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Plan de DÊveloppement – septembre 2003

3


4

Plan de DÊveloppement – septembre 2003


TABLE DES MATIERES Introduction

13

CONTEXTE 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

17

STRUCTURE GENERALE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT

18

1 1.1

Les enjeux du développement du réseau d’électricité

21

CADRE GENERAL: ROLE DU RESEAU D’ELECTRICITE

23

1.1.1 Généralités 1.1.2 Le réseau de transport d’électricité belge

1.2

METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE 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

23 23

25 25 26 31

2

Evolution de la consommation

33

2.1

PERSPECTIVES ENERGETIQUES DU BUREAU FEDERAL DU PLAN

36

2.1.1 Hypothèses de base 2.1.2 Perspectives de consommation électrique

2.2

MODELISATION DE LA CONSOMMATION POUR 43

CHAQUE CONSOMMATION LOCALE

2.2.1 Analyse des observations du passé 2.2.2 Prévisions «brutes» de consommations locales 2.2.3 Prévisions «finales» de consommations locales

2.3

37 39

DEFINITION DES SCENARIOS DE CONSOMMATION

47 48 49

49

2.3.1 Variante «Kyoto» 2.3.2 Variante «macroéconomique»

50 51

3

Evolution de la production

53

3.1

EVOLUTION DU PARC DE PRODUCTION

55

3.2

HYPOTHESES DU PROGRAMME INDICATIF DE PRODUCTION

55

3.2.1 Production centralisée

55

Plan de Développement – septembre 2003

5


3.2.2 Production décentralisée

3.3

HYPOTHESES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT 3.3.1 Production centralisée 3.3.2 Production décentralisée

57 57 58

3.4

PERSPECTIVES D’IMPORTATIONS

61

3.5

DEFINITION DES SCENARIOS DE PRODUCTION

61

3.5.1 Scénarios de Base 3.5.2 Scénarios «augmentation des importations» 3.5.3 Scénarios «sans déclassements - 2006» et « arret des unités de production non economiques - 2009 » 3.5.4 Scénarios «localisations favorables pour de nouvelles unités» 3.5.5 Scénarios «projets de nouvelles unités de production»

4 4.1

4.2

65 65 66

67

CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE PAYS

69

La Belgique au centre de l’europe Définitions Méthode de calcul des capacités Méthode de simulation des transactions Capacités de transaction calculées Valorisation de la puissance réactive

69 70 71 73 74 74

CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE LA BELGIQUE ET LES PAYS VOISINS

4.2.1 Questions relatives aux importations 4.2.2 Questions relatives à d’autres transactions déterminantes 4.2.3 Réseau interconnecté européen

5

Critères de développement du réseau de transport

5.1

CRITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT

5.1.1 Description du modèle d’écoulement de charge sur le réseau d’électricité 5.1.2 Méthodes de dimensionnement 5.1.3 Critères de développement 5.1.4 Infrastructure et équipements standard 5.1.5 Evolutions potentielles des modèles d’écoulement de charge

5.2

62 65

Les transactions belges dans le contexte international

4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6

EVALUATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE 5.2.1 Evaluation économique 5.2.2 Evaluation environnementale

6

56

Plan de Développement – septembre 2003

74 75 76 77

79 81 81 83 87 89 89

89 90 95


6

Réseau de transport d’électricité de référence

6.1

DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL ENGAGES A L’HORIZON 2003 6.1.1 Le nouveau point d’alimentation en 150 kV à Avernas à partir de Tihange 6.1.2 La nouvelle liaison souterraine en 150 kV entre Blauwe-Toren, Slijkens et Koksijde 6.1.3 Le nouveau transformateur 380/150 kV à Reppel 6.1.4 La nouvelle liaison en 150 kV entre Izegem et Sint-Baafs-Vijve 6.1.5 La nouvelle liaison en 150 kV entre Gouy et Trivières 6.1.6 La restructuration de l’axe Gouy-Baisy-Thy

6.2

2003

7.2 7.3

Renforcements du réseau de transport à l’horizon 2006 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX

7.5

109 109 111

117 119

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

121

DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL

121 121 122 127

ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE

128

7.4.1 Faisabilité technique 7.4.2 Contraintes liées à l’aménagement du territoire 7.4.3 Recherche de l’optimum socio-économique vis-à-vis du consommateur final

128 128

RENFORCEMENTS D’INTERET REGIONAL

130

139

7.5.1 Renforcements des liaisons 150 kV 7.5.2 Renforcements de la transformation 7.5.3 Description détaillée des renforcements

7.6

106 107 107 107 108

DE PRODUCTION ET CONSOMMATION

7.3.1 Scénario de base - 2006 7.3.2 Scénario « augmentation des importations - 2006» 7.3.3 Scénario « sans déclassement »

7.4

106

108

Renforcements des liaisons 150 kV 6.2.2 Renforcements de la transformation 6.2.3 Description détaillée des renforcements

7.1

106

RENFORCEMENTS D’INTERET REGIONAL ENGAGES A L’HORIZON

7

99

PLANNING DE RÉALISATION

139 140 141

144

7.6.1 Renforcements d’intérêt national 7.6.2 Renforcements d’intérêt regional 7.6.3 Description du réseau à l’horizon 2006

144 145 145

Plan de Développement – septembre 2003

7


8 8.1 8.2 8.3

Renforcements du réseau de transport à l’horizon 2009 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE PRODUCTION ET DE CONSOMMATION

151

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

151

DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL

152

8.3.1 Scénario de base - 2009 8.3.2 Scénario « augmentation des importations - 2009» 8.3.3 Scénario «arrêt des unités de production non economiques - 2009»

8.4

ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE 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

8.5

RENFORCEMENTS D’INTERET REGIONAL 8.5.1 Renforcements des liaisons 150 kV 8.5.2 Renforcements de la transformation 8.5.3 Faisabilité des projets de renforcement proposés

152 152 153

154 154 154 154

156 157 157 161

8.6

DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2009

161

9

Renforcements du réseau de transport non liés aux horizons examinés

165

SCENARIO «LOCALISATIONS FAVORABLES »

167

9.1

9.1.1 Identification de « Localisations favorables » 9.1.2 Parcs favorables limitant les développements de réseau

9.2

SCENARIO «PROJETS DE NOUVELLES PRODUCTIONS» 9.2.1 Faisabilité technique 9.2.2 Evaluation socio-économique

8

149

168 169

169 169 171

Conclusions & mise en œuvre du Plan de Développement

175

SYNTHESE DES SCENARIOS EXAMINES

177

RENFORCEMENTS DU RESEAU A L’HORIZON 2006

180

RENFORCEMENTS DU RESEAU PREVUS A L’HORIZON 2009

183

Plan de Développement – septembre 2003


LISTES DES FIGURES ET TABLEAUX Tableau 1.1: Longueur géographique du réseau à haute tension belge

24

Figure 1.2:

24

Figure 2.1:

Schéma géographique du réseau belge à 380 kV Approche relative à l’élaboration des prévisions de consommation

Figure 2.2:

35

Prix internationaux des combustibles (en euros constants de 1990/tep)

Figure 2.3:

38

Prévisions d’évolution de la consommation belge selon la variante «Kyoto» et la variante «macroéconomique» entre 2001 et 2009, en TWh

39

Tableau 2.4: Consommation finale d’électricité (GWh) (2002-2009, variante «Kyoto»)

40

Tableau 2.5: Consommation finale d’électricité (GWh) (2002-2009, variante «macroéconomique»)

40

Tableau 2.6: Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2002 et 2009 Figure 2.7:

43

Exemple de consommation locale de distribution pour 4 jours types

44

Figure 2.8:

Exemple de consommation locale industrielle

Figure 2.9:

Autre exemple de consommation locale industrielle

pour 4 jours types

45

pour 4 jours types

45

Figure 2.10: Exemple de consommation locale industrielle de type «four sidérurgique de nuit» pour 4 jours types

46

Figure 2.11: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante «Kyoto»

51

Figure 2.12: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante «macroéconomique»

52

Tableau 3.1: Caractéristiques des unités de production mises en service en 2002 ou prévues pour 2004 ou 2005

58

Tableau 3.2: Hypothèses en termes de puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore

58

Tableau 3.3: Evolution de la puissance installée du parc SER (énergie éolienne et valorisation de la biomasse) par rapport à la situation 2001 Tableau 3.4: Evolution de la puissance installée du parc éolien

59 60

Tableau 3.5: Evolution de la puissance installée en termes de cogénération Figure 3.6:

60

Plan de production à la pointe à l’horizon 2006, en MW – Variante «Kyoto»

Figure 3.7:

62

Plan de production à la pointe à l’horizon 2009, en MW – Variante «Kyoto»

Figure 3.8:

63

Plan de production à la pointe à l’horizon 2006, en MW – Variante «macroéconomique»

Figure 3.9:

64

Plan de production à la pointe à l’horizon 2009, en MW – Variante «macroéconomique»

64

Plan de Développement – septembre 2003

9


Figure 4.1:

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

Figure 4.2:

70

Exemple de transit de 100 MW de France vers l’Allemagne sur le réseau UCTE, à un instant donné - Représentation des flux physiques et contractuels

Figure 4.3:

et les réseaux des pays voisins. Figure 6.1:

72

Lignes d’interconnexions sur le réseau belge

Réseau de référence

76 103

Tableau 6.2: Liste des nouvelles liaisons 150 kV, engagées à l’horizon 2003

109

Tableau 6.3: Liste des investissements relatifs au remplacement de transformateurs 150/70-36 kV existants par des transformateurs 150/70-36 kV plus puissants, engagés à l’horizon 2003

109

Tableau 6.4: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 380-150/70-36 kV dans des postes existants, engagés à l’horizon 2003

110

Tableau 6.5: Liste des investissements relatifs au remplacement de transformateurs 220-150 kV/MT existants par des transformateurs 220-150 kV/MT plus puissants, engagés à l’horizon 2003

110

Tableau 6.6: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 150 kV/MT dans des postes existants, engagés à l’horizon 2003

111

Tableau 6.7: Liste des investissements relatifs à de nouveaux postes 150 kV, engagés à l’horizon 2003 Figure 7.1:

111

Hypothèses d’évolution de la consommation, entre 2002 et 2010, en MW

120

Tableau 7.2: Liste des renforcements en termes de transformations nécessaires dans le cas de base, à l’horizon 2006

122

Tableau 7.3: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires dans le cas de base, à l’horizon 2006

122

Tableau 7.4: Liste des renforcements en termes de transformation nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW , à l’horizon 2006

124

Tableau 7.5: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW, à l’horizon 2006 Figure 7.6:

124

Impact sur les possibilités d’importation belge du niveau d’importation des Pays-Bas

125

Tableau 7.7: Liste des renforcements en termes de déphaseurs nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW, à l’horizon 2006

126

Tableau 7.8: Avantages et inconvénients des différents dispositifs de réglage de la tension

127

Tableau 7.9: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Avelgem/Ruien et Wortegem Tableau 7.10: Evaluation socio-économique du 2ème terne Avelgem-Avelin

132 133

Tableau 7.11: Capacité de transaction France-Belgique maximale admissible selon le niveau de renforcement du réseau belge 133

10

Plan de Développement – septembre 2003


Tableau 7.12: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la ligne Jamiolle-Monceau avec installation d’un déphaseur à Monceau et de la ligne Gramme-Massenhoven.

134

Tableau 7.13: Comparaison des variantes d’installation d’un déphaseur à Valentinoise ou Monceau

135

Tableau 7.14: Comparaison socio-économique des variantes relatives à l’installation du déphaseur sur la ligne Chooz-Monceau

136

Tableau 7.15: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Gouy

138

Tableau 7.16: Evaluation socio-économique de l’installation de deux déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise Tableau 7.17: Liste des nouvelles liaisons 150 kV, à l’horizon 2005

139 139

Tableau 7.18: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 150/70-36 kV dans des postes existants, à l’horizon 2005

140

Tableau 7.19: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 150 kV/MT dans des postes existants, à l’horizon 2005

140

Figure 7.20:

Planning des investissements d’intérêt national

Figure 7.21:

Planning des investissements d’intérêt régional à l’horizon 2005

145

Figure 7.22:

Description du réseau à l’horizon 2006

146

à l’horizon 2006

Tableau 8.1:

144

Liste des renforcements en termes de postes et transformateurs nécessaires pour assurer une importation belge de 4700 MW, envisagés à l’horizon 2009

Tableau 8.2:

153

Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires pour assurer une importation belge de 4700 MW, envisagés à l’horizon 2006

Tableau 8.3:

153

Evaluation socio-économique du transformateur de Zutendaal

156

Tableau 8.4:

Evaluation socio-économique du 2ème terne

Tableau 8.5:

Liste indicative des nouvelles liaisons 150 kV

Gramme-Massenhoven

156

à l’horizon 2009 Tableau 8.6:

157

Liste indicative des renforcements relatifs au remplacement de transformateurs 220-150/70-36 kV existants par des transformateurs 220-150/70-36 kV plus puissants, envisagés à l’horizon 2009.

Tableau 8.7:

158

Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 220-150/70-26 kV dans des postes existants, envisagés à l’horizon 2009

Tableau 8.8:

Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux

Tableau 8.9:

Liste indicatives des renforcements relatifs au

postes 220 - 150 kV, envisagés à l’horizon 2009

158 159

remplacement de transformateurs 220-150/MT existants par des transformateurs 220-150/MT plus puissants, envisagés à l’horizon 2009

159

Tableau 8.10: Liste indicative des investissements envisagés à l’horizon 2009, relatifs au remplacement de transformateurs existants, raccordés en 70 kV par de nouveaux

Plan de Développement – septembre 2003

11


transformateurs de plus grande puissance nominale, raccordés en 150 kV

160

Tableau 8.11: Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 220-150 kV /MT dans des postes existants, envisagés à l’horizon 2009

160

Tableau 8.12: Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux postes 150 kV, envisagés à l’horizon 2009

161

Figure 8.13:

Description du réseau à l’horizon 2009

162

Tableau 9.1:

Meilleures localisations au niveau

Tableau 9.2:

Pourcentage de la puissance nominale transmissible par

de tension 150 kV

168

le réseau, pour une puissance installée de 580 MW dont 230 raccordés en 150 kV à Zeebrugge et 350 MW raccordés à Slijkens Tableau 9.3:

170

Evaluation socio-économique du projet de raccordement en entrée/sortie sur le poste 150 kV de Kallo de la ligne Mercator-Zwijndrecht

Tableau 9.4:

Figure 10.1:

172

Evaluation socio-économique des projets de raccordement des parcs d’éoliennes off-shore

173

Synthèse des scénarios envisagés

179

Tableau 10.2: Planning des investissements d’intérêt national à l’horizon 2006

181

Tableau 10.3: Planning des investissements d’intérêt régional à l’horizon 2005

12

Plan de Développement – septembre 2003

182


Introduction

Plan de DÊveloppement – septembre 2003

13


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Plan de DÊveloppement – septembre 2003


OBJET Le présent document représente le projet de Plan de Développement du réseau de transport 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 projet sera soumis au Ministre fédéral qui a l’Energie dans ses attributions, conformément à la loi précitée. Après approbation du Ministre, et sous réserve d’éventuelles modifications qu’il conviendrait d’y apporter afin d’obtenir ladite approbation, ce Plan de Développement deviendra alors engageant pour le gestionnaire de 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. La Belgique a transposé cette 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 et du Comité de Contrôle. Le Plan de Développement est soumis à l’approbation du Ministre fédéral qui a l’Energie dans ses attributions (le « Ministre »). Le Plan de Développement du réseau de transport (le «Plan de Développement») couvre une période de sept ans et est adapté tous les deux ans pour les sept années suivantes. L’article 13 précité 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 prévu 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 du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité. Cet article prévoit que l’article 13 précité, entre en vigueur 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). 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.

Plan de Développement – septembre 2003

15


Elia est désigné en tant que gestionnaire du réseau de transport au niveau fédéral ainsi qu’ en tant que gestionnaire de réseau de distribution en Région flamande, en tant que gestionnaire de réseau de transport régional en Région de Bruxelles-Capitale et en tant que gestionnaire de réseau de transport local en Région wallonne. A ce titre, Elia est amené 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 qui recherche l’optimum pour le réseau complet, du 380 kV au 30 kV.

TROIS 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. Les investissements les plus avantageux pour la collectivité doivent être recherchés1. 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’électricité2 et de leurs localisations, dans le contexte du marché libéralisé, les incertitudes relatives à l’évolution de la consommation d’électricité3, et/ou s’efforçant de respecter 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

1

2

3

16

1

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 politiques 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.

Plan de Développement – septembre 2003


volonté de proposer un développement du réseau d’électricité aussi optimal que possible 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. Les décisions d’investissement sont prises en fonction des moyens dont dispose le gestionnaire de réseau pour prendre en compte aussi bien que possible les incertitudes liées au marché de l’électricité et à l’ environnement nouveau.

LIGNES DE FORCE DU PLAN DE DEVELOPPEMENT 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 qui sont faites 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 si possible chaque fois qu’une contrainte récurrente imposée à une machine de production le justifie économiquement et en fonction des moyens dont peut disposer le gestionnaire de réseau. 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 ainsi que des projets de parcs d’éoliennes en mer du Nord initialement prévus. Les annonces récentes du Gouvernement fédéral en matière de parcs d’éoliennes en mer du Nord n’ont pas encore pu être complètement intégrées et nécessiteront des études complémentaires, afin de déterminer les développements de réseau nécessaires au raccordement des parcs off-shore pour une puissance nominale totale supérieure aux 600 MW annoncés initialement. Enfin, le Plan vise aussi à faire face à l’augmentation de la consommation électrique belge et reprend les investissements permettant de maintenir les objectifs de fiabilité actuelle de l’alimentation de toutes les charges raccordées au réseau de transport.

POLITIQUE EN MATIERE DE DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE Le réseau maillé géré par Elia System Operator (« Elia »), gestionnaire de réseau, couvre les niveaux de tension allant de 380 kV à 30 kV inclus (y compris tout élément accessoire nécessaire à la réalisation des missions légales et l’objet social d’Elia) et constitue un tout du point de vue de la gestion technique. Les lignes directrices pour le réseau global constituent le cadre de

Plan de Développement – septembre 2003

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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 belge4 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 70kV 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; − 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 est structuré en 10 chapitres. Après un bref rappel relatif au rôle du réseau 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 aborde la problématique des transactions internationales. Il en examine l’impact en termes de: • limites du potentiel d’importation de la Belgique dues au réseau d’interconnexion; • contraintes sur le niveau d’importation de la Belgique générées par d’autres transactions européennes. Le chapitre 5 expose le processus de dimensionnement du réseau de transport. 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. Les projets de renforcements du réseau, induits par l’évolution de la consommation, sont repris aux chapitres 7 à 9: • le chapitre 7 est consacré aux développements du réseau à l’horizon 2006; • le chapitre 8 reprend, à titre indicatif, les investissements envisagés à l’horizon 2009;

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La politique en la matière menée par Elia devra être parfois adaptée de façon à tenir compte des modifications législatives.

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• le chapitre 9 concerne les investissements en réseau conditionnés par des modifications du parc de production, modifications dont l’horizon est incertain. En conclusion, le gestionnaire de réseau synthétise le plan de mise en œuvre des différents investissements soumis à l’approbation du Ministre. Le présent Projet de 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, une réserve générale doit être émise par rapport aux propositions formulées dans le présent Plan de Développement. Par ailleurs, le contexte évolutif de la législation et réglementation applicable dans le domaine de l’électricité (au sens large, y compris l’environnement, l’urbanisme, etc. ) comprend d’autres éléments d’incertitude.

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Les enjeux du développement du réseau d’électricité

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1.1 CADRE GENERAL: ROLE 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 et à l’optimalisation de la disponibilité de l’énergie électrique aux consommateurs. • 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. • 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 tensions supérieurs vers des consommateurs en général plus disséminés sur un territoire donné et raccordés à des niveaux de tensions 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 cherche également à remplir un rôle dans la facilitation du marché de l’électricité et 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 états. 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 DE TRANSPORT EN BELGIQUE Le réseau de transport géré par Elia System Operator (« Elia »), gestionnaire de réseau, se compose de lignes aériennes et de câbles souterrains à des tensions de 380 kV à 30 kV inclus (y compris tout élément accessoire nécessaire à la réalisation des missions légales et l’objet social d’Elia). Plus de 800 postes à haute tension transforment progressivement la tension au niveau voulu. L'ensemble du réseau à haute tension comporte 8.181 kilomètres de liaisons dont 5.604 km de lignes aériennes et 2.577 km de câbles souterrains.

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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 Tihange ainsi que la centrale de Coo y sont connectées. 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'au transport à l'intérieur du pays; − les grandes centrales thermiques – autres que les centrales nucléaires et la centrale de pompage/turbinage de Coo – sont connectées 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 36/30/26 kV qui servent à: − amener la puissance à partir des grands nœuds 150/70 kV ou 150/36/30/26 kV 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 36/30/26 kV ou 70 kV. Les unités de production décentralisée, qui prennent une place de plus en plus considérable, sont connectées au réseau aux niveaux de tension 70 kV ou inférieurs. Il s’agit des unités SER5 (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 70/36/30/26 kV est exploité de façon maillée (un point peut être alimenté par plusieurs chemins), le réseau à moyenne et basse tension est 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 D’ELECTRICITE 1.2.1

DESCRIPTION GENERALE 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 et 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 très contrastés 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. La recherche de solutions relatives au développement du réseau est une démarche complexe nécessitant la prise en compte d’un grand nombre d’incertitudes liées directement ou indirectement au marché. La section 1.2.2 ci-dessous détaille les principales sources d’incertitude liées aux paramètres d’évolution de la production et de la consommation d’électricité. 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 alors que celles portant sur un horizon à moyen terme seront liées aux circonstances qui sont progressivement précisées. Face à cette contrainte, deux horizons-clés successifs sont envisagés dans la construction des scénarios: un horizon à court terme et un horizon à moyen terme, horizon du plan. Les raisons de ce choix sont développées à la section 1.2.3.

