d’une année en termes de niveau de consommation par rapport aux perspectives retenues dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010: • le niveau de consommation de la variante macroéconomique (Plan de Développement 2003-2010) à l’horizon 2006 correspond au niveau de consommation de la variante haute de ce Plan à l’horizon 2007; • le niveau de consommation de la variante Kyoto (Plan de Développement 2003-2010) à l’horizon 2009 correspond au niveau de consommation de la variante basse de ce Plan à l’horizon 2010.

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7.2 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE PRODUCTION ET DE CONSOMMATION Les scénarios de consommation et de production à l’horizon 2008 ont été définis dans les chapitres 2 et 3. Il résulte des hypothèses retenues dans le cadre du scénario de production de base (variante haute de consommation), défini au chapitre 3, une importation moyenne de l’ordre de 1850 MW considérée en 2008 et en 2012, si toutes les nouvelles unités SER et de cogénération sont effectivement présentes. Néanmoins, dans le contexte d’ouverture du marché, des scénarios envisageant des niveaux d’importation plus importants sont examinés. Deux niveaux d’importation sont considérés ci-après: • jusqu’à 2500 MW, dans le scénario de base; • 3700 MW, dans le scénario «augmentation des importations-2008». La figure 7.1 ci-après reprend l’évolution de la consommation selon les variantes de consommation haute et basse ainsi que la comparaison de ces variantes avec les variantes considérées dans le Plan de Développement 20032010. Cette figure montre que: • le niveau de consommation estimé dans le cadre de la variante de consommation haute à l’horizon 2007 est du même ordre de grandeur que le niveau de consommation considéré pour 2006 dans le Plan de Développement 2003-2010, selon la variante «macroéconomique»; • les investissements à mettre en œuvre pour satisfaire le niveau de consommation de la variante haute en 2008 devraient en outre être réalisés pour 2012 dans le cadre de la variante basse; • les écarts entre les deux variantes sont faibles: à l’horizon 2008, le niveau de consommation de la variante haute est de 3,3% plus élevé que celui de la variante basse. En tant que gestionnaire du réseau de transport, Elia a le devoir de veiller à rencontrer les besoins d’alimentation de toute consommation locale. Dans cette optique et étant donné les considérations développées ci-avant, Elia préconise de réaliser les investissements induits par la variante haute.

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Figure 7.1: Hypothèses d’évolution de la consommation, entre 2003 et 2012, en MW

La section 7.3 ci-après présente le diagnostic des goulets d’étranglement sur le réseau d’électricité à l’horizon 2008, étant donné l’accroissement de consommation pris en compte dans la variante haute de consommation et les différentes variantes de parcs de production envisagées, si aucun renforcement n’était réalisé. La description des renforcements pilotés par les différentes variantes du parc de production, à l’horizon 2008, est fournie, scénario par scénario, à la section 7.4. Leur étude de faisabilité technique et économique du point de vue de l’utilisateur final est reprise à la section 7.5. La section 7.6 concerne la liste des renforcements pilotés par les accroissements de consommations locales. Enfin, la section 7.7 fournit la synthèse des investissements à réaliser à l’horizon 2008 ainsi que le planning de leur mise en service.

7.3 DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE Le réseau d’électricité de référence considéré dans le présent Plan de Développement est défini au chapitre 6. Il s’agit du réseau en service au début de l’année 2005 auquel s’ajoutent les investissements engagés à l’horizon 2003 ou préconisés à l’horizon 2006 et actuellement réalisés ou en cours de réalisation. La modélisation des écoulements de charge sur ce réseau selon les prévisions de consommation (variante «macroéconomique») établies pour 2006 fait apparaître des goulets d’étranglement sur le réseau de transport. Ils résultent: • dans la province d’Anvers, du déficit local de production (injectant dans les réseaux 150 kV ou inférieur) dans cette région: les lignes 150 kV entre

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Zandvliet et Lillo et entre Merksem et Lillo ne satisfont plus aux critères de dimensionnement du réseau; des difficultés apparaissent également en ce qui concerne le soutien de la tension; • en Flandre occidentale ou en Hainaut, de l’arrêt potentiel des unités de production raccordées en 150 kV; l’arrêt potentiel des ces unités est lié à une décision de déclassement ou de mise hors service temporaire, dans un contexte de marché, par le producteur concerné; • sur le réseau belge en général, des difficultés de soutien de la tension, liées à l’augmentation du niveau des importations d’électricité; en effet: − le plan de tension est principalement soutenu par les unités de production raccordées en 150 kV qui produisent l’énergie réactive nécessaire à cet effet; ces unités seront progressivement arrêtées au fur et à mesure de l’augmentation du niveau des importations; − d’un point de vue technique, l’énergie réactive doit être produite localement et ne peut donc être importée.

7.4 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’ INTERET NATIONAL Le réseau d’électricité doit être adapté de façon à éliminer les goulets d’étranglement mis en évidence à l’aide du modèle d’écoulement de charge. L’objectif de ce chapitre est de définir aussi précisément que possible les scénarios de renforcement à réaliser à cette fin. La politique d’investissements développée et mise en œuvre a été définie dans le Plan de Développement 2003-2010. Elle est reprise à l’annexe au chapitre 5 du présent document (section 5.2). Elle tend à maximiser l’utilisation des infrastructures existantes et à minimiser la réalisation de nouvelles liaisons.

7.4.1

SCENARIO DE BASE - 2008 Dans le cadre du scénario de base, le maintien de la fiabilité du réseau nécessite les renforcements décrits ci-après.

Développement du réseau dans la région d’Anvers Le Plan de Développement 2003-2010 a déjà indiqué le besoin de développer le réseau de la région d’Anvers pour alimenter la consommation croissante du port d’Anvers et particulièrement la consommation de l’industrie chimique raccordée sur le poste de Lillo (Anvers). Les perspectives actuelles de consommation et de production confirment ce besoin à l’horizon 2008. Le présent Plan de Développement préconise une structure adéquate à court terme (2008) et robuste à long terme (2018) qui consiste en: • l’installation d’un transformateur 380/150 kV supplémenta ire dans le poste de Zandvliet (Anvers); • la réalisation d’une ligne aérienne 150 kV dans le port d’Anvers, entre Lillo et Zandvliet constituée: − du passage en 150 kV de la ligne 36 kV existante entre les postes Lillo et Solvay (3,1 km);

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− de la construction d’une nouvelle ligne 150 kV entre les postes Solvay et Zandvliet (6,5 km).

Autres renforcements du réseau en Flandre occidentale et en Flandre orientale Renforcement de la ligne 150 kV existante Brugge-WaggelwaterSlijkens La capacité de la ligne 150 kV existante entre Brugge-Waggelwater et Slijkens doit être renforcée pour satisfaire aux critères de développement du réseau 150 kV64, suite à la pose du nouveau câble 150 kV Koksijde – Slijkens et aux évolutions du parc de production et des consommations dans la région. Nouvelle ligne 150 kV entre Keerke et Lokeren La description de cet investissement est disponible à la section 6.3.2 du présent document.

7.4.2

SCENARIO «OUVERTURE DU MARCHE - 2008»: NIVEAU D’IMPORTATION DE 2500 A 3700 MW Niveau d’importation s’élevant jusqu’à 2500 MW Comme présenté au chapitre 3, selon les hypothèses de parcs de production et de consommation retenues, le parc de production belge ne suffit pas à couvrir l’alimentation de la consommation. Le niveau d’importation de base s’élève à 1850 MW. Il s’agit d’un niveau d’importation moyen. En effet, étant donné les investissements en cours de réalisation dans le cadre de l’ouverture du marché, un niveau d’importation de 2500 MW est possible à l’horizon 2008. L’augmentation de l’importation, compensée par un déficit de production belge en 150 kV, induit un besoin de production d’énergie réactive pour le soutien du plan de tension. Pour rappel, l’énergie réactive ne peut être importée, elle doit être produite localement. Le présent Plan de Développement préconise, pour atteindre le niveau d’importation de 2500 MW65, l’installation de 6 batteries de condensateurs66 de 75 Mvar dans les postes 150 kV de Bruegel (Dilbeek), Kallo, Merksem, Ruien, Mol et Monceau: la combinaison de ces localisations est adéquate dans le cadre de diverses configurations de parcs de production (arrêt d’unités de production au gaz ou au charbon en 150 kV).

64

En cas d’incident sur un terne, l’autre terne est surchargé. Cette valeur du niveau d’importation représente une capacité de transaction maximum selon la définition reprise à la section 4.1.4 de l’annexe au chapitre 4. 66 Dans ce cadre, la batterie de condensateurs installée actuellement dans le poste de Brugge Waggelwater fera l’objet d’un transfert sur un des six autres sites retenus. En effet: • d’une part, vu la présence de Herdersbrug et les développements de réseau en câbles 150 kV (Koksijde-Slijkens) dans la région, les besoins en compensation réactive ont fortement diminué: la batterie de condensateurs sera donc la plupart du temps hors service; • d’autre part, étant donné l’accroissement de la consommation locale, le poste de Brugge Waggelwater doit être équipé d’un transformateur 150 kV/MT. Or, ce poste est saturé et aucune travée 150 kV supplémentaire ne peut y être installée, faute d’espace, sauf déplacement de la batterie de condensateurs qui y est installée actuellement. 65

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Niveau d’importation s’élevant jusqu’à 3700 MW Le Plan de Développement 2003-2010 a montré que le niveau d’importation peut être porté à 3700 MW moyennant les investissements suivants, actuellement en cours de réalisation: • le renforcement de la ligne 380 kV Avelgem-Avelin; • le renforcement de la ligne existante 220 kV Jamiolle-Monceau et l’installation d’un déphaseur à Monceau. En termes de réduction de la production interne face à cette augmentation du niveau d’importation, Elia a supposé l’arrêt des unités de production de 125 et 300 MW raccordées en 150 kV. L’arrêt de ces unités génère un besoin de renforcement de la transformation 380/150 kV dans les postes d’Avelgem/Ruien et de Courcelles/Gouy. Pour rappel, les hypothèses relatives à l’importation totale du Benelux reposent sur les données UCTE, soit 6200 MW dont 2500 MW à destination des Pays-Bas. Une étude de sensibilité relative à l’évaluation de l’impact sur les possibilités d’importation de la Belgique en cas de modification du niveau d’importation des Pays-Bas a été réalisée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Les résultats de cette étude sont repris à l’annexe au chapitre 7 du présent document. Treize batteries de condensateurs de 75 Mvar supplémentaires sur des sites raccordés en 150 kV sont nécessaires dans le cadre d’un niveau d’importation de 3700 MW. La localisation optimale de ces batteries de condensateurs estliée à l’exploitation du parc de production. Le tableau 7.2 ci-après fournit à titre indicatif la liste des 19 localisations optimales pour deux variantes extrêmes de parc de production; il s’agit de: • une variante «parc charbon», variante dans laquelle sont considérées arrêtées les unités TGV Le Val et Herdersbrug; • une variante «parc gaz», variante dans laquelle sont considérées arrêtées les unités au charbon suivantes: Awirs 4, Amercœur 2, Ruien 3 et 4 et Mol 1 et 2.