1.2.2

INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE Le Plan de Développement du réseau de transport d’électricité concerne les plans de tension de 380 kV à 150 kV. Le réseau 380kV-150kV 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.

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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 kV6. 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 œuvres (mesures URE, taxe CO2,…). Les principales sources d’incertitudes qui caractérisent donc le développement du réseau sont liées: • à la production centralisée; • aux flux de transit et d’importation; • à la production décentralisée; • à la maîtrise de la demande. Elles sont reprises et décrites en détail dans les sections ci-après.

Incertitudes liées à la production centralisée Le réseau 380-150kV est conçu en étroite liaison avec le parc de production, pour acheminer l’énergie produite à partir des unités belges et étrangères vers les consommateurs. Le développement du réseau 380-150 kV est donc particulièrement sensible à des modifications du parc de production et/ou de la localisation des unités de production. Dans un marché libéralisé où le transport a été scindé de la production d’énergie, le gestionnaire de réseau n’a pas de connaissance préalable des intentions des producteurs. Ces derniers ont désormais des nouvelles logiques économiques dictées par le marché et sont soumis à la concurrence. Ils peuvent dès lors décider de désaffecter des unités existantes pour des raisons économiques, avec des préavis très courts7 et sous réserve de certaines impositions légales. Par ailleurs, ils peuvent construire de nouvelles unités sans en avoir fait connaître leur intention longtemps à l’avance. La construction d’une machine gaz turbine vapeur (TGV) est réalisable en un délai de deux ans (hors délai d’obtention des licences et autorisations). Par contre, les renforcements de réseau qui en résultent ne peuvent souvent pas être réalisés dans ces délais. Désormais, le développement des moyens de production est découplé du développement du réseau de transport. En ce qui concerne la production, le législateur a donné pour mission à la CREG de rédiger un Programme indicatif décennal des moyens de Production d’électricité. Ce Programme doit être actualisé tous les trois ans. Le Programme Indicatif des moyens de Production relatif à la période 20022011 a été établi le 15 janvier 20028. Il fournit un plan reprenant, avec leur calendrier d’investissement, les meilleures technologies à mettre en œuvre pour couvrir au moindre coût la demande en électricité tout en respectant les obligations environnementales et de sécurité d’alimentation en électricité et en garantissant la diversification des sources d’approvisionnement en énergie. 6 7 8

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. Le Règlement Technique prévoit un préavis de six mois. Un document de travail relatif au Programme Indicatif des moyens de Production en électricité a été établi par la CREG le 15 janvier 2002. Sa version définitive, approuvée par le Conseil Général de la CREG et publiée sur le site internet de la CREG, est datée du 19 décembre 2002.

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Ce Programme Indicatif des moyens de Production représente un outil d’aide au développement pour les autorités désireuses de développer des politiques énergétiques et un cadre de référence pour les acteurs du marché désireux d’investir. Il ne présente toutefois aucun caractère contraignant: l’initiative en matière d’investissement dans des moyens de production appartient au marché. En outre, le Programme Indicatif des moyens de Production ne fournit aucune information relative à la localisation effective des nouvelles unités. Dans le contexte d’un marché libéralisé, la production d’électricité est devenue une activité concurrentielle, régie prioritairement par les lois du marché. Les décisions d’investissements sont basées sur des critères de rentabilité économique et visent à minimiser le risque des investisseurs et des exploitants. Les décisions de construction de nouvelles installations de production sont prises de manière indépendante par chaque producteur, en dehors de toute contrainte légale en matière de coordination de ces investissements. Parallèlement, les pouvoirs publics se réservent le droit d’orienter les décisions d’investissement du marché en vue d’assurer la sécurité d’approvisionnement, l’accès à l’énergie pour tous, une gestion rationnelle des ressources énergétiques, une maîtrise des effets sur l’environnement, etc. Ils proscrivent ainsi certains moyens de production et en encouragent d’autres. Alors que la mise en application de certaines politiques énergétiques est à peine finalisée, il est difficile de prévoir quelle sera la réponse effective des investisseurs aux mesures de soutien et d’incitation mises en œuvre. Enfin, les développements technologiques et l’effet de la politique des pouvoirs publics influenceront également l’évolution du parc de production.

Incertitudes liées aux flux de transit et d’importation Le réseau 380 kV-220 kV comporte des liaisons avec les Pays-Bas et la France9. Le réseau 150 kV, qui assure un des maillages entre les nœuds du réseau 380 kV, peut dès lors être affecté par les flux transportés aux niveaux de tension 380 kV-220 kV. Dans certaines circonstances, le réseau 150 kV peut constituer un goulet d’étranglement pour l’importation ou le transit. Le développement du réseau 380 kV-150 kV est donc particulièrement sensible aux hypothèses liées aux niveaux d’importation et de transit, ainsi qu’aux origines et destinations des flux considérés. Les volumes d’énergie électrique importée ou exportée dépendent de divers critères: excédents et/ou déficits dans les pays voisins, écarts de prix entre la Belgique et les pays voisins, capacités de transport disponibles sur les interconnexions avec les Pays-Bas et la France. Le marché libéralisé est une réalité récente et nous ne disposons pas d’observations historiques suffisantes. L’évolution des prix des marchés paraît dès lors extrêmement difficile à estimer. De même, l’évaluation de l’élasticité au prix de la demande d’importation est très délicate.

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La Belgique ne comporte aucune liaison directe avec l’Allemagne.

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Très peu d’indications sont disponibles concernant l’évolution des moyens de production - et donc des volumes disponibles - des pays voisins à l’horizon visé par le Plan de Développement. Enfin, les capacités de transport disponibles pour les transactions avec les PaysBas et la France ne sont pas calculées sur la simple base de la capacité de transport des lignes d’interconnexions à travers les frontières du pays10. Elles sont influencées par la répartition des flux importés entre les frontières avec la France et avec les Pays-Bas. Cette répartition est influencée par divers facteurs: origine des importations, volumes, origines et destinations des flux de transit qui traversent le pays, évolution des réseaux étrangers proches - dont nous n’avons que peu d’indication, surtout à l’horizon 2009. Le Programme Indicatif des moyens de Production distingue quatre variantes d’importation. La «variante haute» correspond au déficit de production probable à l’horizon visé par le présent Plan de Développement. Elle est basée sur des estimations relatives à l’offre disponible en Belgique et à la consommation à cet horizon. Cependant, le Programme Indicatif des moyens de Production ne donne aucune information sur les sites d’origine des importations. Par ailleurs, il ne prend pas en compte les unités de production en Belgique dont l’électricité serait destinée à l’exportation. A l’horizon du Plan de Développement, la situation du parc de production ne devrait pas être bouleversée de manière considérable. Les surplus de production propre par rapport à la consommation propre de la Belgique devraient rester faibles et continuer à se manifester en dehors des moments «critiques» pour le réseau, du point de vue de son dimensionnement. En conséquence, les flux d’exportation ne sont pas considérés comme déterminants dans le dimensionnement du réseau. L’évaluation des flux de transit sort du cadre de référence du Programme Indicatif des moyens de Production. Les hypothèses de transit à travers la Belgique prises en compte dans le Plan de Développement sont réalisées sur base des scénarios développés par TenneT, le gestionnaire de réseau hollandais, dans son «Capaciteitsplan 2001-2007» en concordance avec le Programme Indicatif des moyens de Production. En outre, ces scénarios ont été établis en dehors de toute contrainte relative aux limites des interconnexions transfrontalières des réseaux belge et hollandais.

Incertitudes liées à la production décentralisée L’impact sur le réseau d’un moyen de production décentralisé dépend principalement de son type, de son éventuel caractère intermittent, des possibilités de pilotage de la production d’électricité et de la taille de l’unité et du plan de tension auquel elle est raccordée. La production décentralisée permet l’acheminement d’une partie de la production d’électricité vers le consommateur via les réseaux locaux, à basse ou moyenne tension. Elle pourrait permettre ainsi de décharger le réseau à haute 10 Les capacités de transfert nettes entre la Belgique et ses voisins, publiées par ETSO pour l’hiver 2000-2001 et pour l’été 2001 sur base de données fournies par les gestionnaires de réseaux concernés, sont disponibles dans le Programme indicatif des moyens de Production d’électricité.

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tension. Ceci entraînerait alors une stagnation, voire même une diminution des consommations nettes enregistrées au niveau du réseau de transport. Cependant, même si la production décentralisée permettait de retarder les investissements dans le réseau à haute tension, son impact resterait limité et le réseau devrait être configuré de façon à être capable de compenser tout aléa de production inhérent à ce type d’unités. Les moyens de production décentralisée tels que la cogénération et l’éolien sont pilotés selon des caractéristiques inhérentes au type de production et non en fonction des besoins en électricité. A titre d’exemple, la production d’électricité éolienne ne peut être estimée que sur base d’hypothèses relatives à la puissance et l’occurrence des vents. Dans le cas de la cogénération, la production est liée à un processus industriel dont il convient d’examiner le détail. Aussi longtemps que ces moyens ne représentent qu’un faible pourcentage de la puissance du parc de production, il n’est pas nécessaire d’en faire des évaluations précises. Il n’en sera plus de même dès que leur importance aura atteint un niveau significatif. Une attention particulière devra en outre être accordée aux moyens de compensation réactive à mettre en place pour compenser les charges inductives que représentent toutes ces installations. La localisation de moyens de compensation par niveau de tension du réseau devra faire l’objet d’études détaillées dès que les projets de production décentralisée seront précisés.

Incertitudes liées à la maîtrise de la demande Le développement du réseau de transport d’électricité est piloté notamment par l’accroissement de la consommation considérée au niveau des nœuds du réseau. A ces niveaux de tension, l’agrégation de la demande est telle que l’on considère que les aléas liés aux consommations ultimes se compensent mutuellement. La principale source d’incertitude liée à la demande émane de l’impact potentiel des politiques de maîtrise de la demande11. Il dépendra largement de la réponse du consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvre. Cet impact est, par ailleurs, difficilement quantifiable, pour plusieurs raisons. La pénétration des actions est non linéaire dans le temps12. Elle est, en outre, influencée par des paramètres externes tels que la croissance économique, la température moyenne, les moyens de substitution énergétique; elle est également sujette à interférences avec d’autres secteurs. Les évaluations des effets des politiques de maîtrise de la demande fournissent des ordres de grandeur qui doivent être interprétés avec la plus grande prudence.

11 Par politique de la maîtrise de la demande, on entend deux principaux types de mesures: • d’une part, les mesures qui ont pour but de diminuer la consommation d’énergie de façon absolue, par exemple, typiquement, l’incitation à l’utilisation d’équipements moins gourmands en énergie; • d’autre part, les mesures qui consistent à réduire la consommation à la pointe de consommation, quitte à reporter cette consommation en dehors de la pointe, par exemple par une incitation tarifaire. 12 Typiquement, elle suit une courbe en S.

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Dans ce contexte, le gestionnaire de réseau doit donc chercher à développer le réseau de façon à veiller à alimenter toute consommation locale, quel que soit le niveau de la consommation. Afin de couvrir un large spectre en terme d’évolution de la consommation, le Plan de Développement s’appuiera sur deux variantes largement contrastées, basées sur les variantes proposées par le Bureau fédéral du Plan: • La variante «Kyoto», variante «basse» de la consommation intégrant la réalisation des objectifs environnementaux conformément aux engagements pris dans le cadre du protocole de Kyoto. • La variante «macroéconomique», variante «haute», qui prévoit une augmentation plus forte en termes de consommation électrique, basée sur les tendances récentes d’accroissement de la consommation électrique.

1.2.3

LES DEUX HORIZONS-CLES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT Face aux nombreuses incertitudes qui caractérisent le développement du réseau, il convient en outre d’envisager un éventail de solutions alternatives et de prendre les dispositions nécessaires pour être en mesure de réagir rapidement en cas d’imprévu. Dès lors, afin de dimensionner le réseau dans un souci de rentabilité économique, la méthodologie développée dans le cadre du Plan de Développement du réseau se fonde sur deux phases: une première phase limitée à un horizon à court terme et une deuxième phase couvrant un horizon à moyen terme. La première phase, relative à l’horizon à court terme, couvre la première moitié de la période de 7 ans visée par le Plan de Développement. Pour cette période, il est déterminant de faire les meilleurs choix, en sachant que les décisions prises sont quasi irréversibles. En effet, à cause des délais de réalisation des renforcements, il n’est quasi pas possible de reporter des décisions ou de revenir en arrière13. La première phase du plan reprend tous les renforcements nécessaires pour viser à préserver la fiabilité du réseau. La seconde phase, relative à l’horizon à moyen terme, couvre les années suivantes jusqu’à l’horizon à 7 ans sur lequel porte le Plan de Développement. A cet horizon plus lointain, il n’est pas possible de faire des choix fermes de manière judicieuse, faute d’informations suffisamment précises sur les paramètres déterminants pour le développement du réseau. Par contre, il s’agira cette fois de s’assurer que les décisions adoptées dans le cadre de la première phase n’hypothèquent pas le développement futur. Elles doivent en effet permettre l’ensemble des scénarios envisagés dans la seconde phase du développement. En ce qui concerne cette période, le Plan de Développement couvre: • des pistes de renforcement indicatives; • des décisions relatives à des projets d’études concernant des installations dont les délais de réalisation sont plus longs.

13 Sans générer des coûts supplémentaires inutiles.

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L’ensemble des variantes envisagées pour la seconde phase sera de toute façon réévalué lors de l’élaboration des Plans de Développement suivants; cette réévaluation conduira alors à son tour à des décisions précises et engageantes.

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Evolution de la consommation

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Les prévisions d’évolution de la consommation d’électricité pour toutes les consommations alimentées aux différents points d’alimentation du réseau, désignées ci-après «consommations locales», font partie de l’ensemble de données exogènes injectées dans le modèle de simulation de la charge du réseau permettant de déterminer les renforcements à envisager. L’élaboration des prévisions de consommations locales représente dès lors une étape indispensable pour l’établissement du Plan de Développement du réseau d’électricité. Ces prévisions de consommations locales résultent d’un processus confrontant deux sources d’information, relevant de logiques différentes, l’une «macroéconomique» et l’autre, «microéconomique». L’information macroéconomique est basée sur les perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan14. L’approche microéconomique s’attache quant à elle à la confection de prévisions de consommation pour chaque consommation locale dans une logique d’analyse individualisée, sur base d’observations historiques et de déclarations de perspectives de la part des utilisateurs du réseau. La confrontation des deux sources d’information peut être vue comme la synthèse d’approches «top-down», d’une part, et «bottom-up», d’autre part. Figure 2.1: Approche relative à l’élaboration des prévisions de consommation

14 «Perspectives énergétiques 2000-2020: Scénarios exploratoires pour la Belgique», Bureau fédéral du Plan (Planning Paper 88), janvier 2001.

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Le processus d’élaboration des perspectives de consommations locales est détaillé ci-après. La section 2.1 présente le cadre macroéconomique de référence, à savoir les perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan. L’approche microéconomique relative à la modélisation de la consommation pour chaque consommation locale et son intégration dans le cadre macroéconomique est explicitée ensuite à la section 2.2. Enfin, un aperçu chiffré des perspectives de consommation aux horizons 2006 et 2009 est fourni à la section 2.3.

2.1 PERSPECTIVES ENERGETIQUES DU BUREAU FEDERAL DU PLAN Le cadre macroéconomique de référence qui est pris en compte dans le calcul des prévisions de consommations locales établies pour les besoins du développement du réseau d’électricité se fonde sur les attentes en matière de perspectives énergétiques pour la Belgique telles qu’elles ont été formulées par le Bureau fédéral du Plan. Celles-ci ont été établies à l’aide du modèle PRIMES15. Le Bureau fédéral du Plan envisage plusieurs variantes de développement de marché. Elles se différencient en termes d’hypothèses de cadre macroéconomique, de prix des matières premières énergétiques et de choix politiques tels que la sortie du nucléaire et l’engagement au Protocole de Kyoto. Pour le développement du réseau d’électricité, parmi les variantes décrites dans les travaux du Bureau fédéral du Plan, deux variantes ont été retenues, la variante «Kyoto» et la variante «macroéconomique». Ces deux variantes donnent lieu à des perspectives contrastées en matière d’évolution de la consommation d’électricité, ce qui permet de couvrir un large spectre d’éventualités. Ces variantes sont en outre en phase avec deux des quatre scénarios de demande retenus par la CREG dans son Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité 2002-2011, à savoir les scénarios dénommés respectivement «Maîtrise de la demande» et «Business as usual16». La variante «Kyoto» génère les perspectives de consommation électrique belge les plus modérées. Cette variante simule en effet le système énergétique belge compte tenu des contraintes de réduction des émissions de CO2 liées aux engagements de la Belgique dans le cadre du Protocole de Kyoto. La variante «macroéconomique» donne lieu quant à elle à des prévisions de consommation électrique plus élevées. D’une part, cette variante repose sur l’hypothèse de croissance économique la plus élevée et la plus intensive en 15 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 de variantes différenciées en matière d’environnement extérieur (structure et croissance économique, prix des combustibles etc.). Il permet en outre de simuler l’impact de choix politiques en matière énergétique. 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 88 du Bureau fédéral du Plan. 16 Notons que ce scénario se calque sur la variante de référence du Bureau fédéral du Plan et diffère de la variante «macroéconomique» retenue ici; au niveau de la puissance appelée, cette différence se révèle cependant très peu significative, puisqu’elle représente de l’ordre de 0,5% à l’horizon 2006 et de l’ordre de 1,5% à l’horizon 2009.

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activités industrielles après 2005. D’autre part, elle ne prend pas en considération les contraintes résultant des engagements pris par la Belgique dans le cadre du Protocole de Kyoto. La prise en compte de cette variante «haute» en termes de perspectives de consommation électrique se justifie par la mission que doit remplir le gestionnaire du réseau de développer le réseau afin de garantir une capacité adéquate pour rencontrer les besoins; le gestionnaire de réseau doit veiller à dimensionner le réseau de façon à alimenter toute consommation locale quel que soit le niveau de la demande. En outre, la méthodologie de dimensionnement du réseau en deux phases à l’horizon du Plan de Développement prévoit un développement «robuste» à court terme et «souple» à moyen terme. Dans cette hypothèse, il est très raisonnable de considérer qu’un investissement entrepris sur base d’une surestimation de la demande ne serait qu’une anticipation d’un investissement qui aurait vraisemblablement dû être réalisé quelques années plus tard. La section 2.1.1 ci-après rappelle brièvement les principales hypothèses sousjacentes à ces deux variantes de perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan. Les perspectives de consommations électriques qui en résultent et leur ventilation sectorielle sont présentées à la section 2.1.2.

2.1.1

HYPOTHESES DE BASE Le développement du réseau d’électricité s’appuie sur les projections du Bureau fédéral du Plan, disponibles dans le Planning Paper 88 dont les hypothèses sont décrites brièvement dans les sections ci-après. Ces hypothèses sont communes aux variantes «macroéconomique» et «Kyoto», à l’exception de l’hypothèse de croissance de l’économie belge.

Hypothèses de croissance économique belge La croissance économique sous-jacente aux simulations (PIB), sur la période 2002-2009, atteint de l’ordre de 2,3% par an pour la variante «Kyoto» et de l’ordre de 2,4% pour la variante «macroéconomique». Dans les deux variantes, on note une légère décélération de la croissance économique durant la seconde partie de la période de projection en comparaison avec la première partie. C’est l’industrie qui connaîtrait la progression la plus soutenue de ses activités et, en son sein, les branches intensives en énergie (chimie, sidérurgie) seraient particulièrement dynamiques. Les services verraient également leurs activités croître à un rythme soutenu, bien que légèrement moindre que celui des activités industrielles.

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Hypothèses démographiques Sur base d’une hypothèse, d’une part, de diminution de la taille moyenne des ménages17 et, d’autre part, d’augmentation de la population belge18, le nombre de ménages enregistrerait une progression moyenne de 0,5% par an durant la période 2002-2009.

Hypothèses de prix des produits énergétiques La figure 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 hausse après 2005. Figure 2.2: Prix internationaux des combustibles (en euros constants de 1990/tep)

Hypothèses climatiques Les conditions climatiques sont supposées constantes durant la période de projection et équivalentes à celles observées en 199519.

17 La taille des ménages est estimée à 2,3 membres par ménage en 2010 alors qu’elle s’élevait à 2,4 en 2000; cette évolution résulte d’un phénomène socioculturel de croissance des ménages « atypiques » tels les cellules monoparentales, les célibataires, les divorcés, etc. 18 La population belge est estimée à 10,332 millions de personnes en 2010 alors qu’elle en comptait 10,281 millions en 2000. 19 Les conditions climatiques sont modélisées par le nombre de degrés-jours, soit la somme des différences entre 15°C et les températures journalières moyennes, pour autant que ces dernières aient été inférieures à 15°C.

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2.1.2

PERSPECTIVES DE CONSOMMATION ELECTRIQUE Dans la variante «Kyoto», la consommation électrique belge progresserait de 1,2% par an en moyenne au cours de la période 2002-2009, pour s’établir à 88 TWh en fin d’horizon. Dans la variante alternative, soit la variante «macroéconomique», le rythme annuel moyen d’évolution de la consommation électrique serait plus soutenu, de l’ordre de 2,0%, ce qui mène à une consommation d’électricité de 93 TWh en 2009. La figure 2.3 ci-après illustre les prévisions d’évolution de la consommation belge dans chacune de ces deux variantes. Figure 2.3: Prévisions d‘évolution de la consommation belge selon la variante «Kyoto» et la variante «macroéconomique» entre 2001 et 2009, en TWh

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 celle-ci. 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 2009; • les taux de croissance annuelle sectoriels moyens de la consommation d’électricité entre 2002 et 2009.

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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 2009 sont les suivantes: • L’industrie absorberait encore la plus grande part de la consommation d’électricité, soit 53%. En son sein, la chimie et, dans une moindre mesure, la sidérurgie, resteraient les branches les plus gourmandes en électricité, puisqu’elles représenteront respectivement 19% et 8 à 9% du total de l’énergie électrique consommée en Belgique. • La consommation des ménages demeurerait également substantielle, représentant de l’ordre de 28% 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 resterait modérée en comparaison avec les secteurs industriel et résidentiel, puisqu’elle ne représentera encore que 16 à 17% du total de la consommation électrique. Les tableaux 2.4 et 2.5 ci-après fournissent le détail de l’évolution des perspectives de consommation d’électricité, en GWh, entre 2002 et 2009, respectivement pour les variantes «Kyoto» et «macroéconomique».

Tableau 2.4: Consommation finale d’électricité (GWh) (2002-2009, variante «Kyoto»)

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Tableau 2.5: Consommation finale d’électricité (GWh) (2002-2009, variante «macroéconomique»)

Taux de croissance sectoriels entre 2002 et 2009 La croissance annuelle moyenne de la consommation électrique belge sur la période 2002-2009 s’établirait à 1,2 % dans la variante «Kyoto» et à 2,0 % dans la variante «macroéconomique». Globalement, ce différentiel de croissance entre les deux variantes se retrouve dans les mêmes proportions dans les différents secteurs, à quelques exceptions près, liées à des phénomènes de substitution entre combustibles. Par ailleurs, il convient d’indiquer que, pour les deux variantes, l’évolution intrapériode présente une forte stabilité d’un secteur à l’autre, en dépit de l’hypothèse sous-jacente de ralentissement de la croissance économique d’un secteur à l’autre durant la deuxième partie de l’horizon prévisionnel. Ce constat traduit un phénomène d’électrification croissante de l’économie belge. Variante «Kyoto» Le secteur tertiaire enregistrerait la progression de consommation électrique la plus soutenue, avec une moyenne de 2,3% par an. Cette tendance traduirait la bonne tenue des activités tertiaires mais aussi un moindre affaiblissement de l’intensité énergétique globale du secteur20 en comparaison avec d’autres secteurs d’activité.

20 Sur la période 2000-2020, les perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan envisagent un recul de l’intensité énergétique, rapport entre la consommation énergétique et la valeur ajoutée, de 0,14% en moyenne pour le secteur tertiaire contre 1,74% pour l’économie dans son ensemble.

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Le secteur du transport verrait sa consommation d’électricité progresser à un rythme relativement soutenu de 2,1% par an en moyenne. Cette forte dynamique s’expliquerait par l’augmentation des besoins en transport conjuguée à un phénomène de recours accru au transport ferroviaire, fortement dépendant de l’électricité et ce tant pour le transport de personnes que pour le transport de marchandises. La consommation électrique de l’industrie, bien que moins tonique que celle des secteurs des services et du transport, afficherait une dynamique soutenue sur la période envisagée: elle progresserait de 1,6% par an en moyenne. L’examen des sous-secteurs industriels montre que les branches de la chimie et de la sidérurgie seraient les moteurs de la croissance de la consommation électrique dans l’industrie, du fait de leur poids mais également de leur forte dynamique: leur consommation d’électricité progresserait de respectivement 2,8% et 2,3% par an en moyenne. Les autres sous-secteurs industriels enregistreraient une croissance nettement plus modérée de leur consommation d’électricité. La consommation électrique des ménages21 aurait un taux de croissance annuel moyen nul dans la variante «Kyoto». Cette stagnation s’explique par la coexistence de phénomènes dont les impacts respectifs sur la consommation résidentielle d’électricité se compensent: • D’un côté, la consommation électrique du secteur résidentiel sera stimulée par l’augmentation du nombre de ménages. Cet impact sera renforcé par l’augmentation du revenu disponible moyen, qui se traduit par une intensification de l’équipement électroménager, d’une part, et par une augmentation des surfaces habitées à chauffer, d’autre part. • D’un autre côté, un certain nombre de phénomènes d’ordre structurel auront tendance à freiner la progression de l’utilisation de l’électricité par les ménages: amélioration de l’efficacité énergétique des équipements électroménagers, substitution du gaz à l’électricité en matière de chauffage, etc. Variante «macroéconomique» Le secteur tertiaire verrait sa consommation électrique progresser de 3,7% par an en moyenne. Le secteur du transport verrait quant à lui sa consommation d’électricité progresser de 2,8% par an en moyenne, soit un rythme légèrement plus soutenu que celui enregistré dans la variante «Kyoto». Par rapport aux autres secteurs d’activité, néanmoins, l’écart de croissance de la consommation électrique entre le présent scénario et le scénario «Kyoto» est moins marqué: en effet, l’effet réducteur des contraintes d’émissions de carbone sur la consommation électrique de ce secteur est plus limité, puisque ces contraintes sont principalement simulées par une hypothèse d’amélioration de l’efficacité énergétique des modes de transport non ferroviaires, indépendants de l’électricité. La consommation électrique de l’industrie progresserait de 2,4% par an en moyenne. Toutes les branches industrielles, à l’exception de la sidérurgie, expliqueraient ce différentiel. En particulier, la variante «macroéconomique» 21 Les projections considérées sont indépendantes des conditions climatiques supposées constante sur la période relative à l’horizon de projection (hypothèse de constance du nombre de degrés jours).

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génère des perspectives d’évolution de la consommation d’électricité plus hautes, voire sensiblement plus élevées pour les secteurs des fabrications métalliques, du textile, cuir et habillement et des raffineries. La consommation électrique des ménages22 peut être qualifiée de stable, puisqu’elle progresserait avec un taux annuel moyen d’à peine 0,4%. Comme dans le cas de la variante «Kyoto», son évolution serait en effet conditionnée par des phénomènes mutuellement compensatoires. Dans la variante «macroéconomique», toutefois, l’effet du revenu disponible est de plus forte amplitude, du fait d’une hypothèse de croissance économique plus optimiste. Tableau récapitulatif Le tableau ci-après fournit un résumé des taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur entre 2002 et 2009, respectivement pour les variantes «Kyoto» et «macroéconomique». Tableau 2.6: Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2002 et 2009

2.2 MODELISATION DE LA CONSOMMATION POUR CHAQUE CONSOMMATION LOCALE Un des grands défis du développement du réseau d’électricité consiste à appréhender correctement le comportement chronologique des consommations locales qu’il alimente. En effet, le niveau d’une consommation locale fluctue très fortement en fonction du moment de la journée, mais aussi en fonction du jour et de la saison considérés. On note, de plus, d’importantes différences suivant le type de consommation locale. Par exemple: • Pour une consommation locale de type «résidentiel», la variation du niveau de consommation au cours d’une journée est relativement répétitive d’un jour à

22 les projections considérées sont indépendantes des conditions climatiques considérées constante sur la période relative à l’horizon de projection (hypothèse de constance du nombre de degrés jours).

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l’autre, avec des niveaux plus élevés en hiver qu’en été et avec une pointe annuelle en hiver, vers 18h00, due aux besoins d’éclairage et de chauffage. • Pour une consommation locale de type «tertiaire», la variation du niveau de consommation est plus ou moins répétitive durant les jours ouvrables alors que les jours du week-end présentent une consommation atypique. • Une consommation locale de type «industriel» est généralement plus constante au cours de l’année; toutefois, des chutes de consommation peuvent généralement être observées aux périodes de vacances; parfois, les changements de «pause» des ouvriers peuvent également être observés; s’il s’agit d’une activité industrielle à consommation d’électricité intensive, la pointe de consommation peut éventuellement se manifester durant la nuit23,… Les figures 2.7 à 2.10 ci-après fournissent des exemples de courbes de consommation pour différents types de consommations locales. La figure 2.7 fournit la courbe d’une consommation locale de distribution, composée de consommation de type «ménages» et «tertiaire». Les trois autres figures montrent différents exemples de courbe de consommation locale de type «industrielle». Ces courbes de consommation sont représentées pour 4 jours types24 et illustrent les différences observées, d’une part, entre l’hiver et l’été et, d’autre part, entre un jour ouvrable et un samedi. Figure 2.7: Exemple de consommation locale de distribution pour 4 jours types

23 Ce phénomène résulte en principe d’avantages tarifaires négociés avec les producteurs. 24 Mercredi d’hiver (27/11/2002) – samedi d’hiver (30/11/2002) – mercredi d’été (10/7/2002) – samedi d’été (13/7/2002).

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Figure 2.8: Exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types

Figure 2.9: Autre exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types

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25

Figure 2.10: Exemple de consommation locale industrielle de type «four sidérurgique de nuit»

pour 4

jours types

Le réseau d’électricité doit être dimensionné de façon à procurer dans la mesure du possible une capacité adéquate pour alimenter toute consommation locale, quel que soit le niveau de la consommation. La prise en compte de tous les états possibles de consommations nécessiterait idéalement des modèles basés sur des méthodes de type probabiliste. Actuellement, ces modèles ne sont pas suffisamment développés pour dimensionner le réseau. A ce stade, nous avons opté pour la méthode déterministe. Elle est basée sur deux points de fonctionnement du réseau, considérés comme critiques en termes de besoins de capacité. Il s’agit: • du moment de sollicitation maximale, c.-à-d. «à la pointe» qui constitue effectivement un moment de sollicitation critique au niveau du réseau; • du moment de moindre sollicitation, de l’ordre de 85% de la pointe, correspondant à une situation de mi-saison, soit «hors pointe»; ce point de fonctionnement permet la prise en compte d’une sollicitation maximum de certains éléments du réseau suite à l’arrêt de certaines machines de production dans les réseaux de tensions inférieures et aux possibilités d’importation plus importantes, «hors pointe». Dans la suite de ce chapitre nous désignerons par «pointe», la pointe nationale.

25 Il s’agit d’un client pour lequel le contrat prévoit un prélèvement durant les heures creuses, soit la nuit et les W-E.

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La difficulté de la méthode déterministe réside dans le calcul des prévisions de chaque consommation locale au moment de la pointe de charge qui fluctue selon les années en raison de sa forte dépendance par rapport aux conditions climatiques. Les consommateurs et distributeurs sont amenés à fournir des projections de consommations relatives à la pointe de leurs propres consommations locales26 et à la pointe du poste de prélèvement auquel ces consommations locales sont raccordées. A partir de là, pour les besoins de dimensionnement du réseau, il s’agit d’en déduire des prévisions de consommations locales «à la pointe» et «hors pointe». L’élaboration de ces prévisions de consommations locales à la pointe comporte plusieurs étapes décrites brièvement ci-après et détaillées dans les sections suivantes. Par souci de clarté, la démarche est présentée pour la situation «à la pointe» uniquement; elle est cependant directement transposable à l’élaboration des prévisions de consommations locales «hors pointe». Pour chaque consommation locale, on détermine, pour l’année écoulée, sur base de données d’observation collectées, deux valeurs: • la valeur de la puissance appelée au moment de la pointe du poste de prélèvement de cette consommation; • la valeur de la puissance appelée en ce même point au moment de la pointe. Le rapport entre ces deux valeurs fournit un «coefficient de participation» à la pointe. Ce coefficient permet d’extrapoler, pour le futur, les prévisions de consommations locales à la pointe, à partir des prévisions de consommation locale à la pointe de leur poste de prélèvement, établies sur base des données historiques et des déclarations d’intention de la part des utilisateurs de réseau. Les prévisions de consommations locales ainsi obtenues sont ensuite corrigées de façon à refléter au mieux, dans leur ensemble, les perspectives de consommation d’électricité en Belgique, élaborées dans le cadre des perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan.

2.2.1

ANALYSE DES OBSERVATIONS DU PASSE L’analyse des observations du passé se déroule selon la méthodologie suivante. Il s’agit de: • collecter et valider les données de consommation de puissance du passé; • analyser les données de prélèvement au moment de la pointe du poste; • analyser les données de prélèvement au moment de la pointe; • déduire un coefficient de participation de chaque charge à la pointe.

26 Le Règlement Technique prévoit que l’utilisateur du réseau transmet au gestionnaire du réseau les données de planification disponibles relatives aux 7 années suivant l’année en cours. En outre, la procédure de planification du réseau dans le cadre des plans d’équipement s’appuyait déjà sur la consultation des clients concernant leurs prévisions de pointe de consommation.

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Collecte et validation des données de consommation de puissance L’élaboration des prévisions d’accroissement des consommations en chaque point de prélèvement du réseau commence par la collecte puis la validation des données brutes relatives à l’historique des prélèvements de puissance de chaque consommation locale et du poste de transformation qui la dessert. Ces données, appelées «comptages» et disponibles à l’échelle du quart d’heure, proviennent de points de mesure. Les comptages sont analysés en vue de détecter les incohérences et autres défauts (valeurs manquantes, valeurs exceptionnelles, etc.). Ils sont validés et éventuellement corrigés en concertation avec les acteurs du terrain, utilisateurs directs ou distributeurs. Consommations locales lors de la pointe du poste de transformation Les données validées de puissance appelée en chaque point d’alimentation du réseau sont analysées pour l’année écoulée. Pour chaque poste de transformation, on détermine le moment où il a été le plus sollicité dans l’année, soit la «pointe asynchrone» en ce sens qu’elle se produit à un moment différent de la pointe de consommation. Les quotes-parts des différentes consommations locales desservies par le poste de transformation à son moment de sollicitation maximale, soit les puissances asynchrones, sont ensuite déterminées27. Consommations locales lors de la pointe Pour chaque consommation raccordée au réseau, on détermine également le niveau de puissance prélevée au moment de la pointe, soit la puissance «synchrone».

Coefficient de participation Pour chaque consommation locale, on détermine le rapport entre les puissances «asynchrone» et «synchrone», appelé ci-après «coefficient de participation» à la pointe.

2.2.2

PREVISIONS «BRUTES»

DE CONSOMMATIONS LOCALES

Prévisions de consommations locales à la pointe de leur poste de prélèvement Pour chaque consommation locale desservie par le réseau, on génère des prévisions de puissance prélevée au moment de la pointe du poste auquel elles sont raccordées.

27 Pour les consommations de type résidentiel, cette quote-part est ramenée à un niveau correspondant à celui qui aurait prévalu en cas de température « normale ». Cette correction ne s’opère qu’en cas de température négative. Le souci est de neutraliser la forte influence de la température sur la consommation résidentielle afin de travailler sur une valeur normalisée, plus représentative.

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Elles sont établies sur base du taux d’accroissement appréhendé comme suit: • Pour les consommations de type industriel, l’accroissement de consommation est communiqué par l’utilisateur28. • Pour les consommations de la distribution29, Elia établit, en concertation avec les gestionnaires de réseau de distribution, un taux de croissance généralement non nul.

Projections des consommations locales à la pointe Les puissances prélevées par chaque consommation locale lors de la pointe de son poste de prélèvement sont converties, via les «coefficients de participation», en puissances prélevées au moment de la pointe.

2.2.3

PREVISIONS «FINALES»

DE CONSOMMATIONS LOCALES

Les prévisions «brutes» relatives aux consommations locales sont corrigées de façon à refléter au mieux les perspectives de consommation d’électricité belge élaborées dans le cadre des Perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan. Le calibrage se fait de manière à ce que les évolutions prévues au niveau des consommations locales soient compatibles avec: • la prévision globale de consommation nationale «à la pointe» ou «hors pointe»30

;

• des cibles sectorielles calculées sur base des taux d’accroissement sectoriels prévus dans le cadre macroéconomique retenu.

2.3 DEFINITION DES SCENARIOS DE CONSOMMATION Comme nous l’avons précisé en début de chapitre, 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. 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,

28 En cas d’absence de déclaration de la part de l’utilisateur, un taux de croissance nul est appliqué. 29 Prélèvements effectués par les gestionnaires des réseaux de distribution desservant les consommateurs raccordés en moyenne et basse tension. 30 Pour rappel, deux séries de prévisions de consommations locales sont établies, l’une reflétant les quotes-parts au moment de la pointe et l’autre les quotes-parts à un moment de moindre sollicitation du réseau (hors pointe).

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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 annuelles31.

2.3.1

VARIANTE «KYOTO» Horizon 2006 A l’horizon 2006, la puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» est estimée à 14,1 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberaient 9,4 GW, soit 66% de la puissance totale. Les consommations industrielles atteindraient quant à elles 4,3 GW, soit 30% de la puissance totale. Dans celles-ci, la chimie et la sidérurgie pèseraient lourdement en prélevant respectivement 1,6 et 1,2 GW. La puissance appelée «hors pointe» s’élèverait à 12 GW en 2006. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI, absorberaient 7,7 GW, soit 65% de la puissance consommée. Les consommations industrielles quant à elles atteindraient 3,9 GW, soit 33% de la puissance totale. La chimie et la sidérurgie seraient les activités les plus gourmandes en puissance électrique, avec des consommations respectives de 1,6 et 1 GW.

Horizon 2009 La puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe», à l’horizon 2009, atteindrait 14,6 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberaient 9,8 GW, soit 67% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindraient 4,3 GW, soit 30% de la puissance totale. Les branches de la chimie et de la sidérurgie demeureraient les plus importantes, avec des consommations respectives de 1,7 et 1,1 GW. La puissance appelée «hors pointe» est estimée à 12,4 GW en 2009. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI s’élèveraient à 8 GW, soit 64% de la puissance consommée. Les consommations industrielles quant à elles atteindraient 4,1 GW, soit 33% de la puissance totale. Parmi celles-ci, les branches de la chimie et de la sidérurgie prélèveraient respectivement 1,7 et 1,1 GW.

31 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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Figure 2.11: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante «Kyoto»

2.3.2

VARIANTE «MACROECONOMIQUE» Horizon 2006 A l’horizon 2006, la puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» est estimée à 14,7 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberaient 9,8 GW, soit 67% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindraient 4,3 GW, soit 30% de la puissance totale. Dans celles-ci, la chimie et la sidérurgie pèseraient lourdement en prélevant respectivement 1,7 et 1 GW. La puissance appelée «hors pointe» est estimée à 12,5 GW en 2006. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI,absorberaient 8,1 GW, soit 65% de la puissance consommée. Les consommations industrielles quant à elles atteindraient 4 GW, soit 32% de la puissance totale. La chimie et la sidérurgie seraient les activités les plus gourmandes en puissance électrique, avec des consommations respectives de 1,6 et 1 GW. Horizon 2009 La puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» atteindrait 15,6 GW à l’horizon 2009. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberaient 10,4 GW, soit 66% de la puissance totale. Les

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consommations industrielles quant à elles atteindraient 4,7 GW, soit 30% de la puissance totale. Les branches de la chimie et de la sidérurgie demeureraient les plus importantes, avec des consommations respectives de 1,9 et 1,2 GW. La puissance appelée «hors pointe» est estimée à 13,3 GW en 2009. Les consommations attribuables aux ménages, activités tertiaires et PME/PMI atteindraient 8,5 GW, soit 64% de la puissance consommée. Les consommations industrielles atteindraient quant à elles 4,3 GW, soit 32% de la puissance totale. Parmi celles-ci, les branches de la chimie et de la sidérurgie prélèveraient respectivement 1,8 et 1,1 GW.

Figure 2.12: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante «macroéconomique»

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3

Evolution de la production

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3.1 EVOLUTION DU PARC DE PRODUCTION 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 font partie de l’ensemble de données exogènes injectées dans le modèle d’écoulement de charges qui permet d’identifier les goulets d’étranglement et, ensuite, de rechercher les renforcements nécessaires pour assurer la capacité de transport souhaitée. 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 faits 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’article 3 de la loi du 29 avril 99, relative à l’organisation du marché de l’électricité, charge la CREG de rédiger un Programme Indicatif décennal des moyens de Production d’électricité, en collaboration avec l’administration de l’Energie du Ministère fédéral des Affaires Economiques. Ce programme doit être établi tous les trois ans. Le premier Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité a été soumis par la CREG à l’approbation du Ministre en janvier 2002 et approuvé en décembre 2002. Le parc de production à la base du présent Plan de Développement se fonde sur: • le parc de production d’Electrabel communiqué en 2001 dans son rapport annuel; • les informations fournies par CPTE; • le déclassement d’unités de production communiqué officiellement par Electrabel en janvier 2000; • diverses informations: − provenant du Programme Indicatif des moyens de Production, dont notamment les prévisions de production décentralisée; − relatives aux licences accordées par la CREG pour les unités de production; − provenant des annonces publiques comme par exemple le gel des nouvelles mises en service des unités initialement prévues sur le site d’Arcelor à Seraing.

3.2 HYPOTHESES DU PROGRAMME INDICATIF DE PRODUCTION 3.2.1

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 et au calendrier de déclassements annoncés.