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Tableau 7.2: Localisation favorable de 19 batteries de condensateurs de 75 Mvar (situation à la pointe 2008) raccordées en 150 kV

7.4.3

SCENARIO «INDEPENDANCE DU RESEAU VIS -A- VIS DU PARC DE PRODUCTION – 2008» Dans le cadre de la réduction de la dépendance du réseau vis-à-vis du parc de production existant, cinq transformateurs 380/150 kV ont été envisagés dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Il s’agit des transformateurs 380/150 kV d’Avelgem/Ruien, Courcelles/Gouy, Reppel, Zandvliet et Zutendaal. Ils sont liés au déficit de production induit par l’arrêt potentiel respectif des unités de production de Ruien (Flandre orientale), d’Amercœur et Monceau (Hainaut), de Mol (Province d’Anvers), de Kallo (Province d’Anvers) et de Langerlo (Limbourg). La gestion des priorités et des risques liés au renforcement du réseau de transport en termes d’indépendance du réseau par rapport au parc de production dépend également fortement des décisions d’alignement des unités de production. Le gestionnaire de réseau court le risque, en reportant l'installation de ces transformateurs, d'être amené à compenser financièrement les producteurs lorsqu'il doit requérir, pour des raisons de fiabilité de réseau, la mise en service des groupes concernés alors qu'ils sont programmés à l'arrêt. La présence des transformateurs assure donc une plus grande indépendance du réseau par rapport au parc de production: la décision d’investissement repose sur la comparaison du coût d’obligation des machines et du coût d’investissement des transformateurs. Le gestionnaire entend être attentif à l’évolution de l’exploitation du parc de production et ne réaliser les investissement que si leur besoin devait se confirmer.

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Transformateur 380/150 kV de Zandvliet L’installation du transformateur de Zandvliet est nécessaire dans le cadre du développement du réseau de la région d’Anvers décrit à la section 7.4.1 ci-vant.

Transformateurs 380/150 kV d’Avelgem/Ruien et de Courcelles/Gouy Les transformateurs 380/150 kV Avelgem/Ruien et de Courcelles/Gouy ont été préconisés en prévision de la désaffectation des unités annoncée en 2000 par le producteur concerné, et ensuite ajournés suite au report à une date ultérieure du calendrier de déclassement des unités de production au charbon. Ils constituent à ce jour des investissements en attente dans le portefeuille de projets d’investissements: la prise de décision est subordonnée au comportement du producteur en termes d’alignement des unités de production concernées. Faute d’une décision ferme à l’horizon 2008, étant donné l’interaction forte avec l’évolution de l’exploitation du parc de production, évolution totalement indépendante du champ d’action du GRT, le présent Plan de Développement fixe néanmoins les conditions liées à ces investissements. Le tableau ci-après fournit la synthèse des conditions liées à l’investissement des transformateurs 380/150 kV d’Avelgem/Ruien et de Courcelles/Gouy. Tableau 7.3: Synthèse des conditions liées à l’investissement des transformateurs 380/150 KV

Transformateurs 380/150 kV de Reppel et Zutendaal L’installation des transformateurs de Reppel et Zutendaal ne s’impose pas à l’horizon 2008. Ces investissements sont repris au chapitre 8 ci-après consacré à l’évolution du réseau à long terme.

7.5 ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE 7.5.1

F AISABILITE TECHNIQUE A ce stade, les investissements envisagés ne posent pas de difficulté particulière quant à leur faisabilité technique.

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La construction de la nouvelle ligne aérienne en 150 kV dans le port d’Anvers fera toutefois l’objet d’une étude de faisabilité. La faisabilité technique relative à l’installation de batteries de condensateurs, dans le cadre du soutien de la tension lié à l’augmentation du niveau d’importation, a été vérifiée sur base des critères suivants: • l’espace nécessaire à l’installation de batteries de condensateurs est disponible; • des travées sont disponibles dans le poste; • la puissance de court-circuit est suffisamment élevée: elle permet l’enclenchement et déclenchement des batteries de 75 Mvar sans provoquer d’à-coups de tension inadmissibles, selon les critères de dimensionnement du réseau.

7.5.2

C ONTRAINTES LIEES A L ’AMENAGEMENT DU TERRITOIRE Tout renforcement de réseau est confronté à un niveau d’incertitude plus ou moins élevé en termes d’aménagement du territoire: • Beaucoup de postes ont été construits avant la mise en place des plans de secteur et, de ce fait, sont aujourd’hui situés dans des zones inappropriées au sens de l’aménagement du territoire: par conséquent, lors de renforcements éventuels, l’obtention du permis nécessaire est souvent délicate. En outre, le déplacement des installations existantes dans les zones adéquates s’avérerait fastidieux étant donné les nombreux raccordements des postes de transformation en haute et en moyenne tension. Le réseau à moyenne tension devrait en effet être complètement repensé et les travaux nécessaires seraient très coûteux, d’une part, et pas nécessairement réalisables, d’autre part. Par ailleurs, les procédures liées à la modification de l’affectation du sol allongent de façon conséquente les délais de réalisation des projets. Enfin, il est difficile de prévoir la réaction des autorités compétentes face aux adaptations ou modifications demandées. • Des difficultés similaires apparaissent dans le cadre de la réalisation ou de l’adaptation de lignes à haute tension. Les procédures à suivre ne sont pas toujours claires. Par conséquent, des efforts et un temps considérables sont consacrés en vue de l’obtention du permis. L’absence de délais dans la définition de la procédure accroît encore la longueur du processus. Dans ce contexte, le gestionnaire de réseau peut difficilement s’engager sur des délais de réalisation alors qu’il n’a aucune garantie sur les délais d’obtention de permis. Dans le cadre de ce Plan de Développement, l’impact des renforcements sur l’aménagement du territoire est minimisé. Les investissements sont conçus dans le cadre de la politique économique et environnementale reprise en annexe au chapitre 5 (section 5.2) du présent document. Les nouvelles infrastructures nécessaires sont limitées le plus possible: • le projet de nouvelle ligne aérienne en 150 kV sur une distance de 6,5 km dans le Port d’Anvers représente le seul élément de développement en aérien significatif de ce Plan: le risque est toutefois limité étant donné sa localisation dans une zone industrielle; l’étude de faisabilité du projet sera réalisée en concertation avec les administrations concernées;

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• les autres développements sont réalisés en raccordant des transformateurs et des batteries de condensateurs sur de nouvelles travées situées dans des postes existants.

7.5.3

RECHERCHE DE L’OPTIMUM SOCIO-ECONOMIQUE VIS -A- VIS DU CONSOMMATEUR FINAL

Pour chaque projet envisagé à la section 7.4 ci-avant, les différentes variantes envisageables ont fait l’objet d’une comparaison technico-économique. L’évaluation économique est réalisée du point de vue du consommateur final. Elle s’inscrit dans la politique économique et environnementale, décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document. La comparaison des variantes envisagées pour les nouveaux investissements est reprise dans les sections ci-après. Les estimations budgétaires présentées dans les sections ci-après comprennent les études, la réalisation des plans et des schémas, les achats d’équipement et l’exécution des travaux. Il est important de noter qu’il s’agit uniquement d’ordres de grandeur basés sur une première estimation des coûts engendrés par l’investissement dans un but de comparaison de variantes.

Développement du réseau dans la région d’Anvers L’investissement envisagé dans le cadre du développement du réseau de la région d’Anvers dans le Plan de Développement 2003-2010 consistait à prolonger la ligne 150 kV entre Kallo et Ketenisse par: • une ligne aérienne de Ketenisse au tunnel sous l’Escaut (prolongation de la ligne existante); • un câble 150 kV dans le tunnel sous l’Escaut en repiquage sur la ligne de LilloSolvay, déconnectée à Lillo; • le passage en 150 kV de la ligne 36 kV entre Lillo et Solvay; • une nouvelle ligne aérienne Solvay-Zandvliet. Dans le cadre de ce Plan, cette variante a fait l’objet d’une comparaison avec une nouvelle variante: une ligne 150 kV Lillo-Zandvliet en prolongation de la ligne 150 kV existante Lillo-Solvay est raccordée sur un terne ou sur les deux ternes; la seconde solution, à même niveau budgétaire que la première est meilleure du point de vue de la fiabilité du réseau. Les deux variantes envisagées respectivement dans le Plan 2003-2010 et dans le cadre de ce Plan nécessitent l’installation du deuxième transformateur 380/150 kV de Zandvliet, également utile dans le cadre d’une plus grande indépendance du réseau par rapport au parc de production. La solution retenue est l’option de renforcement résultant de la combinaison du second transformateur 380/150 kV de Zandvliet et de la liaison Lillo-Zandvliet. En effet, cet examen a montré que le renforcement envisagé dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 imposerait des contraintes à long terme (horizon 2018):

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• au niveau de consommation envisagé à cet horizon, l’option de renforcement résultant de la combinaison du second transformateur 380/150 kV de Zandvliet et de la liaison Doel-Kallo-Lillo-Zandvliet ne permet plus de satisfaire aux critères de planification; pour rendre cette structure adéquate, un investissement non standard serait nécessaire pour renforcer la ligne LilloSolvay, ce qui représente un investissement lourd; • de plus, si les unités de Kallo sont alignées, elles augmentent les surcharges sur la ligne Lillo-Solvay. L’évaluation socio-économique des renforcements examinés est fournie dans le tableau 7.4 ci-après. La fourchette de prix relative à la liaison Lillo-Zandvliet est liée au choix du type de conducteurs. Tableau 7.4: Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre de l’étude à long terme du réseau d’Anvers