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3.2.2

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. En ce qui concerne la cogénération, une troisième variante est disponible, relative aux projets d’objectifs régionaux en la matière.

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 SER en Belgique à la production d’énergie éolienne et à la valorisation de la biomasse, conformément aux recommandations de la Commission AMPERE32. Les valeurs associées à la variante «basse» intègrent au niveau national les objectifs définis par la Flandre et la Wallonie pour 2010, soit respectivement 5% et 8% de l’électricité consommée dans ces Régions. La variante «haute» à l’horizon 2011 correspond au potentiel estimé à l’horizon 2020 pour ce type de production par la Commission AMPERE. Elle reflète les objectifs indicatifs nationaux du Parlement et du Conseil33 pour les différents Etats Membres à l’horizon 2010.

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 qui est générée n’est pas pilotée par la consommation d’électricité. La variante «basse» correspond au niveau de puissance installée pris en compte dans l’étude de la Commission européenne34, réalisée en mars 2001, à propos de l’évaluation économique des objectifs de réductions d’émission sectorielles pour faire face aux changements climatiques.

32 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. 33 Directive 2001/77/CE du Parlement et du Conseil du 27 septembre 2001, relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité. 34 «Economic Evaluation of Sectoral Emission Reduction Objectives for Climate Change», K. Blok, D. de Jager, C.Hendricks, mars 2001.

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La variante «haute» à l’horizon 2011 correspond au potentiel restant à installer à l’horizon 2020 cité par la Commission AMPERE, en supposant une politique volontariste qui permette d’atteindre ce niveau dès 2011. La variante «projets d’objectifs régionaux» cumule les projets d’objectifs proposés par les régions en matière d’énergie électrique produite par les unités de cogénération de qualité35.

3.3 HYPOTHESES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT 3.3.1

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 en 2001 par Electrabel dans son rapport annuel et des informations de CPTE. Elles prennent en compte les déclassements communiqués officiellement par les producteurs en janvier 2000. Cette annonce concerne toutes les unités classiques au charbon et autres unités fossiles de 125 MW du parc de production existant, à l’exception de Rodenhuize 3. Il y est prévu de déclasser: • à l’horizon 2005-2006: Amercoeur 1, Amercoeur 2 et Awirs 4; • à l’horizon 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 et Ruien 4. Les deux nouvelles unités prévues sur le site d’Arcelor à Seraing, soit deux turbines à gaz de 44 MW chacune, à raccorder en 70 kV, sont gelées. Par contre, dans ce cas, les deux turbines à gaz et la turbine à vapeur de Le Val à Seraing seront affichées avec une puissance nominale de 450 MW en 220 kV. Cette puissance aurait été réduite à 220 MW si les deux nouvelles unités sur le site d’Arcelor avaient été prises en compte. En outre, les hypothèses du plan de production considèrent en fonctionnement: • toutes les turbines à gaz 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; • toutes les unités classiques de 300 MW au charbon, soit Langerlo 1, Langerlo 2 et Ruien 5; • Rodenhuize 3, unité classique de 125 MW au charbon. Par ailleurs, les nouvelles unités mises en service en 2002 ou prévues pour 2004 ou 2005 font partie des hypothèses du plan de production. Le tableau 3.1 ci-après reprend les caractéristiques de ces nouvelles unités.

35 Les chiffres sont aussi repris à la section 3.3.2.

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Tableau 3.1: Caractéristiques des unités de production mises en service en 2002 ou prévues pour 2004 ou 2005

En termes de production d’énergie éolienne off-shore, les hypothèses sont basées sur les annonces officielles de projets potentiels d’énergie éolienne offshore en mer du Nord et sur les hypothèses en termes d’énergies renouvelables définies par les régions et reprises dans le Programme Indicatif des moyens de Production, dans le scénario K7. Les hypothèses en termes de puissance installée sont fournies au tableau 3.2 ci-après36. Tableau 3.2: Hypothèses en termes de puissance installée du parc de production d’énergie éolienne offshore

3.3.2

PRODUCTION DECENTRALISEE Les hypothèses en termes de production décentralisée sont définies conformément à celles indiquées par les régions. Elles sont reprises dans le scénario «K7» du Programme Indicatif des moyens de Production.

36 En ce qui concerne le plan de production, on considère la présence à la pointe de 60% de la puissance installée.

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Hypothèses en termes d’unités SER Les prévisions d’évolution des énergies renouvelables37 qui ont été retenues reposent sur la variante «haute» du Programme Indicatif des moyens de Production. Elles figurent au tableau 3.3 ci-après. Tableau 3.3: Evolution de la puissance installée du parc SER (énergie éolienne et valorisation de la biomasse) par rapport à la situation 2001

La répartition entre énergie éolienne et valorisation de la biomasse a été établie, en Région flamande, au prorata des prévisions de leurs évolutions respectives à l’horizon 2004. En ce qui concerne la Région wallonne, cette répartition a été effectuée sur base des demandes d’études de raccordement d’éoliennes. Le tableau 3.4 ci-après fournit les hypothèses d’évolution des énergies éoliennes38 par région. Le solde de puissance SER installée, obtenu par la différence du parc SER et éolien, correspond à la valorisation de la biomasse.

37 A partir des prévisions nationales fournies dans le Programme Indicatif des moyens de Production, des prévisions régionales ont été établies sur base des indications disponibles dans: • le projet de Plan pour la Maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (Ministère de la Région wallonne, mars 2002); • het Advies over groene stroom (Milieu- en Natuurraad van Vlaanderen – juli 2000). 38 En termes de plan de production, à la pointe (en hiver), on considère, sur base des données de vent disponibles, un potentiel de présence de: • 60% pour les éoliennes off-shore; • 37.5% pour les éoliennes on-shore, en Région flamande; • 34.5% pour les éoliennes on-shore, en Région wallonne.

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Tableau 3.4: Evolution de la puissance installée du parc éolien

Hypothèses en termes de cogénération Les prévisions d’évolution des investissements en cogénération de qualité en Belgique s’appuient sur la variante «projets d’objectifs régionaux» du Programme Indicatif des moyens de Production. Des valeurs indicatives sont disponibles au niveau régional. Les hypothèses retenues en terme de cogénération sont basées sur ces données. Le tableau 3.5 ci-après fournit les hypothèses d’évolution de la cogénération. Tableau 3.5: Evolution de la puissance installée en termes de cogénération

Hypothèses en termes de localisation des unités de production décentralisée 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;

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• le solde de puissance, dont la localisation n’est pas encore identifiée, est distribué de façon uniforme sur le réseau 70-26 kV en Flandre et en Wallonie et ce dans le but d’éviter de favoriser ou de défavoriser certains nœuds.

3.4 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. Les importations nettes d’électricité ont connu récemment une forte croissance. Elles proviennent principalement de France. Dans ce contexte, ce Plan de Développement examine également les développements nécessaires pour augmenter les possibilités d’importations de la Belgique. Les niveaux d’importation maximum considérés sont les suivants: • à l’horizon 2006: 3700 MW; • à l’horizon 2009: 4700 MW. Il est bien entendu que ces niveaux d’importations élevés sont contraignants vis-à-vis du potentiel d’importation des Pays-Bas39.

3.5 DEFINITION DES SCENARIOS DE PRODUCTION Sur base des hypothèses décrites à la section 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 «Kyoto» et la variante «macroécomique»40. Pour chacun de ces scénarios, les deux horizons du plan ont été envisagés, soit l’horizon 2006 et l’horizon 2009. L’examen des données fait apparaître que ces deux scénarios diffèrent très peu l’un de l’autre, que ce soit à l’horizon 2006 ou à l’horizon 2009. Les scénarios de base qui résultent de la confrontation d’un parc production belge de base moyen41 à la pointe et de la consommation belge à la pointe sont illustrés dans la section 3.5.1 ci-après. Les sections 3.5.2 à 3.5.5 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; • l’impact du report de déclassement d’unités existantes prévu à l’horizon 20052006. Par contre d’autres en sont totalement indépendantes: la recherche de localisations favorables pour l’installation 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.

39 L’interdépendance des importations belge et hollandaise est explicitée plus en détail au chapitre 4. 40 Dénominations du Bureau fédéral du Plan. 41 Par parc de production moyen, on entend le parc de production où ne 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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3.5.1

SCENARIOS DE BASE Variante «Kyoto» - Horizon 2006 et 2009 Pour couvrir la consommation et les pertes à la pointe, une importation minimum de 436 MW est nécessaire à l’horizon 2006. Par contre, la puissance installée du parc de production42, hors unités de pointe et en considérant les déclassements annoncés, serait suffisante à l’horizon 2009. 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 figures 3.6 et 3.7 ci-après fournissent les scénarios de plan de production retenus respectivement aux horizons 2006 et 2009, pour la variante «Kyoto». Figure 3.6: Plan de production à la pointe à l’horizon 2006, en MW – Variante «Kyoto»

42 Les prévisions concernant le parc de production disponible sont optimistes: la puissance affichée tient compte de la réserve primaire mais pas des besoins en réserve secondaire.

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Figure 3.7: Plan de production à la pointe à l’horizon 2009, en MW – Variante «Kyoto»

Variante «macroéconomique» - Horizon 2006 et 2009 Pour couvrir la consommation et les pertes à la pointe, une importation minimum de l’ordre de 900 MW est nécessaire pour combler le déficit de la puissance installée du parc de production belge, hors unités de pointe et en considérant les déclassements annoncés, aussi bien à l'horizon 2006 qu'en 2009. Ce taux d’utilisation est basé sur la même hypothèse que celle utilisée dans le cadre du scénario «Kyoto». Les figures 3.8 et 3.9 ci-après fournissent les scénarios de plan de production de base retenus respectivement aux horizons 2006 et 2009, pour la variante «macroéconomique».

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Figure 3.8: Plan de production à la pointe à l’horizon 2006, en MW – Variante «macroéconomique»

Figure 3.9: Plan de production à la pointe à l’horizon 2009, en MW – Variante «macroéconomique»

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3.5.2

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 les 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: • 3700 MW à l’horizon 2006; • 4700 MW à l’horizon 2009. La construction de ces scénarios repose sur l’arrêt des machines les moins économiques 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 «Kyoto» ou «macroéconomique» du scénario de base. Le potentiel d’importation belge étant fortement lié au niveau d’importation des Pays-Bas, une étude de sensibilité a été réalisée pour évaluer l’impact du transit France-Pays-Bas sur les possibilités d’importation en Belgique.

3.5.3

SCENARIOS «SANS DECLASSEMENTS - 2006» ET « ARRET DES UNITES DE PRODUCTION NON ECONOMIQUES - 2009 » Vu les modifications rapides de l'environnement économique et les changements dans l'organisation du marché de l'électricité en Belgique, les déclassements d'unités de production43 à l’horizon 2005-2006 retenues ci-avant pourraient être reportés. C'est pourquoi le report complet des déclassements annoncés est également envisagé en variante au scénario de base à l’horizon 2006. Par ailleurs, à l’horizon 2009, selon le renforcement des capacités d’interconnexions 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 machines pour raison économique: l’impact de l’arrêt des unités de production de Kallo, Rodenhuize, Langerlo et Ruien a été évalué en variante au scénario de base à l’horizon 2009.

3.5.4

SCENARIOS «LOCALISATIONS FAVORABLES POUR 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.

43 La liste des déclassements communiqués officiellement par les producteurs en janvier 2000 est reprise à la section 3.3.1.

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3.5.5

SCENARIOS «PROJETS DE NOUVELLES UNITES DE PRODUCTION» Les développements de réseau nécessaires ou évités en cas de réalisation des projets connus de nouvelles unités de production de grande taille font l’objet d’une dernière variante.

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4

Les transactions belges dans le contexte international

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4.1 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE PAYS 4.1.1

LA BELGIQUE AU CENTRE DE L’EUROPE 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 éléments44 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 entourent 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 pour 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 situation géographique de la Belgique au cœur du réseau de transport européen est à l’origine de l’importance des flux non nominés45 qui constituent pour Elia une grande incertitude dans le calcul de la capacité d’échange avec les pays voisins. L’expérience montre que les flux non nominés sont particulièrement élevés en été et lors des jours chômés (fériés) dans une partie seulement de l’Europe. La figure 4.1 illustre les flux résultant d'une transaction de 100 MW entre 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 transit modifient instantanément et de manière significative les flux au travers du réseau belge.

44 Eléments du réseau ou unités de production de grande taille 45 Flux qui passent physiquement par le réseau mais qui ne sont pas annoncés («nominés») auprès du gestionnaire du réseau

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Figure 4.1: Flux résultant d'une transaction commerciale de 100 MW entre l'Allemagne et l'Italie

4.1.2

DEFINITIONS Les définitions et méthodes de calcul appliquées par Elia sont celles définies par ETSO, l’association des gestionnaires de réseau européens.46 De manière simplifiée, elles s’expriment comme suit: Total Transfer Capacity (TTC) La capacité maximale disponible pour l’échange d’électricité entre des réseaux situés dans des zones géographiques voisines sans que la sécurité de ces réseaux ne soit compromise et sous réserve de faits ou d’éléments d’information nouveaux qui seraient portés à la connaissance du gestionnaire de réseau par les acteurs du marché et les autres gestionnaires de réseau. Transmission Reliability Margin (TRM) La réserve minimale dont doit disposer le gestionnaire du réseau sur les liaisons pour pouvoir venir en aide, en cas de besoin, aux autres pays avec lesquels son réseau est directement ou indirectement connecté.

46 Vous trouverez sur le site web d’ETSO (www.etso-net.org) un document reprenant une description détaillée des définitions mentionnées ici

.

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Net Transfer Capacity (NTC) La capacité disponible pour les transactions commerciales.

4.1.3

METHODE DE CALCUL DES CAPACITES Pour mettre une certaine NTC à disposition du marché, le gestionnaire du réseau applique le principe suivant: NTC = TTC - TRM TRM Elia prévoit habituellement une réserve de 250 MW sur chaque frontière pour l’aide mutuelle internationale dans le cadre des règles d’exploitation UCTE (Union pour la Coordination du Transport d’Electricité). Au cas où une ou plusieurs unités de production sont arrêtées de manière inopinée dans un ou plusieurs pays, le manque de production qui en résulte est immédiatement et automatiquement compensé par une augmentation de la production des centrales de tous les autres pays interconnectés. La réserve TRM permet de transporter une partie de cette énergie à travers le réseau belge et les autres réseaux européens. TTC La TTC n'est pas égale à la somme des capacités de chaque ligne d'interconnexion individuelle par frontière. Les flux d'électricité se répartissent en effet de manière déséquilibrée entre les différents composants individuels du réseau de transport. Il faut en outre tenir compte du critère dénommé N-1: le réseau doit rester exploitable lorsqu'un déclenchement imprévu se produit. Pour calculer la TTC entre deux réseaux, chaque gestionnaire du réseau détermine un ou plusieurs scénarios de base. Chaque scénario de base correspond à une situation du système électrique qui s’est présentée au cours des années, mois ou jours précédents. Chaque situation donne les flux électriques sur les principales liaisons électriques en fonction de la localisation respective de la production et de la consommation d’électricité tant en Belgique que dans les pays voisins. Pour ces pays, le gestionnaire du réseau prend en compte la partie du réseau électrique qui est susceptible d’influencer la répartition des flux d’énergie au sein de son réseau. Des simulations visant à évaluer les flux d'électricité au sein du réseau, permettent ensuite, au départ de ces scénarios, de déterminer la valeur de la « Total Transfer Capacity » ou TTC. Influence des flux non nominés Dès lors que les réseaux situés au centre de l’Europe continentale sont fortement interconnectés (aussi dénommés «réseaux maillés»), le gestionnaire du réseau prend également en compte les flux d’électricité qui sont susceptibles de parcourir son réseau sans pour autant qu’il en ait été nécessairement informé au préalable. Ces flux d’électricité sont couramment intitulés «flux non nominés», «flux de bouclage» ou «flux parallèles». Ils passent physiquement par le réseau mais ne sont pas annoncés («nominés») auprès du gestionnaire du réseau. Ils sont le résultat des contrats de transport conclus entre des acteurs du marché et d’autres gestionnaires de réseau sans prendre en compte la réalité physique.

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Figure 4.2: Exemple de transit de 100 MW de France vers l’Allemagne sur le réseau UCTE, à un instant donné - Représentation des flux physiques et contractuels et les flux qu'elle génère à travers tout le réseau européen

La figure 4.2 illustre une transaction commerciale entre la France et l'Allemagne On constate, pour la situation de réseau considérée, que 22 % de la puissance transitent par la Belgique. Ce pourcentage varie à chaque instant en fonction des énergies produites et consommées en chaque nœud du réseau ainsi que de la configuration du réseau UCTE. Il est également intéressant de noter que les mêmes flux seraient générés pour deux transactions commerciales simultanées: une vente de 100 MW de la France à la Suisse et une vente de 100 MW de la Suisse à l'Allemagne. Dans les études de dimensionnement du réseau, toutes les données de production et consommation sont supposées connues: elles sont déterminées pour la Belgique ainsi que pour les pays voisins. Il s’agit néanmoins d’une situation idéale qui n’est pas rencontrée en exploitation. En effet, les règles actuelles du marché permettent à tout acteur économique de choisir librement un «chemin contractuel» qui relie le point de prélèvement au point de fourniture d'électricité. Cette différence entre le «chemin contractuel» et le «chemin physique» donne naissance à des «flux non identifiés». Par ailleurs, les transactions à l'intérieur d'un pays peuvent influencer les flux dans un autre pays: il est courant de constater que les flux au travers de la Belgique varient en fonction du plan de production allemand ou français.

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Les capacités de transaction sont donc fortement liées aux transactions et plans de production dans les pays du réseau européen interconnecté et plus particulièrement dans les pays voisins. Influence des transformateurs déphaseurs Des transformateurs déphaseurs permettent de régler de manière continue entre certaines valeurs les transports d’électricité sur les lignes à haute tension. Moyennant une implantation adéquate de plusieurs transformateurs déphaseurs p.ex. à la frontière entre la Belgique et les Pays-Bas, il est possible de limiter de manière significative les flux non-identifiés. Suite à cela, les marges entre les capacités de transmission physiquement disponibles et celles mises à disposition du marché en sécurité peuvent être réduites. Cette proposition sera développée au chapitre 7.

4.1.4

METHODE DE SIMULATION DES TRANSACTIONS Les études de développement de réseau se basent sur la simulation de l’écoulement des flux à travers le réseau. A cette fin, elles requièrent les données relatives à toutes les transactions entre les pays du réseau UCTE47 . Les gestionnaires des réseaux nationaux n’ont pas accès à toutes ces données. Le réseau UCTE de référence est considéré comme une situation de départ réaliste. Il affiche les soldes importateur ou exportateur par pays correspondant à un point de fonctionnement48 d’hiver. Afin de gérer au mieux l’incertitude caractérisant les données relatives aux transactions internationales et à l’évolution des réseaux électriques voisins, les études de développement de réseau sont réalisées à l'aide de scénarios simulant des situations très contrastées. Les simulations fournissent, pour chaque situation étudiée, les flux électriques sur les principales liaisons électriques en fonction de la localisation respective de la production et de la consommation d’électricité tant en Belgique que dans les pays voisins. La simulation d’une transaction entre deux pays consiste à diminuer la production dans le pays importateur par l’arrêt de certaines machines et à augmenter la production dans le pays exportateur. Souvent le réseau exportateur est représenté par un seul nœud, dénommé nœud de compensation. Suivant les nœuds choisis pour simuler une transaction, les flux se répartissent différemment. Ainsi pour une transaction d’exportation de France vers la Belgique: • une augmentation de la production à l'Est de la France (Vigy) sollicite plus fortement la liaison 380 kV Lonny- Achène que la liaison Avelgem – Avelin; • une augmentation de la production à l'Ouest de la France (Warande) provoque l'effet inverse. A titre d'exemple, pour une importation de 100 MW en Belgique en provenance de la France, les flux qui traversent la frontière sud varient de 75 % à 62 %

47 Union of the Coordination of Transmission of Electricity 48 Le concept de point de fonctionnement est détaillé au chapitre 5 (section 5.1.2).

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(pour respectivement 25 % à 38 % par la frontière nord) selon que la compensation de production se situe à l'Ouest ou à l'Est de la France.

4.1.5

CAPACITES DE TRANSACTION CALCULEES Les capacités de transaction déterminées par les études de dimensionnement de réseau sont des valeurs maximales. En effet, elles sont calculées pour un point de fonctionnement d’hiver c’est-à-dire avec un réseau complet en service et des productions et consommations bien définies dans les pays de l’UCTE. En exploitation courante, ces conditions ne sont quasi jamais remplies: • des modifications de configuration du réseau sont induites par la mise hors service d’éléments par incident ou pour travaux; • le parc de production réel diffère du parc de production de référence; • les consommations s’écartent des estimations prises en compte; • le gestionnaire de réseau se réserve une marge pour faire face aux flux non identifiés.

4.1.6

VALORISATION DE LA PUISSANCE REACTIVE Les contrats conclus entre les acteurs du marché portent uniquement sur la puissance active. Or le transport ne peut se faire sans le soutien du plan de tension, principalement par gestion de la puissance réactive. Il est absolument nécessaire de prévoir des mécanismes de valorisation de l'énergie réactive.