Renforcements du réseau en Flandre occidentale et en Flandre orientale Renforcement de la ligne 150 kV existante Brugge-WaggelwaterSlijkens Le renforcement de cette ligne existante constitue l’investissement le plus simple et optimum d’un point de vue économique. Le tableau 7.5 ci-après fournit l’évaluation socio-économique relalive à ce renforcement. Tableau 7.5: Evaluation socio-économique du renforcement de la ligne existante Brugge-WaggelwaterSlijkens

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Nouvelle ligne 150 kV entre Keerke et Lokeren Ce nouveau tronçon de ligne (0.5 km) constitue l’investissement le plus simple et optimum d’un point de vue économique. Le tableau 7.6 ci-après fournit l’évaluation socio-économique relative à ce renforcement. Tableau 7.6: Evaluation socio-économique de la nouvelle ligne 150 kV entre Keerke et Lokeren

Choix technico-économique des équipements de soutien de la tension dans le cadre de l’ouverture du marché de l’électricité (niveau d’importation de 2500 MW) Une étude internationale67 relative aux recommandations en termes de raccordement de batteries de condensateurs a conduit à considérer des batteries de condensateurs d’un gabarit de l’ordre de 75 Mvar placés dans des postes 150/220 kV où la puissance de court-circuit est suffisante. Il n’y a pas lieu d’installer des SVC’s68 étant donné que le réseau belge dispose de suffisamment de postes où la puissance de court-circuit permet l’enclenchement des batteries de 75 Mvar sans provoquer d’à-coups de tension inadmissibles, selon les critères de dimensionnement du réseau. En outre, un nombre relativement élevé de batteries de 75 Mvar dans le réseau 150 kV permet un effet de réglage par enclenchement-déclenchement individuel des batteries. Etant donné cette possibilité de réglage, l’installation des batteries de condensateurs en plusieurs sites se présente, de ce point de vue, comme un substitut à l’installation d’un SVC de grande puissance dans un site donné. Enfin, l’aspect économique reste un paramètre décisif: la solution «batteries de condensateurs» est moins chère que les solutions SVC et STATCOM. Le tableau 7.7 ci-après fournit les coûts respectifs correspondant à l’installation de l’équivalent de 300 Mvar en 150 kV pour chacun des dispositifs envisagés.

67 68

Cigré -Cired JWG C4.07 – Raccordement de batteries de condensateurs: Recommandations Power Quality. Static var compensator.

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Tableau 7.7: Coût d’installation en 150 kV de 300 Mvar

L’évaluation socio-économique des renforcements examinés est fournie dans le tableau 7.8 ci-après. Tableau 7.8: Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre de l’installation de six et de dix-neuf batteries de condensateurs dans des postes existants

Transformateurs 380/150 kV d’Avelgem/Ruien, Courcelles/Gouy Les études de rentabilité relatives à l’installation des transformateurs d’Avelgem/Ruien et de Courcelles/Gouy ont été réalisées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Elles sont reprises en annexe au chapitre 7 du présent document. Il en ressort que le coût d’amortissement annuel de ces investissements est équiv alent à 3 à 13 semaines de production imposée selon les unités de production. L’arrêt des unités de production génère un besoin de soutien de la tension qui peut être réalisé par l’installation de deux batteries de condensateurs dans les postes existants de Ruien et d’Izegem. L’évaluation socio-économique de ce renforcement est fournie dans le tableau 7.9 ci-après.

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Tableau 7.9: Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre de l’installation de deux batteries de condensateurs dans des postes existants

7.6 R ENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFERIEURS La politique de renforcement de l’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 220-150 kV, par l’installation de transformateurs 220-150 kV/MT, a été explicitée dans le Plan de Développement 2003-2010. Elle est reprise à la section 5.2.1 de l’annexe au chapitre 5 du présent document. Pour rappel, il s’agit de renforcer, dans tous les cas où l’opportunité se présente, la transformation directe à partir du réseau 220-150 kV vers les réseaux à moyenne tension pour faire face, au moindre coût, à l’accroissement de la consommation. Ces investissements, pilotés par l’évolution des consommations locales, sont difficilement planifiables à un horizon de plus de deux ans. Ceci explique que les décisions fermes dans les plans relatifs au développement des réseaux régionaux ont été arrêtées à l’horizon 2007. Par souci de cohérence avec ces Plans, les renforcements vers les niveaux de tension inférieures repris dans ce Plan ont trait au même horizon. Il est en outre bien entendu que ces investissements préconisés concordent avec ceux proposés dans les Plans régionaux à introduire en 2005.

L’inventaire des investissements à l’horizon 2007 est repris dans les sections 7.6.1 ci-après. Une explication plus détaillée des investissements est disponible à la section 7.6.2.

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7.6.1

INVENTAIRE DES RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFÉRIEURS

Tableau 7.10: Liste des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs à l’horizon 2007

7.6.2

DESCRIPTION DETAILLEE DES RENFORCEMENTS Flandre occidentale Nouveau transformateur 150/11 kV à Slijkens Un nouveau transformateur sera installé à Slijkens en prévision des développements industriels dans la zone industrielle d’Ostende. Cette solution est en outre favorable pour l’exploitation du réseau 36 kV de Slijkens qui se trouvera délesté grâce à cette mesure.

Province d’Anvers Nouveaux transformateurs 150/11 kV et 150/70 kV à Mechelen Le renforcement du poste de Mechelen est la conséquence: • de la politique de renforcement de l’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 150 kV;

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• du démantèlement de la ligne 70 kV Wilsele-Muizen qui impose l’installation d’un transformateur 150/70 kV. Nouveau poste 150 kV à Petrol et aménagement de la liaison 150 kV existante Burcht-Zurenborg Le poste «Antwerpen Zuid» envisagé dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 a été baptisé «Petrol». Deux nouveaux transformateurs 150/15 kV seront installés dans ce nouveau poste étant donné les perspectives d’augmentation de la consommation résidentielle et le passage du réseau à moyenne tension du 6 kV au 15 kV. La liaison 150 kV Burcht-Zurenborg sera aménagée en vue du raccordement de ce nouveau poste.

Limbourg Nouveau transformateur 150/11 kV à Lommel Un nouveau transformateur 150/11 kV sera installé à Lommel pour faire face à l’augmentation de la consommation industrielle.

Région de Bruxelles-Capitale Nouveau transformateur 150/11 kV à Wiertz et nouveau câble 150 kV Dhanis-Wiertz Un deuxième transformateur 150/11 kV de 50 MVA sera installé dans le poste existant de Wiertz. En effet: • le secours du transformateur existant est apporté par le réseau 36 kV qui est à saturation; • l’accroissement des consommations locales nécessite un renforcement de la transformation 150/11 kV à très court terme; • le poste Naples arrive également à saturation et toute extension s’avère impossible vu son imbrication dans un environnement complètement bâti; étant donné la proximité du poste de Wiertz, Elia a demandé au gestionnaire de réseau de distribution de réaliser un transfert partiel des consommations du poste de Naples vers le poste de Wiertz. Le poste de Wiertz sera raccordé en antenne sur le poste Dhanis: un nouveau câble 150 kV sera posé entre ces deux postes. Remplacement de 3 transformateurs 36/11 kV par 2 transformateurs 150/11 kV à Woluwé Le renforcement de la capacité de transformation à Woluwé est induit par: • l’accroissement de la consommation locale; • la politique d’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 150 kV. Cet investissement est réalisé en coordination avec les gestionnaires de réseau de distribution qui ont prévu le remplacement de la cabine 11 kV.

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Brabant flamand Remplacement du transformateur 150/36 kV par un transformateur plus puissant à Drogenbos L’alimentation de la poche 36 kV par les transformateurs 150/36 kV Drogenbos et Midi doit être renforcée étant donné l’accroissement de la consommation locale: un transformateur 150/36 kV du poste de Drogenbos sera remplacé par un transformateur plus puissant. Nouveau poste à Wijmaal (Leuven) La description de cet investissement déjà indiqué dans les renforcements engagés à l’horizon 2003 dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 est disponible à la section 6.3.2 du présent document.

Province de Liège Remplacement de 3 transformateurs 70/15 kV par 2 transformateurs 150/15 kV à Battice Le renforcement de la puissance de transformation à Battice est la conséquence de: • l’accroissement de la consommation locale; • la politique d’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 150 kV. Nouveau transformateur 220/15 kV à Romsée L’installation d’un nouveau transformateur à Romsée est induite par: • l’accroissement de la consommation locale; • la politique d’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 220 kV.

Province de Luxembourg Remplacement du transformateur 220/70 kV par un transformateur plus puissant à Marcourt La puissance de transformation à Marcourt est renforcée pour faire face à l’accroissement de la consommation locale. Nouveau transformateur 220/70 kV à Saint-Mard Un nouveau transformateur sera installé à Saint-Mard étant donné l’accroissement de la consommation de la poche 70 kV Arlon-Saint-Mard-Orgeo.

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7.7 PLANNING DE REALISATION 7.7.1

RENFORCEMENTS A CARACTERE NATIONAL La figure 7.11 fournit la liste des investissements à l’horizon 2008 préconisés par Elia dans le cadre de ce Plan. Figure 7.11: Planning des investissements à caractère national à l’horizon 2008

Sans préjuger des possibilités d’importation à l’horizon 2008, Elia a envisagé un scénario visant une capacité d’importation de 3700 MW. Par ailleurs, Elia a également examiné les investissements nécessaires pour faire face à d’éventuelles modifications d’exploitation du parc de production belge. Le tableau 7.12 ci-après reprend les investissements nécessaires à ces effets. Ces investissements ne sont pas justifiés économiquement dans les circonstances actuelles: Elia suivra attentivement les évolutions de marché qui en changerait la logique économique. Par ailleurs, Elia commence les études et introduira les demandes d’obtention de permis pour les éléments à long délai de réalisation.

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Figure 7.12: Planning des investissements à caractère national liés à l’évolution du niveau d’importation et/ou à l’évolution du parc de production belge

7.7.2

RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFERIEURS Figure 7.13: Planning des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs à l’horizon 2007

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7.7.3

DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2008 La figure 7.14 ci-après fournit la description du réseau à haute tension à l’horizon 2008, compte tenu des renforcements proposés par le GRT.