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: la frontière nord de la Belgique est plutôt rarement en congestion alors que la frontière sud l’est très souvent. En outre, la volonté délibérée des PaysBas de couvrir une grande partie de leur consommation électrique par des importations a des répercussions directes sur le réseau belge. Du côté de la frontière sud de la Belgique, la France bénéficie aujourd’hui d’importants excédents de production d’électricité qui sont valorisés au mieux sur le marché européen. Cet état de fait combiné à la volonté des Pays-Bas d’importer autant que possible provoque un transit important de la France vers les Pays-Bas, en partie au travers de la Belgique. Des études ont été réalisées, 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. Les sections suivantes reprennent les principales conclusions de plusieurs études: • études relatives aux contraintes qui limitent les transactions sur les réseaux du Benelux, études menées en commun avec TenneT à l’horizon 2003, soit sans renforcement des interconnexions France-Belgique;

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• une étude de sensibilité, relative à l’influence du flux Royaume-Uni - France sur le potentiel d’importation de la Belgique en provenance de la France; cette étude de sensibilité a été réalisée dans le cadre de l’étude du renforcement des interconnexions entre la France et la Belgique à l’horizon 2006 avec renforcement des interconnexions France-Belgique; • une étude relative à l’influence de la localisation du nœud de compensation, nœud caractérisant l’origine des importations, sur l’écoulement des flux dans les lignes d’interconnexion. Cette étude a été réalisée à l’horizon 2009.

4.2.1

QUESTIONS RELATIVES AUX IMPORTATIONS Interdépendance des transactions sur le réseau du Benelux Etant donné le niveau d’interconnexion des réseaux, les niveaux d’importation respectifs de la Belgique et des Pays-Bas, en provenance du Sud-Est de l’Europe, ne peuvent en aucun cas être considérés indépendamment l’un de l’autre. Le réseau du Benelux doit être considéré dans son ensemble du point de vue de l’importation. A l’horizon 200349, sans aucun renforcement des interconnexions à la frontière franco-belge, la capacité d’importation du Benelux à partir à partir du Sud-Est de l’Europe50 est de l’ordre de 6000 MW, en critère «n-1» 51.

Influence de l’origine de l’importation Les études relatives aux limites du réseau d’interconnexion vis-à-vis d’importations potentielles supplémentaires de la Belgique et des Pays-Bas ont envisagé différentes localisations relatives à l’origine de l’importation en France, en Suisse, en Allemagne et en Pologne. Il en résulte que le pays d’origine de l’importation influence la capacité d’importation comme suit: • dans la plupart des cas, les congestions se présentent à la frontière sud de la Belgique; • suivant que la production française est plutôt concentrée à l’Ouest ou à l’Est de la France, les problèmes apparaissent sur les liaisons Avelgem-Avelin ou Moulaine-Aubange; • les interconnexions belgo-hollandaises à savoir les lignes Zandvliet-Borssele, Zandvliet-Geertruidenberg, Gramme-Maasbracht et Meerhout-Maasbracht ne sont que rarement en congestion. En cas d’importations très importantes d’Allemagne vers le Benelux, les liaisons Maasbracht (NL) - Siersdorf (D) et Maasbracht (NL) - Rommerskirchen (D) deviennent les goulets d’étranglement, malgré la présence des transformateurs déphaseurs sur la frontière germano-hollandaise à Meeden et à Gronau. La figure ci-après illustre les différentes lignes d’interconnexion considérées ciavant.

49 Le réseau belge à l’horizon 2003 est décrit dans le chapitre 6. 50 On accepte des surcharges de lignes jusqu’à 10 %, ce qui correspond à la capacité saisonnière définie en hiver. 51 Le critère dénommé « n-1» est défini plus en détail au chapitre 5.

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Figure 4.3: Lignes d’interconnexion sur le réseau belge et les pays voisins.

4.2.2

QUESTIONS RELATIVES A D’AUTRES TRANSACTIONS DETERMINANTES Influence des transactions entre la France et le Royaume Uni Bien que les données historiques montrent une prédisposition du Royaume-Uni à importer de l’ordre de 2000 MW en provenance de France, on observe actuellement de plus en plus régulièrement une inversion des flux. Quand les flux s’inversent sur l’interconnexion à courant continu entre la France et le Royaume-Uni (importation de 1000 MW de la France en provenance du Royaume-Uni), des contraintes apparaissent dans le Nord de la France et sur l’axe Avelgem-Avelin. Elles réduisent les capacités d’importation de la Belgique d’environ 500 MW à la pointe et d’environ 900 MW hors pointe par rapport au cas d’une exportation de 2000 MW vers la Grande-Bretagne.

Influence des transactions entre la France et l’Allemagne Les transactions entre la France et l’Allemagne influencent les transits dans le réseau du Benelux. Des transactions effectuées dans le même sens que les importations belges ou néerlandaises diminuent la capacité d’importation de la Belgique.

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4.2.3

RESEAU INTERCONNECTE EUROPEEN Développement du réseau interconnecté européen Chaque gestionnaire de réseau voit le développement des interconnexions internationales dans le cadre des besoins qu’il perçoit au niveau de son réseau et de son marché. Il faut néanmoins que les développements des différents pays soient quelque peu coordonnés. Cette tâche est reprise en partie par la Commission Européenne qui a encore dernièrement pris une décision dans laquelle elle définit les interconnexions prioritaires au niveau de l’Europe52.

Méthodes de gestion des congestions Ce n’est pas l’objet d’un Plan de Développement de se pencher sur les mécanismes de marché nécessaires pour allouer correctement les capacités mises à disposition de manière équitable, dans une première étape, entre les réseaux des différents pays et, ensuite, entre les différents acteurs du marché. Néanmoins il faut être conscient que toutes extensions de réseau n’ont qu’un intérêt limité si elles ne sont pas encadrées par des mécanismes adéquats. Ainsi des propositions détaillées sont étudiées et élaborées en ETSO pour justement assurer une exploitation économiquement efficace des capacités de transactions entre les réseaux (par exemple, la mise aux enchères coordonnées des capacités disponibles). Les personnes intéressées sont invitées à consulter les documents mis à disposition à ce sujet sur le site Internet d’ETSO déjà mentionné à la section 4.1.2.

52 Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.

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Critères de développement 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 CRITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT

5.1.1

DESCRIPTION DU MODELE D’ECOULEMENT DE CHARGE SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE La modélisation d'un réseau électrique fait appel à plusieurs outils de calcul: • un modèle d’écoulement de charge; • un modèle de calcul de la puissance de court-circuit53 de chaque nœud du réseau; • un modèle de stabilité statique et dynamique54; • un modèle de stabilité en tension55. Le modèle d’écoulement des flux a pour but de simuler les écoulements de charge sur le réseau pour un ou plusieurs points de fonctionnement56 bien déterminés. Un point de fonctionnement est caractérisé par une configuration de réseau, un parc de production en service, des circonstances d’importation et de transit et un niveau de consommation pour chaque consommation locale. La modélisation du réseau électrique nécessite la connaissance d’un certain nombre de données relatives: • aux éléments de réseau et à la manière dont ils sont raccordés entre eux; • aux machines de production et aux importations d’électricité, sources d’injection sur le réseau; • aux consommations locales, sources de prélèvement sur le réseau. Les sections 5.1.1 à 5.1.3 ci-après détaillent les besoins en matière de données.

53 La puissance de court-circuit est une valeur conventionnelle égale au produit de la tension nominale et du courant de court-circuit (courant résultant de la mise à la terre franche des 3 phases). 54 La stabilité statique et transitoire d’un réseau est son aptitude à assurer un fonctionnement synchrone des machines de production lorsqu’il est soumis à des perturbations respectivement faibles et importantes. 55 Le modèle de stabilité en tension permet de vérifier si les chutes de tension entre les nœuds du réseau, générées par les transferts de puissances, restent dans des normes admissibles même en cas d’incident. 56 Le concept de « point de fonctionnement » est détaillé dans la suite de ce chapitre, à la section 5.1.2.

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La modélisation du réseau Le réseau géré par Elia Pour effectuer le calcul des écoulements de charge, il faut disposer d’une banque de données reprenant les caractéristiques des éléments du réseau des niveaux de tension 380 kV à 26 kV et leur schéma de raccordement. Ces données comprennent toutes les caractéristiques électriques (résistance, inductance, capacité,...) de chaque élément de réseau, ainsi que leurs limites d'utilisation (puissance nominale, tenue au court-circuit,...). Les réseaux étrangers Le réseau belge s’inscrit dans un réseau plus vaste dont il est indissociable: le réseau UCTE et les réseaux connectés à celui-ci. L’analyse du fonctionnement du réseau belge ne peut dès lors être réalisée sans prise en compte de ces réseaux étrangers. Les données relatives aux réseaux étrangers sont collectées selon les procédures définies entre les gestionnaires des différents réseaux et mises au point en UCTE. Ainsi les différents pays ne représentent pas complètement l'ensemble de leurs réseaux mais les simplifient en donnant un schéma équivalent pour les réseaux qui n'interviennent que peu dans le réseau d'interconnexion. À partir de ce réseau européen, Elia réalise encore une simplification en ne représentant en détail qu'une couronne entourant la Belgique et en schématisant très fort le reste de l'Europe. Pour les calculs, Elia utilise toujours le dernier réseau UCTE disponible.

La modélisation du parc de production et des importations Parc de production belge La modélisation des écoulements de charge sur le réseau d'électricité repose également sur des données caractérisant les unités de production, à savoir leur puissance nominale, leur inductance de court-circuit, leur statisme actif et réactif et leurs plage et points de fonctionnement. Importations d’électricité Lorsque l’équilibre entre production et consommation n’est pas respecté pour le système belge, le modèle compense la différence à partir d’un nœud du réseau qui assure une répartition relativement neutre des flux à travers les frontières franco-belge et belgo-hollandaise57.

57 Des variantes sont également examinées si nécessaire.

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La modélisation des consommations Le calcul des écoulements de charge est basé sur une représentation des consommations en tout nœud du réseau à étudier au point de fonctionnement examiné. Sauf disposition explicite différente, l’alimentation d’un client est prévue avec une alimentation principale et une seule alimentation de secours.

5.1.2

METHODES DE DIMENSIONNEMENT Dans les méthodes traditionnelles, le dimensionnement du réseau est généralement réalisé à «la pointe de consommation». Par pointe de consommation, on entend: • dans le dimensionnement du réseau de niveaux de tension 380 kV à 150 kV y compris le réseau d’interconnexion, la pointe nationale de consommation, qui correspond au maximum de la puissance appelée, au cours d’une année58; • dans le cadre du dimensionnement du réseau de niveaux de tension inférieurs à 150 kV, soit de 70 kV à 26 kV, la pointe de consommation de la zone d’influence du réseau local étudié59; • dans le dimensionnement des installations de raccordement des consommateurs, principalement la pointe de consommation locale60. Toutefois, afin de prendre en compte les conditions de fonctionnement relatives à l’absence possible, pour entretien, de certains éléments de réseau et/ou d’unités de production, on définit un point de fonctionnement «hors pointe». Il est en effet utile de vérifier les sollicitations du réseau pour ce point de fonctionnement pour lequel, en principe: • les volumes d’importations et/ou de transit sont plus élevés61 qu’à la «pointe nationale»; • les capacités nominales des éléments de réseau sont réduites par rapport aux conditions d’hiver. On définit conventionnellement le point de fonctionnement «hors pointe» comme la pointe journalière à un moment de l'année où la consommation a baissé de telle façon que la puissance appelée vaut 85 % de la pointe nationale de consommation. Par ailleurs, pour un point de fonctionnement donné (à «la pointe» ou «hors pointe»), différents états du réseau sont susceptibles de se présenter et font l’objet d’un examen. Ainsi, d’une part, on examine les différents points de fonctionnement du réseau dans son «état complet», c’est-à-dire quand tous les éléments du réseau et toutes les unités de production prévues dans la situation étudiée sont disponibles. D’autre part, on examine également ces points de

58 Dans les pays du Nord de l’Europe, la pointe nationale de consommation se présente généralement en hiver lors de périodes froides combinées à une luminosité faible. La pointe nationale de consommation se déplace vers l’été, lors de vagues de chaleur, lorsqu’il y a fonctionnement intensif de systèmes de conditionnement d’air, comme en Californie. 59 En effet, la charge d’une zone, lors de la pointe de cette zone, est en général supérieure à la charge de cette zone lors de la pointe nationale de consommation. Le moment de la pointe de consommation des réseaux locaux dépend du type de consommation qui y est raccordée. 60 La prévision de la pointe individuelle et l’instant où elle se produit sont, en principe, du seul ressort du client consommateur. Le gestionnaire de réseau contrôle la plausibilité des prévisions reçues. 61 En effet, le potentiel de production à moindre coût des pays limitrophes est plus important en dehors de la pointe qu’à la pointe.

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fonctionnement du réseau dans des états appelés «états en incidents», caractérisés par la perte d’éléments de réseau et/ou d’unités de production. Les sections ci-après fournissent la description des points de fonctionnement et états du réseau pris en compte dans la modélisation.

Description des points de fonctionnement analysés Le réseau est étudié à «la pointe» et «hors pointe». L’examen du point de fonctionnement «hors pointe» prend en compte trois points de fonctionnement différents: • le point de fonctionnement «hors pointe» de base; • deux autres points de fonctionnement «hors pointe» qui permettent respectivement d’examiner l’impact de l’indisponibilité pour entretien des éléments suivants: − la plus grosse unité de chaque zone, d’une part; − chaque élément (ligne ou transformateur) du réseau 380 kV faisant partie du réseau d’interconnexion, d’autre part. Pour chaque point de fonctionnement (à «la pointe» et «hors pointe»), différentes variantes de transit à travers le réseau sont examinées. Dans tous les cas de figure, l’équilibre entre production et consommation est rétabli au nœud de compensation. Point de fonctionnement à «la pointe» A la pointe, toutes les infrastructures du réseau et du parc de production sont supposées disponibles62. Le plan de production63 est indiqué par les producteurs ou, à défaut, correspond au plan de production économique établi par le gestionnaire de réseau sur base des informations dont il dispose et des hypothèses retenues. Ainsi ne sont alignés que 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, ... Point de fonctionnement «hors pointe» de base En «hors pointe» de base, toutes les infrastructures du réseau et du parc de production sont supposées disponibles, comme à «la pointe». De même, le plan de production pris en considération est le même que celui défini pour le point de fonctionnement de pointe. Les points de fonctionnement des machines sont adaptés de façon à équilibrer le niveau de consommation. Point de fonctionnement «hors pointe» avec indisponibilité de la plus grosse unité d’une zone A partir du point de fonctionnement «hors pointe», le GRT élabore des points de fonctionnement où la plus grosse unité d’une zone est indisponible. 62 On n’examine pas, à la pointe, de situation avec des indisponibilités programmées. 63 Le plan de production détermine le choix des unités de production en service

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Pour ces points de fonctionnement, on remplace en principe l’unité de production arrêtée par une ou plusieurs unités de production inutilisées dans le plan de production du point de fonctionnement «hors pointe» de base64. Point de fonctionnement «hors pointe» avec indisponibilité d’éléments du réseau 380 kV A partir du point de fonctionnement «hors pointe», le GRT élabore des points de fonctionnement où des éléments du réseau - lignes ou transformateurs raccordés en 380 kV sont indisponibles. Si nécessaire, le plan de production est adapté de façon à permettre la mise hors service de l’élément en question. Variantes de transit A partir des points de fonctionnement à «la pointe» et «hors pointe» sans indisponibilité, on étudie dans la mesure du possible l’impact de différents niveaux de flux de transit à travers notre réseau, par exemple entre la France et les Pays-Bas.

Description des états examinés Pour un point de fonctionnement donné, différents états sont susceptibles de se produire et font l’objet d’un examen: • l’état sain, cas idéal, où tous les éléments du réseau et unités de production prévus sont en service; • tous les états en «incident simple» caractérisés par la perte d’un élément unique (élément du réseau ou unité de production); • tous les états en «incident double» caractérisés par la perte d’une unité de production combinée avec la perte d’une autre unité de production ou d’un élément du réseau; • tous les états en incident «jeux de barres» en 380 kV. L’état sain du réseau L’état sain est un état idéal où tous les éléments du réseau et unités de production sont supposés disponibles hormis ceux qui sont explicitement absents dans la définition du point de fonctionnement étudié. Pour chaque point de fonctionnement étudié, le réseau est réglé et exploité de la manière la plus efficace du point de vue du raccordement entre eux des différents éléments du réseau65, d’une part, et du réglage du plan de tension66, d’autre part. L’état sain sert de base et d’état initial à tous les états résultant d’incidents tels que décrits ci-après.

64 On accepte qu'il y ait des unités de production obligées. 65 Le raccordement des éléments du réseau concerne: • le raccordement des éléments du réseau sur l’un ou l’autre jeu de barres; • le fonctionnement des jeux de barres séparés ou bouclés; • la mise hors service de certaines liaisons (ouverture des liaisons à l’une ou l’autre extrémité). 66 Le réglage du plan de tension implique: • la mise en œuvre des productions réactives: machines, batteries de condensateurs, SVC, etc.; • le réglage des plots des transformateurs.

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Les états du réseau en cas d’«incident simple» Par «incident simple» ou «incident n-1», on entend la perte d’une unité de production ou d’un élément du réseau67: ligne, câble, transformateur, batterie de condensateurs, etc. Tous les éléments du réseau belge interviennent dans la simulation des incidents simples. Les éléments des réseaux étrangers qui, en cas d’incident, par leur proximité, pourraient avoir une influence sensible dans le réseau belge font également l’objet de simulations d’«incident». En simulation, il n'est pas toléré, lors d'un incident simple, d'effectuer une manœuvre quelconque dans le réseau qui aurait pour effet de réduire les conséquences68 de l’incident. Les états du réseau en cas d’«incident double» Un «incident double», appelé également «incident n-2», se caractérise par la perte de deux éléments: perte d’une unité de production combinée avec la perte d’une autre unité de production ou d’un élément du réseau. Cette approche est justifiée car la probabilité d’occurrence d’indisponibilité d’une unité de production est nettement plus élevée que celle d’un élément du réseau. Toutefois, étant donné la faible probabilité d’occurrence simultanée de deux incidents dans le réseau, on considère, dans le cadre des simulations, le schéma suivant: • le premier incident qui se produit est relatif à une unité de production; • une manœuvre simple69 est alors permise pour restaurer la sécurité; • le second incident est quelconque, lié à une unité de production ou à un élément du réseau. Dans le réseau belge, l'incident «pylône» n'est pas retenu: cela signifie que nous n'envisageons pas que tous les ternes ou circuits posés sur les mêmes pylônes puissent être perdus simultanément. Ceci est justifié par la probabilité très faible de ce type d'incident. Les états du réseau en cas d’ «incident jeu de barres» en 380 kV Un «incident jeu de barres» représente la perte d’un jeu de barres dans un poste raccordé en 380 kV. Un jeu de barres est défini au sens strict, c’est-àdire comme un tronçon de barres sans disjoncteur.

67 À l’exception des jeux de barres qui font l’objet d’un examen spécifique. 68 Il est toutefois fait exception à cette règle dans les réseaux 30 et 36 kV dans le cas d’une manœuvre automatique liée à la perte d'un élément. Il s'agit en l'occurrence d’une manœuvre effectuée par un automate sans intervention humaine. 69 Par manœuvre simple, on entend une manœuvre qui ne dépend que de la production perdue et non de la configuration du réseau et qui a trait à cette production perdue: • ouverture ou fermeture d’un seul disjoncteur; • transfert d’un seul équipement d’un jeu de barres à l’autre dans un poste exploité à jeux de barres séparés; • réduction ou augmentation de la production active ou réactive d’une machine.

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Combinaisons de points de fonctionnement et d’états Les points de fonctionnement «hors pointe» avec indisponibilité d’éléments du réseau 380 kV sont examinés uniquement pour l’état sain et pour les incidents simples. Tous les autres points de fonctionnement de réseau envisagés sont examinés pour l’état sain, pour tous les états consécutifs à un incident simple, à un incident double et à un incident jeu de barres.

5.1.3

CRITERES DE DEVELOPPEMENT L’état de fonctionnement du réseau électrique est caractérisé par différents paramètres: • les grandeurs caractérisant l’écoulement des flux sur le réseau, à savoir: − les courants, qui ne peuvent pas dépasser les limites admissibles; − le niveau des tensions en chaque nœud du réseau, qui doit rester à l’intérieur d’une plage définie autour de la valeur nominale; − les productions des machines, qui doivent rester dans les limites de fonctionnement prévues, en production d'énergie aussi bien active que réactive. • la puissance de court-circuit; • la stabilité du réseau vis-à-vis de l’écroulement de tension; • la stabilité statique et dynamique. Pour chaque état du réseau, des valeurs limites sont fixées pour chacun de ces indicateurs. Le réseau satisfait aux critères de développement si l’ensemble des valeurs des indicateurs calculées par simulation d’écoulement de charge sont inférieures aux valeurs limites prédéfinies ou si elles restent à l’intérieur de la plage prédéfinie.