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Figure 7.14: Réseau à l’horizon 2008

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8

Evolution à long terme du réseau de transport

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8.1 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE PRODUCTION ET DE CONSOMMATION Les scénarios de consommation et de production à l’horizon 2012 ont été définis dans les chapitres 2 et 3. Le chapitre 3 a en outre montré que, selon les hypothèses de production à l’horizon 2012 (scénario de base – variante haute de consommation), le parc de production belge n’est pas en mesure d’assurer l’alimentation de la consommation attendue en 2012, même si toutes les unités SER et de cogénération attendues sont effectivement présentes. De plus, dans le contexte d’ouverture plus grande du marché, des scénarios avec des niveaux d’importation plus importants sont examinés. Ces scénarios sont dénommés scénarios «augmentation des importations à long terme». Pour rappel, la figure 7.2 reprise au chapitre 7 met en évidence que le niveau de consommation estimé dans le cadre de la variante basse de consommation à l’horizon 2012 est équivalent au niveau de consommation considéré pour 2008 selon la variante haute de consommation. Les sections ci-après sont consacrées exclusivement à l’examen des renforcements à réaliser dans le cadre de la variante haute de consommation à long terme. La section 8.2 ci-après présente le diagnostic des goulets d’étranglement sur le réseau d’électricité à l’horizon 2012, étant donné l’accroissement de consommation et le parc de production du scénario de base, si aucun renforcement supplémentaire n’était réalisé par rapport à la situation renforcée à l’horizon 200869. La description de l’évolution à long terme du réseau est présentée, scénario par scénario, à la section 8.3. Leur étude de faisabilité technique et économique du point de vue de l’utilisateur final est fournie à la section 8.4. La section 8.5 concerne la liste des renforcements pilotés par les accroissements de consommations locales. Enfin, la section 8.6 fournit la synthèse des investissements envisagés dans le cadre de l’évolution du réseau à plus long terme. Les investissements repris dans ce chapitre sont fournis à titre indicatif. Ils feront l’objet d’un nouvel examen dans une prochaine édition du Plan de Développement.

8.2 DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE Le réseau d’électricité de référence considéré pour les études à l’horizon 2012 du présent Plan de Développement contient les renforcements définis à la section 7.6. Il s’agit du réseau programmé à l’horizon 2008. Le dimensionnement du réseau de transport 380 kV à 150 kV est essentiellement lié à l’évolution du parc de production et à sa localisation, aux niveaux et origines des importations ainsi qu’au transit sur notre réseau.

69

Les renforcements pris en compte sont repris à la section 7.7.

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Par ailleurs, il est également influencé par l’évolution du niveau général de la consommation. La croissance de la consommation est en général relativement faible entre 2008 et 2012: il génère cependant un besoin de renforcement dans la région de Liège. Les accroissements locaux de consommation nécessitent également des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs. Par ailleurs, l’information relative aux perspectives d’investissement en production à cet horizon est encore quasi inexistante à ce jour.

8.3 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’ INTERET NATIONAL 8.3.1

SCENARIO DE BASE - 2012 Dans le cadre du scénario de base, le maintien de la fiabilité du réseau nécessite les renforcements d��crits ci-après. Développement du réseau dans la région de Liège Le modélisation des écoulements de flux sur le réseau d’électricité indique le besoin de développer le réseau de la région de Liège pour alimenter la consommation qui se développe au nord de Liège sur la rive gauche de la Meuse. La problématique est la suivante: • le réseau de transport liégeois comporte quatre niveaux de tension: 380, 220, 150 et 70 kV. Le réseau à 70 kV est actuellement exploité en deux parties indépendantes qui ne peuvent pas être exploités en parallèle étant donné leur déphasage mutuel: − la première est alimentée depuis le 220 kV à Rimière, Seraing, Awirs, Romsée et Jupille; − la seconde depuis le 150 kV à Bressoux et Lixhe. • la consommation se développe majoritairement au nord de Liège (rive gauche de la Meuse) alors que le réseau 220 kV est plus développé dans le sud de Liège (rive droite de la Meuse): le seul point d’injection 380/220 kV du nord de Liège est Lixhe et il n’y a pas d’injecteur 220/70 kV. Le passage à 220 kV de la ligne 150 kV Awirs-Lixhe permettra au poste de Lixhe de soutenir le nord de Liège, contrairement à la situation actuelle. En outre, cet investissement n’affecte pas les réseaux 150 kV liégeois et limbourgeois. De plus, cette évolution de réseau permet à terme de construire un nouveau poste 220/70 kV/MT à Vottem pour, d’une part, renforcer l’alimentation du réseau 70 kV et, d’autre part, alimenter le réseau à moyenne tension, tout en délestant le réseau 70 kV.

Autres renforcements du réseau en province d’Anvers et en Brabant flamand Ces investissements, liés aux accroissements de consommation locale, feront l’objet d’une confirmation ou d’une révision dans les prochaines années, en

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fonction de l’évolution de ces consommations. De même, le prochain Plan prévoira éventuellement d’autres investissements dans des postes relatifs à ce même horizon afin de couvrir des accroissements locaux de consommation qui ne sont pas encore annoncés aujourd’hui.

Nouveau câble 150 kV Burcht-Petrol (Anvers) Le nouveau câble 150 kV est nécessaire pour faire face aux accroissements de consommation résidentielle prévus et pour renforcer le réseau 150 kV entre Burcht et Zurenborg.

Deuxième terne de la ligne 150 kV existante Scheldelaan-Zevende Havendok La description de cet investissement déja mentionné dans les renforcements planifiés à l’horizon 2006 dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 est disponible à la section 6.3.4 du présent document.

Nouveau câble 150 kV en repiquage de Keiberg (Machelen) sur la câble existant Machelen-Woluwé Ce nouveau câble a déjà considéré dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Il est à ce jour postposé étant donné le transfert de consommation du réseau 36 kV du poste de Woluwé vers le réseau 150 kV: la restructuration du réseau 36 kV visant à une configuration en poches 36 kV alimentées par les trois transformateurs 150/36 kV de Woluwé, Zaventem et Keiberg ne sera nécessaire qu’à plus long terme. Le tableau 8.1 ci-après fournit la liste de ces renforcements. Tableau 8.1: Liste indicative des renforcements en 150 kV dans le cadre du maintien de la fiabilité du réseau, à long terme

8.3.2

SCENARIO «AUGMENTATION DES IMPORTATIONS A LONG TERME » Accroissement de la capacité d’importation à la frontière franco-belge Le potentiel de transaction France-Belgique résultant des renforcements prévus à l’horizon 2008 s’élève à 3700 MW, en considérant un niveau d’importation des

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Pays-Bas de 2500 MW. Le Plan de Développement 2003-2010 a montré que ce potentiel pourrait être porté à 4700 MW moyennant les investissements supplémentaires suivants: • le renforcement de la ligne 380 kV Gramme-Massenhoven; • la nouvelle ligne 380 kV Lorraine-Ardennes70 (tronçon sur le territoire français). Pour rappel, le 2ème terne de Gramme-Massenhoven est nécessaire pour dégager tout le potentiel de la ligne Lorraine-Ardennes. Etant donné les contraintes rencontrées dans le cadre de la procédure d’obtention du permis du tr onçon de ligne situé en France, le gestionnaire de réseau français annonce à ce jour la réalisation du tronçon français au plus tôt vers la fin de l’horizon du Plan. Pour rappel, le tronçon de la ligne LorraineArdennes situé sur le territoire belge est entièrement réalisé. En mars 2005, les Gouvernements belge et français ont, à cet effet, signé un Memorandum of Understanding les engageant dans la poursuite du renforcement de l’interconnexion entre la France et la Belgique, conformément aux priorité définies par la décision n°1229/2003/CE du 26 juin 2003 établissant un ensemble d’orientations relatif aux réseaux transeuropéens dans le secteur de l’énergie. Par ailleurs, une nouvelle étude est en cours de réalisation en collaboration avec RTE. Il s’agit d’examiner, par des méthodes probabilistes, l’impact sur l’augmentation de la capacité d’importation apportée par la ligne 380 kV Lorraine-Ardennes et le 2ème terne 380 kV Gramme-Massenhoven, des aléas liés: • à la production éolienne en Allemagne; • aux échanges de flux entre la France et la Grande-Bretagne. Les résultats de cette analyse seront disponibles à la fin de l’année 2005. En outre, l’accroissement du niveau des importations engendrera des besoins de compensation en énergie réactive. Des études complémentaires détermineront les investissements les plus adéquats en la matière.

Evolution potentielle du réseau liée à la réalisation du second terne Gramme-Massenhoven L’impact de la réalisation du second terne 380 kV Gramme-Massenhoven sur le réseau 220-150 kV sous-jacent a été examiné. Le Plan de Développement 2003-2010 a déjà indiqué que l’installation d’un transformateur 380/150 kV supplémentaire à Zutendaal, en repiquage sous la liaison 380 kV Gramme-Massenhoven, permettrait d’éviter le risque d’une production imposée à Langerlo. Aucune restructuration supplémentaire des réseaux sous-jacents n’est induite par la réalisation de ce second terne; en particulier, aucune modification ne doit être envisagée dans les installations de Gramme et de Lixhe en termes de transformations 380/150 kV et 380/220 kV. 70

Ligne Aubange-Moulaine dans le Plan de Développement 2003-2010 : la dénomination a été modifiée suite à l’examen de tracés et topologies de connexion alternatifs sur territoire français.

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Evolution potentielle du réseau 220 kV du Luxembourg suite à la réalisation de la ligne Lorraine-Ardennes Dans le cadre d’une meilleure utilisation de la ligne à 2 ternes 380 kV Lorraine– Ardennes, il pourrait s’avérer nécessaire de réaliser une liaison 380 kV à deux ternes entre Aubange et Gramme. A cet effet, le passage en 380 kV de la liaison 220 kV Villeroux-Brume et la réalisation du second terne 380 kV AubangeVilleroux doivent être envisagés. L’utilité de ce projet fera toutefois l’objet d’une évaluation dans le cadre de l’étude relative à l’augmentation de la capacité d’importation apportée par la ligne 380 kV Lorraine-Ardennes. Un premier examen a été réalisé visant à identifier les investissements induits dans les réseaux sous-jacents par la mise à deux ternes 380 kV de la ligne Aubange-Gramme. L’impact en termes de restructuration des réseaux sous-jacents serait limité. Le passage en 380 kV de la liaison 220 kV Villeroux-Brume engendrerait uniquement l’installation de transformateurs supplémentaires dans les postes existants: • un transformateur 380/220 kV à Aubange qui constituerait le second point d’injection du réseau 220 kV; • un transformateur 380/70 kV à Houffalize, en repiquage sur la liaison Aubange-Brume, qui compenserait la perte du point d’injection 220/70 kV de Houffalize; • en outre, le passage en 380 kV de la liaison 220 kV Aubange-Brume rendrait superflue la succession des transformations 380/220 kV et 220/70 kV à Brume: − la consommation de la SNCB raccordée en 25 kV peut être reprise directement en 380 kV, par des transformateurs 380/25 kV; − l’alimentation du réseau 70 kV peut être réalisée par un deuxième transformateur 380/70 kV (110 MVA) à Brume.

Interconnexion des réseaux allemand et belge Dans le cadre de la problématique du renforcement des capacités d’échange de la Belgique avec les pays voisins, Elia et le gestionnaire de réseau allemand RWE Transportnetz Strom ont réalisé une étude commune relative à l’utilité d’une liaison d’interconnexion entre les réseaux allemand et belge. Cette étude faisait également suite à une demande émanant du Service Public Fédéral belge des Affaires Economiques et des Administrations allemande et luxembourgeoise. Deux variantes techniquement faisables ont été envisagées: • variante «Brume(B)-Dalhem(D)»: ligne à deux ternes (380 kV) entre Brume et Dalhem sur une distance de 65 km; • variante «Lixhe (B)-Oberzier(D)»: ligne à deux ternes (380 kV) entre Lixhe et Oberzier sur une distance de 60 km. Leur examen a montré que, étant donné les effets de maillage du réseau, malgré l’optimisation des flux sur le réseau belge par l’exploitation des déphaseurs à la frontière Nord, cette interconnexion ne génèrerait pas d’accroissement significatif de la capacité d’importation de la Belgique,

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indépendamment de la variante envisagée71. Ces conclusions restent également valables dans un scénario d’exportation massive de l’Allemagne. De plus, en matière d’aménagement du territoire, l’expérience des dernières années a montré que les procédures liées à la réalisation de lignes à haute tension sont particulièrement longues et difficiles. Plus particulièrement, les variantes retenues présenteraient respectivement les éléments à risque suivants: • variante «Brume-Dalhem»: le parc national «Hohes Venn–Eifel» est situé sur le tracé ainsi que les villes ou villages de Stavelot, Malmedy, Waimes, Bütgenbach et Büllingen (partie belge du tracé); • variante «Lixhe-Oberzier»: le tracé contourne l’agglomération fortement peuplée d’Aix-la-Chapelle. Enfin, en termes de coût, la construction d’une ligne à deux ternes sur une distance de l’ordre de 60 km représente un investissement important. Cet investissement n’est pas une option retenue dans le cadre de ce Plan. La figure 8.2 ci-après illustre les situations du point de vue géographique et aménagement du territoire de ces deux variantes. Figure 8.2: Situation géographique et en matière d’aménagement du territoire des deux variantes d’interconnexion des réseaux allemand et belge «Brume(B) -Dalhem(D)» et «Lixhe (B) -Oberzier(D)»

71

L’élément limitant sur le réseau belge est la ligne Gramme-Courcelles.

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8.3.3

SCENARIO «INDEPENDANCE DU RESEAU VIS -A- VIS DU PARC DE PRODUCTION A LONG TERME » Dans le cadre de la réduction de la dépendance du réseau vis-à-vis du parc de production existant, les transformateurs 380/150 kV de Reppel et de Zutendaal ont été envisagés dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Ils sont liés au déficit de production induit par l’arrêt potentiel respectif des unités de Mol (Province d’Anvers) et de Langerlo (Limbourg). La gestion des priorités et des risques liés au renforcement du réseau de transport en termes d’indépendance du réseau par rapport au parc de production dépend également fortement des décisions d’alignement des unités de production. Le gestionnaire entend être attentif à l’évolution de l’exploitation du parc de production et ne réaliser les investissements que si leur nécessité devait se confirmer.

Transformateur 380/150 kV de Zutendaal L’installation du transformateur 380/150 kV de Zutendaal a été examinée à l’horizon 2009 dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Elle constitue à ce jour un point d’attention dans le cadre du développement du réseau à long terme.

Transformateur 380/150 kV de Reppel Le transformateur 380/150 kV de Reppel, qui constituait un renforcement engagé à l’horizon 2003, a été reporté dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Il est à ce jour postposé: en effet, le passage en 150 kV d’un terne de la ligne 70 kV Stalen-Gerdingen (Mol) et de la ligne exploitée en 70 kV entre Gerdingen et Overpelt (Mol) constitue un renforcement temporaire efficace en réponse à l’arrêt éventuel des unités de production au charbon de Mol. Par ailleurs, la mise en œuvre effective de cet investissement peut être suspendue jusqu’à l’annonce officielle de la fermeture définitive des 2 centrales de Mol moyennant l’implémentation provisoire d’une manœuvre (modification temporaire et locale de la structure du réseau). Tableau 8.3: Synthèse des conditions liées à l’investissement des transformateurs 380/150 KV de Zutendaal et de Reppel

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133


8.4 ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE 8.4.1

F AISABILITE TECHNIQUE A ce stade, aucune difficulté n’est apparue du point de vue de la faisabilité technique en ce qui concerne la réalisation du second terne 380 kV GrammeMassenhoven, l’installation du transformateur 380/150 kV de Zutendaal et le passage en 150 kV de la liaison exploitée en 70 kV entre Stalen et Overpelt. Néanmoins, en ce qui concerne cette dernière adaptation, Elia prendra contact avec le propriétaire des lignes. Le passage à 220 kV de la ligne 150 kV Awirs-Lixhe fera l’objet d’une étude de faisabilité technique. Il en est de même des autres évolutions à long terme du réseau reprises dans ce chapitre, à ce stade encore très hypothétiques, si leur opportunité vient à se confirmer.

8.4.2

C ONTRAINTES LIEES A L ’AMENAGEMENT DU TERRITOIRE Les investissements sont conçus dans le cadre de la politique économique et environnementale reprise en annexe au chapitre 5 (section 5.2) du présent document de façon à minimiser l’impact des renforcements sur l’aménagement du territoire. Les contraintes liées à l’aménagement du territoire relatives au second terne 380 kV Gramme-Massenhoven et au transformateur 380/150 kV de Zutendaal ont été explicitées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Elles sont reprises en annexe au chapitre 8 du présent document.

8.4.3

RECHERCHE DE L’OPTIMUM SOCIO-ECONOMIQUE VIS -A- VIS DU CONSOMMATEUR FINAL L’évaluation économique des projets de renforcement est réalisée du point de vue du consommateur final. Elle s’inscrit dans la politique économique et environnementale, décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document. Les évaluations socio-économiques relatives au second terne 380 kV GrammeMassenhoven et au transformateur 380/150 kV de Zutendaal, ainsi que l’étude de rentabilité relative au transformateur 380/150 kV de Zutendaal, ont été explicitées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Elles sont reprises en annexe au chapitre 8 du présent document. L’évaluation socio-économique du passage en 150 kV de la liaison exploitée en 70 kV entre Stalen et Overpelt est disponible ci-après. Le passage à 220 kV de la ligne 150 kV Awirs-Lixhe fera l’objet d’une évaluation économique dans le cadre du prochain Plan. Il en est de même des autres évolutions à long terme du réseau reprises dans ce chapitre, à ce stade encore très hypothétiques, si leur opportunité vient à se confirmer.

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Evaluation socio-économique du passage en 150 kV de la liaison exploitée en 70 kV entre Stalen et Overpelt Tableau 8.4: Evaluation socio-économique des renforcements examinés dans le cadre du passage en 150 kV de la liaison exploitée en 70 kV entre Stalen et Overpelt

8.5 R ENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFERIEURS Les investissements relatifs à l’alimentation des réseaux 70 kV à 36 kV et moyenne tension à partir du réseau 150 kV qui sont envisagés à partir de 2008 sont décrits ci-après. Ces investissements, liés aux accroissements de consommation locale, feront toutefois l’objet d’une confirmation ou d’une révision dans les prochaines années, en fonction de l’évolution de ces consommations. De même, le prochain Plan prévoira éventuellement d’autres investissements dans des postes relatifs à ce même horizon afin de couvrir des accroissements locaux de consommation qui ne sont pas encore annoncés aujourd’hui. Le tableau 8.5 ci-après fournit la liste indicative des renforcements à long terme vers les niveaux de tensions inférieurs.

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Tableau 8.5: Liste indicative des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs, à long terme

72

73

72

Le projet de renforcement de la transformation 150/15 kV à Chièvres, annoncé dans le Plan d’Adaptation 2003-2010, est remplacé par un projet de renforcement des postes de Lens (à l’horizon 2006) et de Ligne (à l’horizon 2010), suite à de nouvelles études communes avec Reswal. 73 Ce renforcement implique le passage en 220 kV de la ligne 150 kV Awirs-Vottem-Lixhe.

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8.6 DESCRIPTION DE L ’EVOLUTION A LONG TERME DU RESEAU La figure 8.6 ci-après fournit la description de l’évolution du réseau à haute tension à long terme.

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Figure 8.6: Evolution du réseau à long terme

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9

Accueil de nouvelles unités d e p r o d u c t i on

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Ce chapitre est consacré à l’évolution du réseau résultant du raccordement potentiel de nouvelles unités de production. Cette évolution n’est pas liée à un horizon du Plan. D’une part, il considère les localisations propices à l’accueil de nouvelles unités de production, c’est-à-dire les localisations qui génèreraient le moins de contraintes pour le réseau. De nouvelles unités pourraient ainsi y être raccordées au moindre coût pour le réseau et avec le moindre impact pour l’environnement. D’autre part, il décrit toutes les solutions possibles en vue du raccordement de parcs de production éolienne en mer du Nord, d’une capacité, à terme, de 2000 MW qu’Elia a examiné conformément aux décisions gouvernementales74.