Les conditions d’écoulement des flux sur le réseau Les conditions d’écoulement des flux sur le réseau sont caractérisées par les courants dans chaque élément du réseau, le niveau de tension en chaque nœud et les besoins en production réactive. Capacité de transport et dépassements de capacité La capacité de transport dans une ligne ou un câble est définie par le courant nominal, celle d’un transformateur par la puissance nominale. Le courant nominal ou la puissance nominale sont établis selon les normes en vigueur, dans des conditions bien définies du point de vue de la température extérieure et d’autres conditions externes. On tiendra compte, par exemple, pour les lignes aériennes, des circonstances de vent et d’ensoleillement et, pour les câbles souterrains, des modalités de pose et de la résistivité thermique du sol. Une tolérance plus grande est par ailleurs acceptée pour certains états «en incident» afin de prendre en considération leur caractère exceptionnel. La capacité admissible varie selon les saisons et ces variations sont prises en compte pour l'analyse d'un point de fonctionnement. En effet, la capacité d’une liaison est dépendante de sa limite en matière d’échauffement qui est

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directement influencée par la température ambiante. Actuellement, les capacités saisonnières sont appliquées pour les lignes aériennes70. Niveau de tension La tension entre deux nœuds du réseau doit rester dans une plage de variation admissible. Cette plage est plus large pour les états consécutifs à un incident double ou à un incident jeu de barres que pour l’état sain et les états consécutifs à un incident simple. Productions réactives Les productions réactives des machines doivent rester dans une plage de variation admissible71 entre un minimum et un maximum. La démarche adoptée consiste, en principe, à laisser les productions réactives se régler selon l'action du régulateur de tension des machines de production et à vérifier qu’elles restent dans la plage admise72.

Puissance de court-circuit triphasée Les puissances de court-circuit triphasées sont limitées par les équipements existants dans les postes. En outre, les valeurs maximales de conception des différents niveaux de tension sont fixées par les règlements techniques. Les critères de développement ont pour but de vérifier que les puissances de court-circuit calculées ne dépassent en aucun nœud du réseau les valeurs limites définies au règlement technique. En outre, s'il y a dépassement des valeurs de conception des équipements d'un poste donné, il faut soit rechercher les solutions permettant de diminuer les valeurs en ce nœud, soit remplacer les équipements qui introduisent des limitations.

Stabilité de tension Étant donné le maillage du réseau belge et la sévérité des critères de tension, le risque d’un écroulement de tension dans les états examinés est relativement faible mais fait toutefois l’objet d’une vérification.

Stabilité dynamique Des études de stabilité dynamique et transitoire sont effectuées en cas de: • raccordement d’unités de production importantes; • modifications structurelles importantes du réseau.

70 Elles ne sont pas appliquées aux câbles car la température du sol varie peu au cours des saisons à la profondeur d’enfouissement des câbles. L’examen des possibilités d’application des capacités saisonnières des transformateurs est en cours. 71 La plage admissible dépend de divers paramètres: la puissance active fournie, les conditions de refroidissement, la tension de l'alternateur. Actuellement, seul le premier paramètre est pris en compte. 72 L’alternative consiste à considérer que le régulateur de tension est capable de maintenir la production réactive des machines à l'intérieur de la plage admise et qu’il n'y a par conséquent pas de risque d'excursion au-dessus du maximum et en dessous du minimum. Le modèle d’écoulement de charge est capable de représenter ceci; il suffit de contrôler les tensions quand une machine atteint son minimum ou son maximum de production réactive.

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La stabilité transitoire du réseau est réputée satisfaisante si aucune machine ne perd le synchronisme en cas de court-circuit triphasé dans le réseau d’interconnexion et pour autant que le défaut soit éliminé dans les temps repris au règlement technique.

5.1.4

INFRASTRUCTURE ET EQUIPEMENTS STANDARD Lorsque le réseau ne satisfait pas aux critères de dimensionnement, les renforcements sont effectués au moyen d'infrastructures et d’équipements standard73. Les données relatives aux infrastructures et équipements de renforcement utilisés dans le cadre des simulations sont conformes aux caractéristiques des standards utilisés actuellement sur le terrain.

5.1.5

EVOLUTIONS POTENTIELLES DES MODELES D’ECOULEMENT DE CHARGE Actuellement, la méthode utilisée dans le cadre du dimensionnement du réseau s’appuie sur des critères déterministes. Cet examen pourrait être remplacé par une analyse probabiliste étendue à des points de fonctionnement distribués sur toute l'année comprenant: • des situations de parc de production différentes; • des niveaux de consommation représentant l'évolution au cours de l'année; • des situations de réseau où un ou plusieurs éléments de réseau sont hors service; • différents transits internationaux. L'analyse probabiliste pourrait donner une vue plus précise de ce que l'on ne réussit jusqu'à présent qu'à approcher par l'examen d'un nombre limité de points de fonctionnement typiques. Cependant, cette méthode nécessite la collecte d’un grand nombre de données et la simulation d’une quantité élevée de points de fonctionnement. Par ailleurs, elle requiert la disponibilité de statistiques fiables relatives aux occurrences de chacune des nombreuses situations analysées et des outils de traitement des résultats obtenus. L’examen de ces méthodes fait actuellement l’objet de projets de recherche.

5.2 EVALUATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE Les sections 5.2.1 et 5.2.2 ci-après explicitent 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.

73 Par infrastructure, on désigne les éléments principaux des réseaux: lignes, câbles, postes, transformateurs, batteries de condensateurs. Il s’agit des installations les plus encombrantes, qui représentent à la fois les investissements les plus importants et les atteintes les plus fortes à l'environnement. Par équipement, on désigne toute autre installation du réseau (appareils de coupure, de mesure, protections, etc.). Il s’agit des installations de contrôle et de commande du réseau.

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5.2.1

EVALUATION ECONOMIQUE Cette évaluation vise à identifier la solution optimale d’un point de vue économique parmi les solutions techniquement envisageables. Etant donné les durées d’amortissement des investissements considérés, la recherche de la solution doit prendre en compte l'évolution des besoins dans le temps. Une période suffisamment longue doit être considérée afin d’éviter des choix à court terme qui s'avèreraient très coûteux à long terme. Les différents axes de réflexion pris en compte dans la recherche d’une solution optimale d’un point de vue économique sont les suivants: • Exploration des possibilités de modifications topologiques: elle consiste à considérer les changements de configuration des éléments de réseau qui pourraient rétablir les critères d’adéquation, sans investissement dans le réseau. • Recherche de la meilleure utilisation des infrastructures existantes (postes ou liaisons): il s’agit de renforcer, dans la mesure du possible, les infrastructures existantes avant d’envisager d’en réaliser de nouvelles. • Etude de réalisation de nouvelles infrastructures. • Analyse de l’étalement dans le temps des investissements: elle vise, dans la mesure du possible, à limiter les renforcements au strict minimum nécessaire et à les adapter au fur et à mesure de l’évolution des besoins. • Recherche d’un optimum global, à long terme: elle consiste à comparer d’un point de vue technico-économique les variantes envisagées selon les quatre premiers axes de réflexion.

Exploration des possibilités de modifications topologiques Par modification topologique, on entend la modification de connexions des différentes liaisons et transformateurs aux jeux de barres d'un poste lorsque ce poste peut être exploité à jeux de barres séparés. Des modifications peuvent être réalisées simultanément dans plusieurs postes pour en augmenter l'efficacité. Une autre possibilité consiste à exploiter, couplage ouvert, des jeux de barres d'un poste dont le couplage était jusqu'alors fermé. Les coûts d’investissement relatifs à des modifications d'exploitation de jeux de barres sont pratiquement nuls: ils sont uniquement générés par l’installation éventuelle d’un jeu de barres supplémentaire en vue d’assurer la sécurité d’exploitation du réseau, y compris en cas d’entretien d’un jeu de barres. Dans certains cas, la mise hors ou en service de certains éléments de réseau en fonction de la présence ou non d'une machine de production peut également constituer une démarche topologique efficace. Cette mesure, déjà envisagée pour certaines machines de production et certains transformateurs 380/150 kV, pourrait être étendue aux autres niveaux de tension. La mise en œuvre de ce type de mesure reste cependant limitée parce qu’il augmente la complexité et, de là, diminue la sécurité d’exploitation du réseau.

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Recherche d’une meilleure utilisation des infrastructures existantes Le deuxième axe de réflexion porte sur les possibilités de renforcement des infrastructures existantes. Dans les sections ci-après, nous envisageons successivement les possibilités de renforcement des lignes aériennes et des postes de transformation. Possibilités de renforcement de lignes aériennes En cas de surcharge d’une ligne aérienne lors de la simulation de certains incidents, la pose d’un deuxième terne constitue une première solution envisageable, si celui-ci n'est pas encore réalisé. Les possibilités de renforcement des conducteurs d’une ligne existante sont également étudiées, même si elles sont relativement limitées. En effet, des conducteurs plus puissants induisent, en principe, des efforts mécaniques plus importants sur les pylônes, ce qui peut nécessiter le renforcement des structures métalliques et même des fondations. Ainsi, le coût de ces investissements peut s’avérer prohibitif et même parfois atteindre le coût de la reconstruction complète de la ligne. Possibilités de renforcement des transformateurs Lorsque la puissance de transformation d'un poste devient insuffisante, la première solution envisagée est son renforcement, soit par le remplacement des transformateurs existants par des transformateurs plus puissants, soit par l'installation, dans le poste existant, de transformateurs supplémentaires. En effet, les coûts fixes liés à la création d'un nouveau poste sont relativement élevés. Néanmoins, il arrive que ces solutions s’avèrent impossibles étant donné la saturation des postes du point de vue de l’espace disponible ou du potentiel d’évacuation de la puissance. La saturation des postes d'alimentation du réseau à moyenne tension est essentiellement générée par le réseau à moyenne tension lui-même. En effet, les voiries à la sortie du poste peuvent être complètement saturées par tous les câbles de moyenne tension nécessaires à évacuer de la puissance. En outre, l’étendue géographique de la zone d'alimentation en moyenne tension du poste est limitée: en effet, à grande distance, les chutes de tension le long des câbles deviennent trop importantes et les critères de tension en bout de réseau à moyenne tension ne sont plus respectés.

Etude de réalisation de nouvelles infrastructures La création de nouvelles infrastructures constitue un troisième axe de réflexion. Les démarches relatives à la création de nouvelles liaisons ou de nouveaux postes sont explicitées ci-après. Le choix des nouvelles infrastructures est réalisé parmi une liste limitée d'installations standardisées. En effet, dans un souci de rationalisation des coûts, le gestionnaire de réseau se limite dans le choix des puissances nominales des installations. Des études théoriques réalisées régulièrement,

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basées sur l'évolution des prix des équipements et des techniques, assurent un dimensionnement optimal de ces installations. Démarche relative à la création de nouvelles liaisons Du point de vue économique, parmi les solutions qui permettent le rétablissement des critères techniques d’adéquation, la liaison optimale est la liaison la plus courte entre deux nœuds de réseau. La démarche effectuée à cet effet est intuitive. En effet, vu le grand nombre de nœuds existants dans le réseau, il est impossible d’examiner toutes les possibilités consistant à en relier deux entre eux, au sens combinatoire. Par ailleurs, la possibilité de créer de nouveaux nœuds augmente encore le nombre de situations envisageables. Finalement on retient la solution qui combine la distance minimale (et coût minimal) avec une réalisation compatible avec l’aménagement du territoire. Démarche relative à la création de nouveaux postes Le principal critère de choix relatif à l’implantation d’un nouveau poste est la distance par rapport aux infrastructures existantes. Il s’agit de minimiser la longueur des liaisons à créer. Néanmoins, deux autres critères sont également prépondérants: • le niveau de difficulté d’implantation de nouvelles installations, lié aux contraintes imposées par l’aménagement du territoire; • la proximité du poste par rapport au centre de gravité des charges à alimenter. La minimisation de la distance d’un nouveau poste par rapport aux liaisons existantes est en parfaite concordance avec les objectifs de l'aménagement du territoire. Par ailleurs, l’implantation des nouveaux postes est réalisée de préférence dans des zones réservées à l'industrie. Les postes d'alimentation du réseau à moyenne tension doivent être implantés de façon à minimiser la longueur du réseau à moyenne tension. En d’autres termes, ils doivent être situés le plus près possible du centre de gravité des consommations à alimenter. A cet effet, il s’agit d’examiner la position de ce centre de gravité dans la situation actuelle mais également sur base des perspectives d’évolution des consommations à plus long terme. Les critères énoncés ci-avant ne sont pas toujours compatibles entre eux. Ils font alors nécessairement l’objet d’arbitrages.

Analyse de l’étalement dans le temps des investissements Lors de l’élaboration de solutions à long terme, l’étalement dans le temps des investissements est examiné. En effet, l’évolution de la consommation d’électricité est caractérisée par un accroissement assez constant au cours des années. Par contre, un investissement donné permet d’accroître en une fois la capacité du réseau. Par conséquent, la réalisation d’un investissement suscite en général un surplus de capacité à court terme. Dès lors, la réalisation d’un investissement par étapes successives permet de mieux ajuster l’accroissement de capacité en fonction de l’évolution de la consommation. Cette solution

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permet en outre d’en réduire le coût étant donné l’étalement des investissements dans le temps. Cette méthode est d'application courante lors de la création d'un nouveau point d'alimentation dans le réseau à moyenne tension: • le premier investissement consiste à réaliser le nouveau poste et à le raccorder au réseau existant; un seul transformateur HT/MT y est alors installé et le secours de ce transformateur est assuré par le réseau à moyenne tension; • le deuxième transformateur est installé quand le réseau existant ne permet plus d’assurer le secours en cas d’absence du premier transformateur.

Recherche d’un optimum global à long terme Les différentes variantes de renforcement relatives à un goulet d’étranglement donné font l’objet d'une comparaison technico-économique, basée sur le coût barémique des différents ouvrages envisagés. Dans le cas d’investissements étalés dans le temps, la comparaison des variantes est réalisée sur base de la valeur actualisée des coûts d’investissement. Le taux d’actualisation qui est utilisé à cette fin est le WACC (Weighted Average Cost of Capital) d’Elia. En outre, la comparaison est faite sur une période suffisamment longue: il s’agit de s’assurer que la solution retenue est valable à long terme et qu'elle ne risque pas d’engendrer des coûts échoués74. La principale difficulté liée à l’évaluation technico-économique réside dans la définition des variantes. Il faut en effet déterminer le cadre de comparaison de celles-ci afin de prendre en considération tous les éléments qui engendrent des différences de coûts significatives. Selon les cas, la comparaison portera uniquement sur les coûts d’investissements ou elle sera étendue à d’autres éléments de coûts encourus par le gestionnaire de réseau, dont par exemple: • le niveau de pertes dans le réseau; • les coûts d'entretien et de maintenance, en cas d'équipements de types différents; • la levée de congestion ou en d’autres termes, l’imposition aux producteurs, contre rétribution financière par le gestionnaire de réseau, d’un fonctionnement obligé de machines de production en vue de veiller à la sécurité du réseau. Postes d’alimentation du réseau à moyenne tension Une difficulté supplémentaire apparaît dans le cadre des postes d'alimentation du réseau à moyenne tension. La recherche de l'optimum économique doit être réalisée du point de vue global pour les réseaux à haute et moyenne tension, réseaux gérés par différents gestionnaires de réseau. Il s’agit de déterminer les investissements assurant l’optimum collectif et d’éviter des investissements légers en haute tension qui induiraient des investissements conséquents en moyenne tension et vice-versa. Dans cette optique, les différents gestionnaires de réseau déterminent en concertation l’investissement représentant l'optimum économique global pour l'utilisateur final.

74 Par coûts échoués, on entend des coûts relatifs à des installations devenues superflues.

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La procédure suivie s’inscrit dans les intentions des législateurs fédéraux et régionaux qui prévoient une concertation entre les différents gestionnaires de réseau afin d’optimiser le développement de leurs réseaux respectifs75. Transferts de charge du niveau de tension 70 à 26 kV vers le niveau de tension 220 à 150 kV L’optimum socio-économique est également recherché concernant le réseau à haute tension géré entièrement par Elia, qu’il relève de compétences régionales ou fédérales. En effet, des études ont montré qu’il est économiquement préférable de favoriser le réseau 220-150 kV et la transformation directe à partir de ce réseau vers les réseaux à moyenne tension, étant donné la tendance à développer les nouvelles liaisons dans ce réseau en câbles souterrains,. Le 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 lieu: • à l’occasion d’un renforcement de la puissance de transformation vers le réseau à moyenne tension; • lorsqu’il permet d’éviter des renforcements du réseau 70 à 26 kV et/ou des transformations du niveau de tension 220-150 kV vers les niveaux de tension 70 à 26 kV. Cette approche ne peut néanmoins être généralisée. En effet, elle n’est pas mise en œuvre dans les zones où: • le réseau 220-150 kV est absent; • le réseau 70 à 26 kV est suffisamment bien développé; • la densité de charge est faible. Politique générale de débouclage du réseau 70 kV La consommation électrique continue à augmenter en Belgique et le maillage du réseau 150 kV devient de plus en plus important. Dans ce contexte, il faut éviter que des écoulements alternatifs ne se produisent dans les réseaux 70 kV76. En effet, des flux importants dans le réseau 150 kV risqueraient de solliciter le réseau 70 kV et d’y générer des goulets d’étranglement. Ces goulets d’étranglement limiteraient alors la capacité du réseau 150 kV et nécessiteraient, si aucune autre mesure alternative n’était prise, des renforcements du réseau 70 kV. Afin d’éviter cette situation, une politique de débouclage des réseaux 70 kV est mise en œuvre, chaque fois que cela est possible. A cet effet, le réseau 70 kV doit idéalement être exploité en poches indépendantes, alimentées par des transformateurs 150/70 kV qui assurent leur sécurité d'alimentation et évitent l’utilisation des secours en 70 kV entre poches.

75 Art. 372 de l’Arrêté Royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l’électricité et l’accès à celui-ci. 76 Le réseau 70 kV est en effet moins puissant que le réseau 150 kV.

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5.2.2

EVALUATION ENVIRONNEMENTALE Le développement du réseau s’inscrit dans le cadre de la déclaration de politique environnementale d’Elia reprise ci-après.

Déclaration de politique environnementale Le politique environnementale d’Elia repose sur les grands principes suivants: Nous nous engageons Nous intégrons un développement durable et plus particulièrement le respect de l’environnement dans nos opérations quotidiennes et dans le développement de nos activités à long terme. Pour ce faire, nous élaborons des axes de travail et des plans d’action concrets.

Nous voulons savoir Nous étudions les incidences environnementales de nos infrastructures et de nos activités, nous en assurons le suivi et nous en dressons l’inventaire. Nous consentons des efforts substantiels dans la recherche et le développement de techniques et de processus respectueux de l’environnement et à haute rentabilité énergétique.

Nous faisons Nous nous efforçons de minimaliser les incidences environnementales de nos infrastructures et de nos activités. Nous exploitons notre infrastructure et exerçons nos activités sur la base des meilleures techniques disponibles. Nous limitons l’aménagement de nouvelles infrastructures grâce à une utilisation optimale des infrastructures existantes.

Nous corrigeons Nous évaluons nos prestations environnementales sur une base régulière et corrigeons la politique et les plans d’action en cas de nécessité.

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Nous répartissons les responsabilités Nous associons activement nos collaborateurs à la politique environnementale et assurons les formations nécessaires pour leur permettre de traduire cet engagement dans leur pratique journalière. Le respect de l’environnement au sein d’Elia est la responsabilité de tous et à tous les niveaux de l’entreprise.

Nous faisons davantage Nous entendons nous engager dans le domaine de la protection de l’environnement chaque fois que la politique d’entreprise le permet.

Nous informons Nous recherchons à engager un dialogue constructif avec les autorités, les institutions et les organismes chargés de l’environnement, les utilisateurs du réseau et le public. Nous informons régulièrement sur les incidences environnementales de nos activités, sur notre politique environnementale, sur nos actions et nos prestations dans le domaine de l’environnement.

Evaluation des impacts sur l’environnement Le renforcement du réseau retenu parmi les variantes envisageables du point de vue technique minimise l'impact sur l'environnement. En fait, la politique visant à favoriser le développement des infrastructures existantes minimise déjà l'influence sur l'environnement. Néanmoins, dès le stade d’élaboration des variantes, un rapide examen est réalisé afin d’écarter les renforcements d’infrastructures existantes qui engendreraient, pour des raisons spécifiques, un impact déterminant sur l’environnement. Par exemple: • Dans certains cas particuliers, l’extension des postes existants imbriqués dans une zone d'habitat, même si elle est encore possible physiquement, n'est plus envisagée: un nouveau poste est alors créé; éventuellement, il reprend les fonctions du poste existant. • Dans le cadre de la réalisation de nouvelles infrastructures, la recherche de la solution de renforcement est guidée par la volonté de minimiser l’impact sur l’environnement. Par ailleurs, l’étude de faisabilité de nouvelles installations

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prend en compte les contraintes relatives à l’aménagement du territoire et plus particulièrement celles qui sont liées aux zones d'habitat et aux zones protégées (Natura 2000, parcs naturels, …). En outre, pour toutes les nouvelles installations et à l'occasion de projets dans des postes existants, toutes les mesures sont mises en œuvre pour réduire l'impact de nos installations sur l'environnement, en matière de: • bruit; • pollution du sol et des nappes phréatiques; • impact visuel. Réduction du bruit La source majeure de bruit dans le réseau est générée par les transformateurs. L'achat de transformateurs à très faible niveau de bruit fait l’objet d’une politique en matière de développement du réseau d’électricité depuis de nombreuses années. En outre, lors de réalisation d'un nouveau poste ou lors du renforcement de la puissance de transformation d'un poste existant, une mesure du bruit généré par les transformateurs existants est effectuée. Sur base de celle-ci, une simulation de la situation envisagée après renforcements de transformation77 est réalisée afin d’estimer les niveaux de bruit atteints dans cette situation. Ainsi les éventuelles mesures de réduction de bruit sont élaborées dès la conception du projet pour répondre aux normes de bruit imposées par les réglementations environnementales. Protection du sol et des nappes phréatiques La plus grande source potentielle de pollution du sol et des nappes phréatiques dans les postes est constituée par le grand volume d'huile minérale contenu dans les transformateurs. Actuellement, la mesure de protection consiste à équiper les transformateurs d’une cuve étanche de rétention de l'huile, en béton: en cas d'accident sur un transformateur provoquant la rupture de la cuve métallique de celui-ci, la cuve en béton permet de confiner et récupérer l'huile qui s'échapperait du transformateur et d’éviter ainsi qu’elle ne se répande dans la nature. La politique d’Elia consiste à équiper d'une cuve étanche de rétention de l'huile: • tous les nouveaux transformateurs; • les transformateurs existants, à l’occasion de projets de grande envergure dans les postes. Réduction de l'impact visuel Les principales sources de gêne visuelle relative aux installations électriques sont engendrées, d’une part, par les lignes aériennes et, d’autre part, par les postes de transformation.