9.1 LOCALISATIONS FAVORABLES A L’ACCUEIL DE NOUVELLES UNITES DE PRODUCTION Dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010, la recherche des meilleures localisations, du point de vue du réseau, pour l’installation de nouvelles unités de production a fait l’objet d’un premier examen. A la demande de la CREG, cet exercice a été réitéré dans le cadre du présent Plan. Il confirme et précise à l’horizon 2012 les résultats obtenus aux horizons 2006 et 2009. Les unités prises en compte sont des unités de 400 MW. Ce gabarit, raisonnable pour des unités monobloc de type TGV, représente à la fois: • une taille moyenne pour des productions centralisées; • une taille limite pour les localisations en 150 kV. Deux niveaux de tension ont été considérés pour le raccordement des machines dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010: 380 kV et 150 kV. Le tableau 9.1 ci-après fournit la liste des localisations favorables ou neutres pour l’accueil d’une nouvelle unité de 400 MW. Les nœuds retenus ne préjugent en rien des sites possibles de construction de nouvelles centrales à proximité de ceux-ci: la recherche de ces sites relève de la responsabilité des investisseurs. Ces localisations devront toutefois faire l’objet d’études complémentaires, au cas par cas, en vue de préciser les résultats bruts repris dans ce tableau. D’autres localisations restent également envisageables: • par exemple, pour des unités de taille inférieure à 400 MW; • dans le cas de modifications dans le réseau 380 à 150 kV et/ou dans le parc de production (installation de nouveaux groupes de production ou déclassement d’unités existantes).

74

Lettre de Madame la Ministre Moerman du 9 juillet 2004 (référence FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863)

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Tableau 9.1: Liste des localisations favorables ou neutres pour l’accueil d’une nouvelle unité de 400 MW

9.1.1

LOCALISATIONS FAVORABLES EN 380 KV Au niveau de tension 380 kV, les études réalisées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 ont établi que quasi toutes les localisations sont globalement positives; en réduisant les importations, on atténue les problèmes et il est – du point de vue électrique – plus favorable de produire en 380 kV que d’importer en 380 kV; par contre, les transformateurs 380/150 kV sont tout autant sollicités. En ce qui concerne les nœuds 380 kV de Rodenhuize et de Lixhe, il faut remarquer qu’il n’existe pas encore de poste 380 kV. Les transformateurs existants sont raccordés en repiquage sur les lignes 380 kV (respectivement Avelgem-Mercator et Gramme-Maasbracht). Néanmoins, il est possible de construire un nouveau poste 380 kV à Rodenhuize et de réaliser une extension en 380 kV du poste de Lixhe. Par ailleurs, comme indiqué dans le Plan de Développement 2003-2010, les localisations suivantes sont à éviter: • Gramme: les problèmes d’évacuation de la puissance s’aggraveraient suite à l’installation d’une nouvelles unité de production; • Doel et Mercator: l’installation de nouvelles unités serait néfaste en termes de puissance de court-circuit et induirait une charge supplémentaire sur les lignes 380 kV entre Zandvliet, Doel et Mercator.

9.1.2

LOCALISATIONS FAVORABLES EN 150 KV Les localisations en 150 kV ont fait l’objet d’un examen complémentaire. La méthodologie utilisée dans ce cadre est basée sur le calcul d’indicateurs d’adéquation du réseau. Ces indicateurs ont pour but de comparer entre elles les variantes étudiées et de les classer en fonction de l’impact sur le réseau de la présence d’une nouvelle unité de production.

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Deux axes d’évaluation ont été retenus dans le cadre de cet exercice; il s’agit de: • l’impact local, en termes de fiabilité du réseau, de la présence de la nouvelle unité de production: la capacité d’accueil du site a été évaluée selon la génération/résolution de goulets d’étranglement induite par la présence d’une nouvelle unité; • l’impact global en termes de pertes générées sur le réseau. Les principales adaptations résultant de la présence d’une nouvelle unité concernent la mise hors service de transformateurs 380/150 kV et la mise en service ou hors service de batteries de condensateurs. La possibilité de couper un ou plusieurs transformateurs 380/150 kV dans le voisinage du nœud de raccordement d’une machine a été admise. Cette mesure doit cependant être limitée car elle rend l’exploitation du réseau plus compliquée et par conséquent moins fiable. Deux nouveaux nœuds du réseau 150 kV ont été envisagés: Lixhe et Bressoux, mais ils n’ont pas pu être retenus. Les meilleurs choix au niveau de tension 150 kV sont les nœuds de Merksem, Mol, Monceau, Ruien, Tergnée et Trivières. Les nœuds des Awirs, de Bressoux, de Lixhe et de Rodenhuize sont défavorables, voire impossibles dans certains cas. Il est important de noter que les résultats restent dépendants du parc de production en service. En particulier: • Le nœud 150 kV de Beringen est actuellement capable d’accueillir une nouvelle unité de production de 400 MW mais ceci est conditionné par la présence d’au moins une unité de production à Mol (l’élément contraignant sans unité de production à Mol est la liaison 150 kV Beringen-Mol). Etant donné l’absence de visibilité à terme sur la présence des unités de production à Mol, ce nœud n’est pas retenu en 150 kV: il nécessiterait des investissements lourds dont la faisabilité doit être examinée. En outre, de nouvelles unités de production dans la zone de Beringen peuvent être raccordées sur le nœud 380 kV de Meerhout. • Il faut également noter que la localisation de Ruien est favorable indépendamment de la présence des unités de Ruien dans le parc de production considéré: le nœud 150 kV de Ruien peut accueillir une nouvelle unité de 400 MW. • Le nœud 150 kV de Rodenhuize est saturé en injection 150 kV. Une augmentation significative de la production en 150 kV en ce nœud nécessiterait la mise hors service d’unités de production de capacité équivalente dans la zone. Le tableau 9.2 ci-après montre fournit la synthèse de l’arbitrage des meilleures localisations au niveau de te nsion 150 kV.

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145


Tableau 9.2: Comparaison des localisations examinées au niveau de tension 150 kV pour une nouvelle unité de 400 MW

* lié à la présence de Mol dans le parc de production

9.2 RACCORDEMENT DES PARCS EOLIENS OFF-SHORE D’UNE PUISSANCE INSTALLEE A TERME DE 2000 MW L’installation de parcs d’éoliennes off-shore de grande capacité de production en mer du Nord nécessite le renforcement du réseau pour acheminer la puissance produite vers les consommateurs. Dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010, les investissements nécessaires au raccordement de production éolienne jusqu’à une puissance installée de 600 MW ont fait l’objet d’un premier examen. Dans le cadre du présent Plan, Elia a examiné, en complément, toutes les solutions techniquement réalisables en vue du raccordement d’un parc de production éolienne en mer du Nord, d’une capacité supplémentaire de 1400 MW afin d’atteindre 2000 MW. Le raccordement au réseau est envisagé aux niveaux de tension 150 kV et 380 kV. Il s’agit d’une première étude visant à explorer les différentes pistes potentielles, susceptibles d’être approfondies en fonction de l’évolution des projets concrets de parcs éoliens off-shore. En effet, à ce stade, il reste une grande incertitude quant à la réalisation des projets d’unités éoliennes offshore, notamment en termes de • localisation: emplacement géographique exact et dispersion des différentes unités; • timing: échéances de construction des parcs et modularité évolutive en termes de capacité installée; • technologie de réalisation, en pleine évolution à ce jour. Cette étude fournit néanmoins: • l’éventail des solutions techniquement réalisables en matière de raccordement et leurs possibilités en termes de modularité évolutive des investissements; • l’examen comparatif des principales filières technologiques; • une première estimation budgétaire. En outre, une étude UCTE-ETSO entre gestionnaires de réseau, relative à la problématique «cross border», dont les résultats sont attendus pour 2007, examinera les défis liés au raccordement des éoliennes en mer dans le contexte

146

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international. De même, l’impact sur le fonctionnement du système électrique, notamment en termes de réserves et de sécurité dynamique n’a pas encore été examiné.

9.2.1

POSSIBILITES DE RACCORDEMENT AU RESEAU EN 150 KV Des études complémentaires à celles réalisées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 confirment la possibilité de raccordement en 150 kV d’une puissance installée de 900 MW d’éoliennes off-shore dont un tiers raccordé à Zeebrugge et deux tiers à Slijkens.

Jusqu’à 600 MW Le raccordement d’une puissance installée de 600 MW d’unités éoliennes offshore est techniquement réalisable sans renforcement du réseau.

De 600 à 900 MW Moyennant les modifications de réseau sur l’axe 150 kV Slijkens-Blauwe TorenEeklo, la puissance de raccordement d’unités éoliennes off-shore peut être portée à 900 MW. L’investissement nécessaire à cette fin, selon la variante retenue, consiste à: • Variante «Langerbrugge»: remplacer une des deux liaisons BruggeLangerbrugge par une liaison Blauwe Toren-Langerbrugge; la deuxième liaison Brugge-Langerbrugge est maintenue; un des deux ternes de la liaison 150 kV entre Slijkens et Brugge est aménagé en liaison directe Slijkens-Blauwe Toren; le deuxième terne de la ligne Brugge-Slijkens est maintenu. • Variante «Eeklo Noord»: remplacer une des deux liaisons Brugge-Eeklo Noord par une liaison Blauwe Toren-Eeklo Noord; la deuxième liaison Brugge-Eeklo Noord est maintenue; un des deux ternes de la liaison 150 kV entre Slijkens et Brugge est aménagé en liaison directe Slijkens-Blauwe Toren; le deuxième terne de la ligne Brugge-Slijkens est maintenu.

9.2.2

POSSIBILITES DE RACCORDEMENT AU RESEAU EN 380 KV Au-delà d’une puissance installée de 900 MW, il est nécessaire de raccorder l’excédent au réseau 380 kV. Les possibilités en termes de nœuds de raccordement se présentent à Eeklo Noord, Izegem et Rodenhuize. Toutefois, le nœud d’Eeklo Nord est préférable du point de vue technico-économique étant donné sa plus grande proximité par rapport à la côte (Eeklo est situé à environ 30 km de la côte, Izegem et Rodenhuize à environ 50 km).