77 Les renforcements de transformation consistent à: • remplacer des transformateurs existants par des transformateurs plus puissants; • installer des transformateurs supplémentaires.

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Politique de réduction de l’impact visuel liée aux lignes aériennes Afin de réduire l’impact visuel, la politique en matière de développement du réseau d’électricité consiste, depuis de nombreuses années, à privilégier la réalisation des nouvelles liaisons en câble souterrain, du moins dans les réseaux 150 à 26 kV. En outre, les câbles sont posés de manière prioritaire dans les voiries publiques, et sont ainsi regroupés avec les installations souterraines des autres sociétés de service public. Politique de réduction de l’impact visuel lié aux postes de transformation Dans le cadre de la réalisation de nouveaux postes, un plan d’aménagement du site est réalisé en concertation avec les administrations compétentes. Il vise à réduire l'impact visuel engendré par le poste, par exemple en plantant des écrans de verdure en son pourtour. Par ailleurs, les réalisations modernes des postes sont actuellement fortement allégées du point de vue visuel par l’utilisation des jeux de barres en tubes posés au lieu de jeux de barres en câbles tendus.

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Réseau de transport d’électricité de référence

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Le réseau de référence considéré dans le cadre du présent Plan de Développement est le réseau en service au début de l’année 2003, auquel s’ajoutent les investissements engagés à l’horizon 2003 c’est à dire: • soit ceux dont la mise en service n’est pas encore réalisée mais dont l’état d’avancement est tel qu’il ne permet pas leur remise en question sans conséquence substantielle; • soit ceux qui ont été approuvés dans le cadre de Plans d'Equipement précédents. Les investissements dans le réseau d’interconnexion sont directement déterminants du point de vue de sa capacité de transport. Le réseau 380 kV-150 kV est représenté à la figure 6.1 ci-après, dans sa situation actuelle, c’est-à-dire tel qu’il est exploité en 2003. Certains ouvrages sont par ailleurs représentés en pointillés. Il s’agit d’investissements repris dans les deux derniers Plans d’Equipement 1988-1998 et 1995-2005. Les projets concernés ont fait l’objet d’approbations par le Gouvernement alors en fonction. En outre, leur nécessité a été confirmée dans les études à l’horizon 2003 qui ont été menées en 2001, alors que la désignation d’Elia en tant que gestionnaire de réseau de transport n’était pas encore effective. Ces renforcements d’intérêt national ont trait à: • un nouveau point d’alimentation en 150 kV à Avernas à partir de Tihange; • une nouvelle liaison en 150 kV entre Blauwe-Toren, Slijkens et Koksijde; • un nouveau transformateur 380/150 kV à Reppel; • une nouvelle liaison en 150 kV entre Izegem et Sint Baafs Vijve; • une nouvelle liaison en 150 kV entre Gouy et Trivières; • la restructuration de l’axe Gouy-Baisy-Thy. Par contre, les investissements suivants, approuvés dans le cadre de Plans d'Equipement précédents, ne sont pas repris à l’horizon du Plan de Développement: • Tihange-Courcelles 380 kV; • Courcelles-Trivières 380 kV; • Avelgem-Chièvres 380 kV; • Chièvres-Trivières 380 kV. La ligne 380 kV Tihange-Courcelles prévue au Plan d’Equipement 1995-2005 n’est plus nécessaire à l’horizon de ce Plan de Développement. Même si la charge reste élevée sur l’axe Gramme-Courcelles, le dédoublement ne se justifie plus suite aux investissements en production de cogénération industrielle dans la région anversoise, aux renforcements proposés dans ce Plan et à l’augmentation générale de la consommation. De même, à l’horizon du plan, nous ne prévoyons pas la réalisation, même sur un tronçon partiel, de la ligne 380 kV Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, également inscrite au Plan d’Equipement 1995-2005. Néanmoins, si la consommation électrique du Hainaut augmentait de façon à nécessiter un nouveau transformateur 380/150kV, seul le poste de Trivières pourrait convenir et il devrait être alimenté à partir du poste 380 kV de Courcelles. La boucle 380 kV à travers le Hainaut pourrait aussi s’avérer nécessaire en fonction du développement économique et surtout de l’implantation de nouveaux groupes

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de production en Hainaut. En conclusion, si la ligne 380 kV Courcelles – Trivières – Chièvres – Avelgem n’est pas retenue dans ce Plan, sa réalisation, partielle ou même totale, ne peut pas être exclue à plus long terme. Par ailleurs, des investissements d’intérêt régional sont également engagés pour rencontrer les besoins de renforcement de l’alimentation des consommations locales. L’objectif de ce chapitre est de décrire les renforcements dans le réseau engagés à l’horizon 2003. La section 6.1 ci-après reprend la description des renforcements d’intérêt national. La liste des investissements d’intérêt régional est disponible à la section 6.2.

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6.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTÉRÊT NATIONAL ENGAGÉS À L’HORIZON 2003 6.1.1

LE NOUVEAU POINT D’ALIMENTATION EN 150 KV PARTIR DE TIHANGE

À

AVERNAS À

La liaison composée d’une ligne 380 kV à partir de Tihange 2, d’un poste 380/150 kV à Tihange bis, d’une ligne aérienne 150 kV de Tihange bis à Bois l’Image et d’une liaison double souterraine 150 kV Bois l’Image-Avernas est en cours de réalisation. Cette nouvelle alimentation du réseau 150 kV sera complétée par une nouvelle liaison double en câbles souterrains 150 kV entre Avernas et Tienen, reliant le nouveau poste d'Avernas au réseau du Brabant. Le nouveau poste d’Avernas est, à ce jour, construit et sous tension grâce à la liaison 150 kV Godsheide-Brustem-Landen-Avernas. Ces investissements répondent à trois besoins immédiats: • l’alimentation de la zone sud-Limbourg / Brabant; • l’alimentation de la ligne de Train à Grande Vitesse entre Leuven et Liège; • l’évacuation de l’excédent de la puissance produite actuellement en région liégeoise.

6.1.2

LA NOUVELLE LIAISON SOUTERRAINE EN 150 KV TOREN, SLIJKENS ET KOKSIJDE

ENTRE

BLAUWE-

La liaison aérienne 380 kV entre Izegem et Zedelgem n’ayant pas pu être réalisée, il a été décidé de créer la nouvelle liaison souterraine en 150 kV entre Blauwen-Toren, Slijkens et Koksijde. La liaison 380 kV, déjà inscrite au Plan d’Equipement 1988-1998 et reprise dans le Plan d’Equipement 1995-2005, a en effet été revue, suite à une décision du Gouvernement, signifiée par le Ministre des Affaires Economiques en 1999. La nouvelle liaison souterraine entre l’Ouest et l’Est de la Flandre occidentale renforcera le réseau 150 kV et y garantira la fiabilité d'alimentation. La liaison entre les postes de Koksijde et Slijkens permettra en outre de remédier à la précarité du poste de Koksijde: en effet, celui-ci voit sa consommation augmenter en permanence et il n’existe pratiquement pas de possibilité de secours en cas de défaillance de l'alimentation 150 kV. La liaison Koksijde-Slijkens sera complétée d'une série d'autres projets qui permettront de pleinement tirer profit de cet investissement: • réalisation d’une nouvelle liaison 150 kV Beveren-Koksijde, incluant: − le passage en 150 kV de la liaison 70 kV Beveren-Staden-Beerst existante; − le nouveau terne posé entre Beerst et Koksijde; • transfert complet du poste de Beerst du réseau 70 kV vers le réseau 150 kV par l’installation de deux nouveaux transformateurs 150/11 kV – 50 MVA; • ajout d’un nouveau transformateur 150/11 kV – 50 MVA à Koksijde; • passage à 150 kV du terne 70 kV Staden-Westrozebeke;

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• renforcement du poste de Westrozebeke par deux nouveaux transformateurs 150/15kV, pour faire face à l'accroissement considérable des consommations locales des dernières années. En outre, cette liaison en bord de mer est indispensable pour raccorder les parcs d'éoliennes off-shore annoncés à ce jour.

6.1.3

LE NOUVEAU TRANSFORMATEUR 380/150 KV

À

REPPEL

L'alimentation du réseau 150 kV du nord du Limbourg devra certainement 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. Un nouveau transformateur 380/150 kV - 555 MVA sera installé à Reppel, au droit de la ligne 380 kV Meerhout – Maasbracht. La puissance de ce transformateur sera 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.

6.1.4

LA NOUVELLE LIAISON EN 150 KV VIJVE

ENTRE

IZEGEM ET SINT-BAAFS-

Les liaisons 150 kV entre les postes de Ruien et d’Izegem ont une capacité de transport limitée, ce qui pose problème pour la sécurité d'alimentation de la région Roeselare – Izegem lors de certaines situations d’indisponibilité d’éléments du réseau dans le réseau 380 kV. Une boucle supplémentaire entre les deux postes, créée par la pose d'un câble 150 kV Sint-Baafs-Vijve – Oostrozebeke – Izegem, permettra de le résoudre.

6.1.5

LA NOUVELLE LIAISON EN 150 KV

ENTRE

GOUY ET TRIVIÈRES

Dans le Plan d'Équipement 1995 – 2005, l’installation d’un nouveau transformateur 380/150 kV à Trivières en repiquage sur une nouvelle ligne 380 kV Courcelles – Trivières – Chièvres – Avelgem avait été prévue. Or cette ligne n'a pas pu être réalisée. Pour faire face à l'absence de ce transformateur nécessaire pour alimenter le Hainaut et surtout pour amener la puissance disponible à Gouy (Charleroi) vers la région de La Louvière, un projet de nouvelle liaison 150 kV entre Gouy et Trivières, utilisant deux antennes 150 kV existantes, a vu le jour. La nouvelle liaison sera réalisée par la création d'un nouveau poste sur le site de La Croyère, à La Louvière.

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6.1.6

LA RESTRUCTURATION DE L’AXE GOUY-BAISY-THY L’augmentation constante de la consommation dans le Brabant wallon nécessite le renforcement du réseau 150 kV qui l'alimente. La pose récente d’un nouveau câble 150 kV Braine l'Alleud – Baisy Thy a permis la restructuration complète du poste 150 kV de Braine l'Alleud. Actuellement, un troisième terne 150 kV est posé entre Gouy et Vieux Genappe afin de renforcer l’appui mutuel entre les deux points de transformation 380/150 kV de Gouy et Drogenbos. En outre, pour alimenter en sécurité les charges de l’est du Brabant wallon, la capacité de l'antenne 150kV Vieux Genappe – Baisy Thy est augmentée, en remplaçant les conducteurs existants par des conducteurs plus puissants. Par ailleurs, l’accroissement important des consommations raccordées au poste 150 kV de Nivelles nécessite l’installation d’un deuxième transformateur 150/15 kV à Nivelles et d’un deuxième terne 150 kV entre Vieux Genappe et Nivelles.

6.2

RENFORCEMENTS D’INTÉRÊT RÉGIONAL ENGAGÉS À L’HORIZON

2003

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 à la section 5.2.1. 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. L’inventaire des investissements engagés à cet effet à l’horizon 2003 est repris dans les sections 6.2.1 à 6.2.2 ci-après. Une explication plus détaillée des investissements est disponible à la section 6.2.3.

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6.2.1

RENFORCEMENTS DES LIAISONS 150 KV Tableau 6.2: Liste des nouvelles liaisons 150 kV, engagées à l’horizon 2003

6.2.2

RENFORCEMENTS DE LA TRANSFORMATION Renforcement de la transformation 380 à 150/70 à 26 kV Tableau 6.3: Liste des investissements relatifs au remplacement de transformateurs 150/70-36 kV existants par des transformateurs 150/70-36 kV plus puissants, engagés à l’horizon 2003

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Tableau 6.4: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 380-150/70-36 kV dans des postes existants, engagés à l’horizon 2003

Renforcement de la transformation 220-150 kV/MT Tableau 6.5: Liste des investissements relatifs au remplacement de transformateurs 220-150 kV/MT existants par des transformateurs 220-150 kV/MT plus puissants, engagés à l’horizon 2003

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Tableau 6.6: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 150 kV/MT dans des postes existants, engagés à l’horizon 2003

Création de nouveaux postes 150 kV Tableau 6.7: Liste des investissements relatifs à de nouveaux postes 150 kV, engagés à l’horizon 2003

6.2.3

DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES RENFORCEMENTS Renforcements en Flandre occidentale Nouveaux transformateurs 150 kV/MT à Beerst et Koksijde La mise en service des trois nouveaux transformateurs à la côte est réalisée dans le cadre de la nouvelle liaison souterraine en 150 kV entre Blauwe-Toren,

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Slijkens et Koksijde et de l’aménagement du deuxième terne 150 kV entre Beerst et Koksijde78. Ainsi les charges de Beerst et Koksijde sont alimentées à partir du 150 kV. Nouveaux transformateurs 150 kV/MT à Oostrozebeke et Westrozebeke Le poste d’Oostrozebeke profite de la nouvelle liaison 150 kV Izegem - SintBaafs-Vijve pour alimenter un transformateur supplémentaire. La solution d’un transformateur à Westrozebeke a été retenue, vu le passage d’un terne 70 kV Beveren-Staden-Beerst-Koksijde en 150 kV. Les deux transformateurs permettent de reprendre en 150 kV une consommation alimentée en 70 kV, en forte croissance.

Renforcements en Flandre orientale Equipement de 2 ternes supplémentaires d’une ligne 150 kV existante La ligne 150 kV Langerbrugge – Ruien a une fonction d'appui mutuel entre les deux centres de production de Rodenhuize – Langerbrugge et Ruien. En outre, elle alimente au passage la ville de Gent et une série de postes en repiquage, tels que Drongen, Deinze et Oudenaarde. Suite à l'augmentation des charges, les écoulements sur le terne de Ruien vers Nieuwe Vaart atteignent des valeurs très élevées suivant les critères de dimensionnement pour certains incidents. Pour remédier à cette situation, il a été décidé de faire transiter le deuxième terne79 de la ligne 150 kV Ruien – Langerbrugge par le poste 150 kV Nieuwe Vaart. Ceci implique la pose de 2 ternes supplémentaires (3ème et 4ème ternes) entre Wondelgem et Nieuwe Vaart pour entrer et sortir du poste. Nouveau transformateur 150/70 kV à Ninove L’installation d’un nouveau transformateur à Ninove permet la séparation des réseaux 70 kV autour de Aalst-Ninove et de Oudenaarde-Ronse. Il s’inscrit dans la politique générale de débouclage du réseau 70 kV, détaillée à la section 5.2.1. Nouveaux transformateurs 150 kV/MT à Langerbrugge, Sint-GillisDendermonde et Ninove Les renforcements de ces postes sont induits par l’augmentation de la consommation locale. Nouveau poste 150 kV à Walgoed Le nouveau poste de transformation sur le site de Walgoed est aménagé en dédoublement du poste de Temse. En effet, vu la saturation du poste 70/10 kV de Temse, la décision a été prise de créer un nouveau point de transformation 150/10 kV vers le réseau à moyenne tension, à proximité de la ligne 150 kV Mercator-Rodenhuize. Dans un premier stade, ce poste sera équipé d’un seul

78 La description de ces renforcements est détaillée à la section 6.1.2 ci-dessus. 79 A l’heure actuelle seul un des deux ternes transite par le poste.

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transformateur 150/10kV–50 MVA, le secours étant assuré par le réseau à moyenne tension.

Renforcements en province d’Anvers Nouveaux transformateurs 150/36 kV et 150/MT à Ketenisse et passage à 150 kV du terne exploité en 36 kV Le développement de la charge industrielle sur la rive gauche de l’Escaut nécessite le renforcement de la transformation 150/36 kV à Ketenisse et la création d’un nouveau point d'alimentation vers la moyenne tension. La double alimentation du poste 150 kV de Ketenisse est assurée par le passage en 150 kV du terne exploité jusqu’à présent en 36 kV entre Ketenisse et Kallo. Nouveau transformateur 150 kV/MT à Oelegem Le renforcement du transformateur d’Oelegem est induit par l’augmentation de la consommation locale. Nouveau poste 150 kV à Damplein (Antwerpen) et nouveau câble reliant Damplein et Merksem Le nouveau poste de transformation à Damplein (Antwerpen) est nécessaire étant donné l'accroissement de la consommation et le passage de 6 kV en 15 kV des réseaux de moyenne tension de la ville d’Antwerpen.

Renforcements en Brabant flamand Nouveau câble 150 kV reliant Verbrande Brug, Harenheide et Zaventem Le nouveau câble 150 kV entre Verbrande Brug, Harenheide et Zaventem est indispensable afin de soulager les lignes existantes. Les lignes 150 kV Verbrande Brug-Machelen et Verbrande Brug-Schaerbeek, qui alimentent une grande partie de la Région de Bruxelles-Capitale, atteignent en effet la saturation. Nouveaux transformateurs 150/36 kV à Zaventem et à Tienen L’installation d’un nouveau transformateur à Zaventem est nécessaire étant donné la répartition des flux actuels en 150 kV et les prévisions de développement de la consommation. Il contribuera à la création d’une nouvelle poche à trois transformateurs de 125 MVA Woluwé-Woluwé-Zaventem. Ce nouveau point de transformation permettra de: • reporter de plusieurs années la pose de nouveaux câbles 36 kV; • décharger les lignes 150 kV existantes; • éviter le «rebouclage de zone» en cas de perte d’un transformateur 150/36 kV. Suite au renforcement du réseau 150 kV entre Avernas et Tienen et à l’accroissement de la consommation raccordée au réseau 70 kV entre Leuven, Tienen et Sint-Truiden, le transformateur 125 MVA installé à Tienen devient insuffisant et doit être remplacé par un transformateur de 145 MVA.

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Nouveau poste 150 kV à Wijgmaal Suite à la saturation du poste de Wilsele, un nouveau poste de transformation sera implanté à Wijgmaal.

Renforcements en Région de Bruxelles-Capitale Nouveau câble 150 kV Drogenbos-Midi La pose du nouveau câble 150 kV Drogenbos-Midi, engagée à l’horizon 2003, est pilotée par l’accroissement de la consommation locale. Elle est réalisée dans le but de renforcer la poche 150 kV reliant les postes de Drogenbos, Midi, Dhanis et Ixelles en cas d’incident et de fiabiliser ainsi l’alimentation des postes 36 kV de Midi, Dhanis, Wiertz, Ixelles et Forest. Nouveau transformateur de Harenheide Le nouveau transformateur de Harenheide permettra de fiabiliser l’alimentation des consommations locales via une transformation directe à partir du réseau 150 kV. Il sera raccordé, en repiquage à Harenheide, sur le nouveau câble prévu en 150 kV entre Verbrande Brug et Zaventem.

Renforcements en Brabant wallon Renforcement de la puissance de transformation à Oisquercq Le renforcement de ce transformateur est induit par l’accroissement de la consommation dans le réseau 70 kV Gouy-Oisquercq.

Renforcements en Hainaut Renforcement de la puissance de transformation à Fontaine l’Evêque Le renforcement de ce transformateur est nécessaire pour combler l’accroissement des consommations locales dans les environs; le remplacement d’un transformateur 70/10 kV par un transformateur 150/10 kV permet en outre de décharger le réseau 70 kV.

Renforcements en Province de Namur Nouveaux transformateurs 150/30 kV et 150/MT à Auvelais et pose de deux deuxièmes ternes sur les lignes Tergnée-Auvelais Le réseau 30 kV du Hainaut et de la Basse Sambre est constitué de quatre poches distinctes qui alimentent des charges industrielles dans le Borinage, la région du Centre, la région de Charleroi et la Basse Sambre. Les trois premières poches ont été restructurées entre 1988 et 1995 pour tenir compte des évolutions de consommations.

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La poche de la Basse Sambre est en cours de restructuration, suite à une décision prise en 1998. Les transformateurs 150/30 kV qui alimentent la poche de la Basse-Sambre étaient proches de la saturation et décentrés par rapport au centre de gravité des consommations actuelles en 30 kV; deux nouveaux transformateurs 150/30 kV ont été installés à Auvelais; ils sont alimentés à partir du poste de Tergnée. Etant donné le niveau de saturation du réseau 70 kV de Namur, deux transformateurs 150/12 kV sont installés afin de reporter sur le réseau 150 kV les consommations alimentées via le poste 70 kV d’Auvelais. Nouveau transformateur 380/70 kV à Champion Le second transformateur 380/70 kV–220 MVA à Champion assurera le soutien de la charge du réseau 70 kV namurois. Il permet, en outre, la séparation des réseaux 70 kV de Namur, du Hainaut et de l’est du Brabant wallon suivant une politique générale de débouclage des réseaux 70kV.