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Comparaison des technologies Différentes options de raccordement sont techniquement réalisables. Elles se différencient par: • le type de technologie: courant alternatif (AC) ou courant continu (DC soit HVDC classic et HVDC75 Light); • le niveau de tension du raccordement des plates-formes éoliennes: 150 kV ou 380 kV; • le nombre de plates-formes off-shore: 1 à 4 plates-formes de respectivement 1100 MW à 275 MW, raccordées de façon radiale. A ce stade de l’étude, la technologie «HVDC classic» a été écartée étant donné: • les difficultés techniques rencontrées pour l’alimentation de la station de conversion en mer; en effet, cette solution nécessite une source d’énergie à chaque extrémité du raccordement; il s’agit donc de: − réaliser une liaison à courant alternatif en 150 kV de la côte jusqu’aux plates-formes éoliennes; − installer des groupes diesel de secours sur ces plates-formes éoliennes et prévoir leur approvisionnement et leur entretien; • le coût de cette solution, du même ordre de grandeur que la solution HVDC Light. Cette technologie fera éventuellement l’objet d’un nouvel examen dans le cadre de l’élaboration de l’étude détaillée de la solution retenue. Les tableaux 9.3 et 9.4 ci-après présentent la synthèse des principaux avantages et désavantages liés: • aux technologies AC et DC examinées dans le cadre du raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore; • au nombre de plates-formes et au niveau de tension envisagés dans le cadre du raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore. Tableau 9.3: Synthèse des avantages et désavantages des raccordements en courant alternatif et continu

75

High Voltage Direct Current.

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Tableau 9.4: Synthèse des avantages et désavantages liés au nombre de plates-formes et au niveau de tension

Eventail des options pour la partie «on-shore» du raccordement d’une puissance installée de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore Le raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore nécessite la réalisation du 2ème terne 380 kV de la ligne Zomergem-Eeklo Noord. A partir d’Eeklo, il s’agit de prolonger le réseau jusqu’à Zeebrugge. Différentes options ont été examinées pour la partie «on-shore» du raccordement. Elles se différencient par le niveau de tension et le type de technologie. Le tableau 9.5 ci-après fournit la synthèse des possibilités envisageables. En ce qui concerne l’option «câble souterrain 380 kV» mentionnée dans ce tableau, il faut remarquer que la faisabilité technico-économique d’une telle option reste à confirmer. En effet, les câbles 380 kV présentent un grand besoin en compensation réactive, ce qui limite la distance maximale par tronçon. Dans l’hypothèse d’installation d’une station de compensation réactive à Zeebrugge, le projet comporterait un tronçon on-shore de l’ordre de 30 km (et éventuellement des tronçons en mer de plus grande distance). Des études complémentaires sont nécessaires afin de pouvoir confirmer techniquement cette option, qui sera en tout état de cause significativement plus coûteuse que la ligne 380 kV, tout en offrant moins de flexibilité pour le développement ultérieur du réseau à partir de Zeebrugge.

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Tableau 9.5: Synthèse des possibilités envisageables en termes de prolongation du réseau jusqu’à Zeebrugge relative à la partie «on-shore» du raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore

Eventail des options pour la partie «off-shore» du raccordement d’une puissance installée de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore Différentes options ont également été examinées pour la partie «off-shore» du raccordement. Elles se différencient par le nombre de plates-formes envisagées, le niveau de tension et le type de technologie. Le tableau 9.6 ci-après fournit la synthèse des possibilités envisageables. Tableau 9.6: Synthèse des possibilités envisageables relative à la partie «off-shore» du raccordement de 900 à 2000 MW d’éoliennes off-shore

9.2.3

EVALUATION SOCIO-ECONOMIQUE L’évaluation économique est réalisée du point de vue du consommateur final. Elle s’inscrit dans la politique économique et environnementale, décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document. Les estimations budgétaires présentées dans les sections ci-après comprennent les études, la réalisation des plans et des schémas, les achats d’équipement et l’exécution des travaux. Elles ne comprennent pas les coûts de construction des plate-formes en mer, dont la dimension peut varier notablement en fonction des solutions retenues. Il est important de noter qu’il s’agit uniquement d’ordres de grandeur basés sur une première estimation des coûts engendrés par l’investissement dans un but de comparaison de variantes.

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Raccordement de 600 à 900 MW L’évaluation socio-économique du renforcement a été réalisée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Elle est reprise en annexe au chapitre 9 du présent document. Pour rappel, l’estimation budgétaire des variantes retenues est de l’ordre 14 M€.

Raccordement de 900 à 2000 MW Le tableau 9.7 ci-après donne à titre d’exemple, dans un but de comparaison des options envisagées, l’estimation budgétaire préliminaire de quelques combinaisons possibles «on-shore» et «off-shore» pour une puissance de 1100 MW. La quatrième option, qui envisage un raccordement par une ligne aérienne à deux ternes en 380 kV en courant alternatif pour la partie «on-shore» et 4 plates-formes raccordées à en 150 kV en courant alternatif en ce qui concerne la partie «off-shore», combine: • l’optimum économique pour la partie terrestre; • l’avantage d’un maximum de modularité offert par 4 plates-formes. Tableau 9.7 : Estimation budgétaire préliminaire de quelques combinaisons possibles «on-shore» et «offshore» pour une puissance de 1100 MW

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Conclusions & mise en œuvre du Plan de Développement

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Le présent Plan de Développement est fondé sur les hypothèses macroéconomiques de perspectives d’accroissement de consommations formulées par le Bureau fédéral du Plan et sur les hypothèses de production conformes à celles avancées dans le Programme Indicatif des moyens de Production de la CREG. La distribution spatiale des consommations influence, dans une certaine mesure, l’évolution du réseau. Dans cette optique, les prévisions «microéconomiques» communiquées par les utilisateurs de réseau ou établies en concertation avec les gestionnaires de réseau de distribution jouent également un rôle important. Le processus de planification est complexe: • d’une part, il nécessite la prise en compte d’un grand nombre de sources d’incertitudes liées au marché. Celles-ci sont liées principalement, dans le cadre du présent Plan de Développement, aux perspectives générales de consommation, de production centralisée et décentralisée et aux localisations respectives des productions et consommations ainsi qu’aux flux d’importation et de transit; • d’autre part, il intègre les dimensions d’ordre à la fois technique, économique et environnemental et les évalue dans leurs multiples interactions. Dans l’établissement de son Plan de Développement, le gestionnaire de réseau a intégré les grands objectifs poursuivis par la libéralisation du marché de l’électricité. Ainsi, les propositions pour le développement du réseau ont pour but de: • faciliter l’ouverture du marché de l’électricité en augmentant les capacités d’importation de la Belgique; • réduire la dépendance du réseau de transport vis-à-vis du parc de production belge, en investissant dans le réseau chaque fois qu’une contrainte récurrente imposée à une machine de production le justifie économiquement. En outre, les choix politiques sont aussi intégrés. Ainsi, le Plan de Développement tient compte: • des objectifs en matière d’énergie renouvelable et de cogénération; • des projets de parcs d’éoliennes en mer du Nord: conformément aux décisions gouvernementales76, il décrit toutes les solutions possibles en vue du raccordement de parcs de production éolienne en mer du Nord, d’une capacité totale à terme de 2000 MW. Enfin, le Plan veut aussi faire face à l’augmentation de la consommation électrique belge et reprend les investissements permettant de maintenir la fiabilité actuelle de l’alimentation de toutes les consommations raccordées au réseau de transport.

SYNTHESE DES SCENARIOS EXAMINES Une série de scénarios différenciés ont été élaborés sur base des hypothèses d’évolution de la consommation et de la production, dans le but de couvrir la diversité des options définies au niveau de la politique d’approvisionnement et 76

Lettre de Madame la Ministre Moerman du 9 juillet 2004 (référence FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863).

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de l’ouverture du marché en Belgique: niveau d’importation, indépendance par rapport au parc de production, niveau des transits,... Pour chacun d’entre eux, les renforcements de réseau nécessaires ont ensuite été examinés selon les critères techniques, socio-économiques et environnementaux en vigueur. La figure 10.1 ci-après reprend la synthèse des scénarios envisagés.

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Figure 10.1: Synthèse des scénarios envisagés

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R ESEAU DE REFERENCE (2006) Le réseau de référence (2006) considéré dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012 est le réseau en service au début de l’année 2005, auquel s’ajoutent les renforcements planifiés à l’horizon 2006 qui ont été approuvés suite au Plan de Développement 2003-2010 et dont la mise en service planifiée est confirmée. Ces renforcements dans le réseau relevant de la compétence fédérale ont trait: • dans le cadre du renforcement des interconnexions internationales: − à la réalisation du 2ème terne de la ligne 380 kV existante entre Avelgem et Avelin; − au renforcement de la ligne 220 kV existante entre Jamiolle et Monceau et à l’installation d’un transformateur déphaseur dans le poste existant de Monceau; − à l’installation de trois déphaseurs, l’un dans le poste existant de Zandvliet; (Anvers) et les deux autres dans un nouveau poste à réaliser à Van Eyck (Maaseik); • dans le cadre de l’indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production: − au remplacement de la ligne 150 kV à 2 ternes existante entre Avelgem et Ruien en vue de l’installation d’un nouveau transformateur 380/150 kV à Avelgem/Ruien (poste existant); • dans le cadre de la fiabilité du réseau: − au renforcement de la ligne existante entre Tergnée et Port de la Praye (Aiseau-Presles); − à la pose du nouveau câble 150 kV entre Lixhe et Battice et au passage en 150 kV d’un terne de la ligne 70 kV existante entre Battice et Eupen. Par contre, les investissements suivants, approuvés dans le cadre du Plan 20032010, sont reportés et ne sont donc pas repris dans le réseau de référence (2006): • dans le cadre de l’indépendance du réseau vis-à-vis du parc de production: − le nouveau transformateur 380/150 kV d’Avelgem/Ruien (poste existant); − le nouveau transformateur 380/150 kV de Courcelles/Gouy (poste existant) et la nouvelle liaison 380 kV ou 150 kV entre Courcelles et Gouy; • dans le cadre de la fiabilité du réseau: − le 2ème terne de la ligne existante entre Scheldelaan et Zevende Havendok. Les transformateurs 380/150 kV Avelgem/Ruien et de Courcelles/Gouy ont été préconisés en prévision de la désaffectation des unités annoncée par le producteur concerné en 2000, et ensuite ajournés suite au report à une date ultérieure du calendrier de déclassement des unités de production au charbon. Ils constituent à ce jour des investissements en attente dans le portefeuille de projets d’investissements. L’alternative à l’installation de ces nouveaux transformateurs 380/150 kV est le risque d’un coût de fonctionnement imposé des unités de production en cas d’arrêt programmé par les producteurs. Elia ne réalisera ces investissements que si leur nécessité devait se confirmer.

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PROPOSITION EN TERMES DE RENFORCEMENT DU RESEAU A L’HORIZON 2008 La mise en œuvre des renforcements du réseau préconisés par le gestionnaire de réseau, à l’horizon 2008, est synthétisée ci-après: • les renforcements à caractère national sont repris à la figure 10.2; • la figure 10.3 concerne la liste des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs, pilotés par les accroissements de consommations locales.

Renforcements à caractère national La politique d’investissements développée et mise en œuvre tend à maximiser l’utilisation des infrastructures existantes et à minimiser la réalisation de nouvelles liaisons. Les renforcements à caractère national sont pilotés par: • la fiabilité du réseau belge: développement du réseau 150 kV de la région d’Anvers par: − l’installation d’un nouveau transformateur 380/150 kV dans le poste existant de Zandvliet; − la réalisation d’une nouvelle ligne 150 kV entre Lillo et Zandvliet. • Et/ou l’ouverture du marché mise en œuvre par l’augmentation des possibilité s d’importation: − installation de 6 batteries de condensateurs en 150 kV (75 Mvar) dans les postes existants: Bruegel (Dilbeek), Kallo, Merksem, Ruien, Mol et Monceau; − prévision d’installation de treize batteries de condensateurs supplémentaires en 150 kV (75 Mvar) dans les postes existants en fonction du niveau d’importation; • et/ou la volonté du gestionnaire de réseau de transport d’augmenter l’indépendance du réseau par rapport au parc de production belge: − prévision d’installation et raccordement des transformateurs 380/150 kV de Avelgem/Ruien et Courcelles/Gouy en fonction de l’évolution du parc de production et du niveau d’importation; − installation de deux batteries de condensateurs en 150 kV (75 Mvar) dans les postes de Ruien et Izegem liée au parc de production en Flandre orientale et occidentale; Il est toutefois important de noter qu’Elia ne peut s’engager sur les délais de réalisation, étant tributaire des délais variables liés aux procédures d’obtention des permis.

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La figure 10.2 fournit la liste des investissements à l’horizon 2008 préconisés par Elia dans le cadre de ce Plan. Figure 10.2: Planning des investissements à caractère national à l’horizon 2008

Sans préjuger des possibilités d’importation à l’horizon 2008, Elia a envisagé un scénario visant une capacité d’importation de 3700 MW. Par ailleurs, Elia a également examiné les investissements nécessaires pour faire face à d’éventuelles modifications d’exploitation du parc de production belge. Le tableau 10.3 ci-après reprend les investissements nécessaires à ces effets. Ces investissements ne sont pas justifiés économiquement dans les circonstances actuelles: Elia suivra attentivement les évolutions de marché qui en changerait la logique économique. Par ailleurs, Elia commence les études et introduira les demandes d’obtention de permis pour les éléments à long délai de réalisation.

Figure 10.3: Planning des investissements à caractère national liés à l’évolution du niveau d’importation et/ou à l’évolution du parc de production belge

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Renforcements vers les niveaux de tension inférieurs Tableau 10.4: Planning des renforcements vers les niveaux de tension inférieurs à l’horizon 2007

EVOLUTION DU RESEAU A LONG TERME En ce qui concerne l’évolution du réseau après 2008, le présent Plan présente des pistes de renforcement indicatives qui seront modifiées ou confirmées lors d’une future révision du Plan.

Renforcements à caractère national Les études à entreprendre ou à poursuivre concernent: • dans le cadre de l’ouverture du marché mise en œuvre par l’augmentation des possibilités d’importation: − la réalisation du deuxième terme de la ligne Gramme-Massenhoven en adaptant des lignes existantes77, à mettre en œuvre simultanément à la réalisation de la partie française de la ligne 380 kV Lorraine-Ardennes prévue vers la fin de l’horizon du Plan; 77

En ce compris l’extension du poste 150 kV de Heze, en raison de la suppression du tronçon de ligne 150 kV entre Massenhoven et Heze.

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− les dispositifs de maintien de la tension en cas de niveaux d’importation élevés; • dans le cadre des projets relatifs à une plus grande indépendance vis-à-vis du parc de production belge: − le passage en 150 kV d’un terne 70 kV de la ligne Stalen-Gerdingen (Mol) et de la ligne 70 kV Gerdingen-Overpelt (Mol) qui constitue un renforcement temporaire efficace en réponse à l’arrêt éventuel ou à la mise hors service des unités de production au charbon de Mol; à cet effet, les contacts avec le propriétaire de ces lignes 70 kV doivent néanmoins encore être établis. − en cas de réalisation du 2ème terne de la ligne 380 kV GrammeMassenhoven, la localisation du nouveau poste de Zutendaal, créé sur un site situé sous les lignes existantes, qui constituera un point d’attention lié à l’arrêt éventuel ou à la mise hors service des unités de production de Langerlo; • dans le cadre de la fiabilité du réseau belge: − le développement du réseau 150 kV de la région de Liège par le passage en 220 kV de la ligne 150 kV Awirs-Lixhe et la création d’un nouveau poste 220/70 kV/MT à Vottem; − l’installation, en cas de besoin de deux ternes 380 kV entre Aubange et Gramme, de transformateurs supplémentaires dans les postes existants d’Aubange, Houffalize et Brume. L’utilité d’une ligne aérienne d’interconnexion entre les réseaux belge et allemand a fait l’objet d’une étude. Cette option n’est pas retenue dans le cadre du présent Plan.

Renforcements vers les niveaux de tension inférieurs Des études complémentaires doivent être réalisées pour confirmer la faisabilité technique et/ou en matière d’aménagement du territoire de certains projets envisagés à long terme. Des études de faisabilité et/ou de tracé seront entamées pour les différents câbles 150 kV proposés. Les projets concernés sont les suivants: • le repiquage à partir du nouveau poste envisagé à Keiberg (Machelen) sur le câble 150 kV Machelen – Woluwé; • le repiquage du poste Rijkevorsel sur la ligne 150 kV Massenhoven-Sint-Job à Brecht; • le nouveau câble 150 kV entre Héliport et Molenbeek; • le nouveau câble 150 kV entre Wilrijk et Schelle; • le nouveau câble 150 kV entre Burcht et Petrol; • le raccordement du nouveau poste de Schoondale (Waregem); • le nouveau câble 150 kV Corbais-Basse-Wavre. Par ailleurs, la création des nouveaux postes de Keiberg (Machelen) et Schoondale (Waregem) nécessite la recherche et l’achat de terrains. Enfin, il reste à trouver une solution à l’alimentation 150 kV du poste de Gasthuisberg.

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ACCUEIL DE NOUVELLES UNITES DE PRODUCTIO N L’évolution du réseau résultant du raccordement potentiel de nouvelles unités de production n’est pas liée à un horizon du Plan. Elle vise, dans le cadre de ce Plan: • les localisations propices à l’accueil de nouvelles unités de production, c’est-àdire les localisations qui génèreraient le moins de contraintes pour le réseau et donc le moindre coût et le moindre impact, du point de vue de celui-ci; • les solutions possibles en vue du raccordement de parcs de production éolienne en mer du Nord, d’une capacité totale à terme de 2000 MW qu’Elia a examiné conformément aux décisions gouvernementales78.

Localisations favorables à l’accueil de nouvelles unités de production Le tableau 10.5 ci-après fournit la liste des localisations favorables ou neutres pour l’accueil d’une nouvelle unité de 400 MW. Les nœuds retenus ne préjugent en rien des sites possibles de construction de nouvelles centrales à proximité de ceux-ci: la recherche de ces sites relève de la responsabilité des investisseurs. Ces localisations devront toutefois faire l’objet d’études complémentaires, au cas par cas, en vue de préciser les résultats bruts repris dans ce tableau. D’autres localisations restent également envisageables: • par exemple, pour des unités de taille inférieure à 400 MW; • dans le cas de modifications dans le réseau 380 à 150 kV et/ou dans le parc de production (installation de nouveaux groupes de production ou déclassement d’unités existantes). Tableau 10.5: Liste des localisations favorables ou neutres pour l’accueil d’une nouvelle unité de 400 MW

78

Lettre de Madame la Ministre Moerman du 9 juillet 2004 (référence FM/TVB/JV/ic/9988-04-450-10863).

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Raccordement des parcs éoliens off-shore d’une puissance installée à terme de 2000 MW De 600 MW à 900 MW: raccordement en 150 kV Le raccordement d’une puissance installée de 600 à 900 MW de parcs éoliens off-shore dont un tiers est raccordé à Zeebrugge et deux tiers à Slijkens est réalisable: • jusqu’à 600 MW, sans renforcement du réseau; • de 600 à 900 MW, moyennant des modifications de réseau sur l’axe 150 kV Slijkens-Blauwe Toren-Eeklo Noord ou Langerbrugge. Au delà de 900 MW: raccordement en 380 kV Les possibilités en termes de nœuds de raccordement se présentent à Eeklo Noord, Izegem et Rodenhuize. Toutefois, le nœud d’Eeklo Noord est préférable du point de vue technico-économique. Différentes options de raccordement sont techniquement réalisables: • pour la partie «on-shore» du raccordement: − la réalisation du 2ème terne 380 kV de la ligne Zomergem-Eeklo Noord est nécessaire; − à partir d’Eeklo, il s’agit de prolonger le réseau jusqu’à Zeebrugge; différentes options ont été examinées pour la partie «on-shore» du raccordement: les options se différencient par le niveau de tension (380 kV ou 150 kV) et le type de technologie (ligne aérienne ou câble, liaison en courant continu ou courant alternatif); en ce qui concerne l’option «câble souterrain 380 kV» mentionnée dans ce tableau, il faut remarquer que la faisabilité technico-économique d’une telle option reste à confirmer; • pour la partie «off-shore» du raccordement: les options se différencient par le nombre de plates-formes envisagées (1 à 4), le niveau de tension (380 kV ou 150 kV, en ce qui concerne les raccordements en courant alternatif) et le type de technologie (raccordement en courant alternatif ou en courant continu). Le raccordement par une ligne aérienne à deux ternes en 380 kV en courant alternatif pour la partie «on-shore» et 4 plates-formes raccordées en 150 kV en courant alternatif en ce qui concerne la partie «off-shore» combine: • l’optimum économique pour la partie terrestre; • l’avantage d’un maximum de modularité offert par 4 plates-formes.

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