Renforcements en Province de Liège Nouveau transformateur 220/70 kV aux Awirs Etant donné l’arrêt des machines de production des Awirs injectant dans le réseau 70 kV, un nouveau transformateur au poste des Awirs est nécessaire pour alimenter le réseau 70 kV de l’agglomération liégeoise et la boucle 70 kV de Hesbaye.

Renforcements en Province de Luxembourg Renforcement de la puissance d’un transformateur 220 kV/ MT existant à Villeroux L’accroissement des consommations locales impose le renforcement de la puissance du transformateur 220/70/15 kV de Villeroux vers la moyenne tension. A cette fin, le tertiaire de ce transformateur sera remplacé par un transformateur 220 kV/MT plus puissant.

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7

Renforcements du réseau de transport à l’horizon 2006

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7.1 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE PRODUCTION ET CONSOMMATION Les scénarios de consommation et de production à l’horizon 2006 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 2006 (scénario de base), le parc de production belge devrait quasi à lui seul suffir à l’alimentation de la consommation attendue en 2006, si toutes les unités SER et de cogénération attendues étaient effectivement présentes. Néanmoins, dans le contexte d’ouverture du marché, des scénarios avec des niveaux d’importation plus importants sont examinés. Ces scénarios sont dénommés scénarios «augmentation des importations». 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 26 kV et les réseaux à moyenne tension est induit par l’accroissement des consommations locales. La figure 7.1 ci-après reprend l’évolution de la charge selon les variantes de consommation «Kyoto» et «macroéconomique». Il faut noter que: • le niveau réel de la pointe de consommation observée en décembre 2002 atteignait quasiment le niveau de consommation prévu en 2006 par le scénario Kyoto; • le niveau de consommation estimé dans le cadre du scénario «Kyoto» à l’horizon 2009 est équivalent au niveau de consommation considéré pour 2006 selon la variante «macroéconomique».

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Figure 7.1: Hypothèses d’évolution de la consommation, entre 2002 et 2010, en MW

Le réseau, comprenant les renforcements engagés à l’horizon 2003, est capable de supporter le niveau de consommation envisagé dans la variante «Kyoto» sans aucun autre renforcement d’intérêt national80. Par ailleurs, en tant que gestionnaire du réseau de transport, Elia veille, en fonction de ses moyens, à la disponibilité de la capacité adéquate pour rencontrer les besoins, quel que soit le niveau de consommation. Dans cette optique, Elia préconise de réaliser les investissements induits par la variante «macroéconomique». Ceci explique que les sections ci-après sont consacrées exclusivement à l’examen des renforcements à réaliser dans le cadre de la variante «macroéconomique» à l’horizon 2006. La section 7.2 ci-après présente le diagnostic des goulets d’étranglement sur le réseau d’électricité à l’horizon 2006, étant donné l’accroissement de consommation et le parc de production du scénario de base, si aucun renforcement n’était réalisé. La description des renforcements pilotés par les différentes variantes du parc de production, nécessaires à l’horizon 2006, est fournie, scénario par scénario, à la section 7.3. Leur étude de faisabilité technique et économique du point de vue de l’utilisateur final est reprise à la section 7.4. La section 7.5 concerne la liste des renforcements pilotés par les

80 Il est cependant bien entendu que des renforcements locaux liés à la concrétisation de projets de production décentralisée ou à des augmentations de charge pourraient s’avérer nécessaires. Ce plan prend uniquement en considération les projets de production décentralisée et les augmentations de charge connus aujourd’hui et les renforcements en découlant sont repris en 7.5.

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accroissements de consommations locales. Enfin, la section 7.6 fournit la synthèse des investissements à réaliser à l’horizon 2006 ainsi que le planning de leur mise en service.

7.2 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 2003 auquel s’ajoutent les investissements engagés à l’horizon 2003. 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. Ces goulets d’étranglement sont localisés dans les provinces de Flandre occidentale, du Hainaut et d’Anvers: • en Flandre occidentale et en Hainaut, ils sont liés au déclassement des machines de production annoncé par les producteurs en janvier 2000; • dans la province d’Anvers, il est dû au déficit local de production dans cette région.

7.3 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 à la section 5.2. Elle tend à maximiser l’utilisation des infrastructures existantes et à minimiser la réalisation de nouvelles liaisons.

7.3.1

SCENARIO DE BASE - 2006 Comme présenté au chapitre 3, selon les hypothèses de parc de production et de consommation retenues, le parc de production belge ne suffit pas à couvrir l’alimentation de la consommation (importation de 900 MW). Le déficit de production généré par l’arrêt des unités de production de Ruien (Flandre occidentale) et d’Amercoeur et Monceau (Hainaut) génèrent des besoins de renforcement de la transformation 380/150 kV au niveau des postes de Courcelles et Gouy, d’une part, et de Avelgem et Ruien, d’autre part81. Le même phénomène serait observé dans le réseau 150 kV du Limbourg, étant donné l’arrêt des unités de production de Mol 11 et 12, si la mise en service du nouveau transformateur 380/150 kV de Reppel, engagé à l’horizon 2003, n’était

81 Les transformateurs 380/150 kV Avelgem/Ruien et Courcelles/Gouy sont raccordés en 380 kV sur une travée supplémentaire construite dans le premier poste de chaque couple (c’est-à-dire à Avelgem et Courcelles) et en 150 kV sur une nouvelle travée installée dans le second (c’est-à-dire à Ruien et Gouy).

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pas prise en considération82 dans les simulations. Ceci confirme la nécessité de cet investissement. La puissance de court-circuit est trop élevée à Doel lorsque toutes les unités de production sont alignées. Le problème est résolu par l’exploitation à jeux de barres ouverts du poste 380 kV de Doel. Néanmoins, en cas d'absence d'une grosse unité de Doel, certaines surcharges se présentent en cas d'incident sur les liaisons 380 kV Doel – Mercator. Comme, dans cette situation, le niveau de puissance de court-circuit redevient acceptable, la solution consiste à fermer le couplage 380kV à Doel. Les investissements à réaliser, dans le cas de base (couverture de la charge par alignement de la totalité du parc belge) à l’horizon 2006, figurent dans les tableaux 7.2 et 7.3 ci-après. Tableau 7.2: Liste des renforcements en termes de transformations nécessaires dans le cas de base, à l’horizon 2006

Tableau 7.3: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires dans le cas de base, à l’horizon 2006

7.3.2

SCENARIO «

AUGMENTATION DES IMPORTATIONS

- 2006»

L’objectif de cette section est de mettre en évidence les investissements nécessaires à une plus grande ouverture du marché à l’horizon 2006. Le

82 Cet investissement est décrit en détail à la section 6.1.3.

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chapitre 4, consacré à la problématique des transactions internationales, a mis en évidence que: • les possibilités d’importation de la Belgique étaient fortement influencées par les transactions effectuées par les pays voisins; • les niveaux d’importation respectifs de la Belgique et des Pays-Bas, en provenance du sud-est de l’Europe, ne peuvent en aucun cas être considérés indépendamment l’un de l’autre: le réseau du Benelux doit être considéré dans son ensemble du point de vue de l’importation. La variante de base dont les principales conclusions sont reprises à la section ciaprès considère une importation belge s’élevant jusqu’à 3700 MW. Ce niveau d’importation est obtenu par la simulation de l’arrêt des machines les moins compétitives, soit les machines 125 et 300 MW. Dans cette variante, 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 a ensuite été réalisée afin d’évaluer l’impact sur les possibilités d’importation de la Belgique en cas de modifications du niveau d’importation des Pays-Bas.

Variante de base Dans le cas de niveaux d’importation supérieurs aux niveaux actuels, de nouvelles inadéquations apparaissent dans le réseau: • des surcharges importantes sur les liaisons avec l’étranger: la ligne 380 kV Avelin-Avelgem, la ligne 220 kV Aubange-Moulaine et la ligne 220 kV ChoozJamiolle; • des surcharges sur le transformateur 220/150 kV de Jamiolle et les transformateurs 380/220 kV de Mazures (F); • un excédent local de production à Gramme et à Liège qui engendre: − de légères surcharges sur certains éléments de la ligne 380 kV GrammeCourcelles et au niveau des transformateurs 380/150 kV de Tihange et Gramme, amplifiées par ce niveau plus élevé d’importation; − des surcharges qui apparaissent «hors pointe», entre Lixhe et Langerlo et entre Gerdingen et Stalen, si une des unités de production de Langerlo est à l’arrêt. Les investissements réalisables à l’horizon 2006, étant donné les délais et coûts à prendre en compte, se limitent: • au renforcement de la ligne Avelgem-Avelin; • à l’installation d’un déphaseur à Monceau et au renforcement de la ligne Jamiolle-Monceau. Le potentiel de transaction France-Belgique résultant s’élève ainsi à 3700 MW. La mise en service d’un second terne 380 kV entre Avelin et Avelgem est nécessaire pour faire face aux congestions constatées sur la frontière sud. Cette liaison est par ailleurs confirmée comme faisant partie des projets d’intérêt commun des états membres de l’Union Européenne83. Cependant, son implantation augmentera la sollicitation des deux transformateurs 380/150 kV d’Izegem et de celui d’Avelgem. Ainsi, la mise en service du 2ème terne Avelgem-Avelin implique le renforcement de la transformation 380/150 kV à 83 Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.

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Avelgem/Ruien, si l’on veut éviter le risque de coût de la production imposée à Ruien. Le transformateur supplémentaire, installé à Avelgem et raccordé en 380 kV à Avelgem et en 150 kV à Ruien, nécessite une liaison d’environ deux kilomètres entre Avelgem et Ruien. L’installation d’un déphaseur à Monceau permet de limiter les sollicitations du réseau 220 kV français et de la ligne Chooz-Jamiolle en cas de niveaux élevés d’importation; elle induit en outre un effet de levier sur le réseau belge générant une augmentation de l’ordre de 800 MW de la capacité d’importation à partir de la France. Les investissements à réaliser, pour permettre une importation belge de 3700 MW à l’horizon 2006, figurent dans les tableaux 7.4 et 7.5 ci-après. Tableau 7.4: Liste des renforcements en termes de transformation nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW , à l’horizon 2006

84

Tableau 7.5: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW, à l’horizon 2006

85

84 Ce transformateur est installé en remplacement du transformateur 220/150 kV – 290 MVA de Jamiolle qui est mis en réserve. 85 Le renforcement est plus précisément effectué sur le tronçon situé entre le raccordement de l’antenne 150 kV de la centrale de pompage de la Plate-Taille et le poste de Monceau.

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Etude de sensibilité Evaluation de l’impact du niveau d’importation des Pays-Bas sur les possibilités d’importation de la Belgique Dans la variante de base, le niveau d’importation des Pays-Bas s’élève à 2500 MW et les possibilités d’importation de la Belgique à 3700 MW. La figure 7.6 ci-après montre l’impact sur les possibilités d’importation belge d’une importation plus importante à partir des Pays-Bas86. Figure 7.6: Impact sur les possibilités d’importation belge du niveau d’importation des Pays-Bas

Cette figure met en évidence que l’augmentation de la capacité de la frontière franco-belge est donc plus ou moins profitable à la Belgique suivant le niveau d’importation hollandais. Evaluation de l’impact de l’installation de déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise L’installation de déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise dans les postes 380 kV de Kinrooi et Zandvliet poursuit deux objectifs: • ils permettent une meilleure répartition des flux entre les différentes lignes d’interconnexion franco-belge; néanmoins, l’effet en est limité à une augmentation de l’ordre de 200 MW sur la capacité de transaction entre la France et la Belgique; • ils donnent également la possibilité au gestionnaire du réseau de transport belge de veiller à une meilleure concordance entre les flux nominés aux

86 Il est bien entendu qu’il s’agit d’ordres de grandeur donnés à titre indicatif: comme indiqué dans le chapitre 4, les transactions maximales admissibles sont également influencées par d’autres facteurs tels que les transactions entre les pays voisins et la localisation des origines et destinations des transactions.

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frontières et les flux physiques réels. Ceci a une influence favorable sur les capacités mises à disposition du marché car les marges prises pour tenir compte des flux non identifiés peuvent alors être réduites. La combinaison des deux avantages évoqués ci-avant conduit à une augmentation des capacités mises à disposition du marché de l’ordre de 300 MW, dans une estimation prudente. De plus, il faut également se rendre compte que par le fait que les flux nonidentifiés sont mieux contrôlés, le gestionnaire de réseau peut assurer que les capacités mises à disposition du marché sont plus stables. En outre, la répartition entre les capacités annuelles, mensuelles et journalières pourra être améliorée en diminuant les valeurs à court terme au profit des valeurs à long terme. Ceci permet aux acteurs belges de tirer un meilleur bénéfice des opportunités qui se présentent sur le marché européen. Tableau 7.7: Liste des renforcements en termes de déphaseurs nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW, à l’horizon 2006

Réglage de la tension Des études relatives au maintien de la tension en cas de niveaux d’importation élevés sont en cours. Les premiers résultats montrent que: • le niveau de compensation actuel est suffisant jusqu’à un niveau d’importation de l’ordre de 2500 MW; • au-delà de 2500 MW et jusque 4800 MW, de l’ordre de 100 Mvar sont nécessaires par 100 MW d’importation supplémentaire. Pour un niveau d’importation de 3700 MW, de l’ordre de 1100 Mvar supplémentaires doivent être répartis dans le réseau. Les études en cours détermineront: • les équipements les plus adéquats: batteries de condensateurs ou équipements à base d’électronique de puissance SVC87 ou STATCOM88; • les localisations les plus favorables. Le tableau 7.8 ci-après résume les avantages et les inconvénients des différents dispositifs de réglage de la tension envisageables.

87 Static Var Compensator - Compensateur statique de var. 88 Static Synchronous Compensator - Compensateur statique synchrone.

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Tableau 7.8: Avantages et inconvénients des différents dispositifs de réglage de la tension

7.3.3

SCENARIO «

SANS DECLASSEMENT

89

»

Le scénario « sans déclassement » a pour but d’évaluer l’impact du report à une date ultérieure du déclassement des unités de production Mol 11 et 12, Amercoeur 1 et 2, monceau, Ruien 3 et 4 comme annoncé officiellement. Dans ce cas, les calculs de réseau avec un parc de production complet mettent en évidence que les transformateurs 380/150kV de Gouy, de Ruien et de Reppel peuvent être retardés. En effet, le transformateur de Gouy est requis pour la fiabilité du réseau à partir du moment où les unités de production d’Amercoeur et de Monceau sont arrêtées. De même, le transformateur de Ruien est fortement lié au parc de production affiché au nœud 150 kV de Ruien. Enfin, l'installation du transformateur à Reppel, engagé à l'horizon 2003, ne se justifie pleinement qu’à partir du moment où les unités Mol 11 et 12 sont arrêtées. Néanmoins, le gestionnaire de réseau court le risque, en reportant l'installation de ces trois 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 (Mol 11 et 12, Amercœur 1 et 2, Monceau, Ruien 3 et 4) 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. En conclusion, la décision doit tenir compte de la comparaison du coût d’obligation des machines par rapport à celui résultant des investissements des transformateurs.

89 La puissance réactive fournie par les batteries de condensateurs est proportionnelle au carré de la tension.

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7.4 ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE 7.4.1

FAISABILITE TECHNIQUE A ce stade, les investissements envisagés ne posent pas de difficulté particulière quant à leur faisabilité technique. Seuls les déphaseurs (Kinrooi, Monceau, Zandvliet) doivent être étudiés en fonction des possibilités de transport vers les sites envisagés. En outre, les unités 380 kV sont des équipements à la limite de la technique réalisable aujourd’hui avec les modules standard existants. Durant l’exécution des travaux - pose d’un deuxième terne tel que AvelgemAvelin ou renforcement d’une ligne telle que Jamiolle-Monceau -, des coupures du terne en service seront nécessaires, ce qui limitera par conséquent la capacité d’importation de la Belgique pendant ces périodes.

7.4.2

CONTRAINTES 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 très chers, 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 claires. Par conséquent, des efforts et un temps considérable sont consacrés à la recherche de la démarche à entamer 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 décrite à la section 5.2 du présent document.

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Les nouvelles infrastructures nécessaires sont limitées le plus possible: • deux liaisons pour raccorder les transformateurs 380/150 kV à Avelgem/Ruien et Courcelles/Gouy; • l’ouverture d’un nouveau site à Kinrooi pour installer un transformateur déphaseur 380 kV. Les autres développements sont réalisés: • en raccordant les transformateurs sur de nouvelles travées situées dans des postes existants; • en renforçant des lignes existantes ou en réalisant le second terne de liaisons le permettant.

Renforcement en Flandre occidentale 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. Liaison 150 kV Avelgem-Ruien Pour assurer le raccordement au poste de Ruien des transformateurs 380/150 kV situés à Avelgem, il est proposé de construire une nouvelle ligne 150kV: elle reprendra les liaisons des deux transformateurs. La ligne actuelle qui réalise la liaison pour le premier transformateur, insuffisante pour reprendre les deux liaisons, sera démontée dès que la nouvelle ligne sera en service. Les premiers contacts ont déjà été pris avec les administrations concernées pour leur présenter ce projet. Deuxième terne 380 kV Avelgem-Avelin Le renforcement de la liaison Avelgem-Avelin consiste à poser le deuxième terne sur une ligne existante d’une longueur de 23 km en territoire belge. Les premiers contacts sont pris avec les administrations concernées afin d’obtenir les autorisations et permis nécessaires. Vu les difficultés de construire une nouvelle ligne 380 kV qui traverserait le « Parc Naturel du Pays des Collines », il avait été prévu d’utiliser le deuxième terne de la ligne existante Avelgem-Avelin à travers du Parc pour réaliser la ligne 380 kV Avelgem-Chièvres-Trivières-Courcelles. La réalisation du deuxième terne Avelgem-Avelin hypothèque très fort la réalisation à terme de cette boucle 380 kV.

Renforcement en Hainaut Renforcement de la ligne 220/150 kV Jamiolle-Monceau Le renforcement consiste à remplacer, pour le terne exploité en 150 kV, les conducteurs existants par des conducteurs d’une capacité supérieure. Ce renforcement doit être réalisé entre le poste de Monceau et le point de rencontre entre la ligne Jamiolle-Monceau et l’antenne 150 kV de la centrale de

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pompage de la Plate-Taille. Cet investissement ne génère pas de nouvelle contrainte du point de vue de l’aménagement du territoire. Le poste 220/150 kV de Jamiolle quant à lui sera démonté. Installation du déphaseur à Monceau Le déphaseur est installé dans le poste existant de Monceau situé dans un environnement industriel. Nouveau transformateur 380/150 kV à Courcelles/Gouy 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. Liaison Gouy-Courcelles 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 et permettront de fixer le choix définitif.

Déphaseurs en province d’Anvers et de Limbourg Le déphaseur de Zandvliet est installé dans un poste existant. Un nouveau poste doit être réalisé à Kinrooi. Pour éviter la construction de nouvelles lignes 380 kV, il doit être localisé à proximité du point de rencontre des interconnexions belgo-hollandaises Meerhout-Maasbracht et GrammeMaasbracht. Etant donné que ce terrain est situé en zone agricole au plan de secteur, un nouveau Ruimtelijk Uitvoeringsplan est nécessaire. Les premiers contacts ont été pris avec AROHM90 pour entamer les procédures dans les plus brefs délais.

7.4.3

RECHERCHE DE L’OPTIMUM SOCIO-ECONOMIQUE VIS-A-VIS DU CONSOMMATEUR FINAL Pour chaque projet envisagé à la section 7.3 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 du présent document.

90 Administratie ruimtelijke ordening, huisvesting, monumenten.

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La comparaison des variantes envisagées pour les nouveaux transformateurs est reprise dans les sections ci-après. La pose du deuxième terne 380 kV de Avelgem-Avelin n’a pas fait l’objet de variante étant donné que toute autre solution nécessiterait la construction d’une nouvelle liaison de longueur au moins équivalente. 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.

Nouveau transformateur 380/150 kV à Avelgem/Ruien et liaison 150 kV Avelgem-Ruien Etude de rentabilité du transformateur d’Avelgem/Ruien Le nouveau transformateur de Avelgem/Ruien est préconisé afin d’assurer l’indépendance du réseau par rapport au parc de production et d’éviter ainsi le risque de coût de la production imposée des unités de Ruien. Une étude de risque a été menée afin de comparer le coût d’investissement du nouveau transformateur d’Avelgem/Ruien et le coût lié au risque de production imposée en vue de garantir la sécurité du réseau. Il en ressort que le coût d’amortissement annuel de l’investissement est équivalent à: • 5 semaines de production imposée de Ruien 5; • 3 semaines de production imposée de Ruien 6. Ces calculs de rentabilité sont effectués sur base de: • une période d’amortissement de 37 ans; • un taux d’actualisation égal au WACC (Weighted Average Cost of Capital) d’Elia; • des prix moyens de fonctionnement obligé basés sur les contrats en cours; • un fonctionnement de 60 heures par semaine, réparti sur cinq jours. Comparaison socio-économique des variantes d’investissements Deux variantes ont été envisagées dans le cadre du renforcement de la transformation de Ruien.

L’alternative au nouveau transformateur à

Avelgem/Ruien consiste en un nouveau transformateur à Wortegem. Le nouveau transformateur serait raccordé en repiquage sur la ligne 380 kV Avelgem-Mercator. D’un point de vue technique, les solutions sont plus ou moins équivalentes. La présence de deux repiquages sur la ligne Avelgem-Mercator (dont un à Rodenhuize et un à Wortegem) présente toutefois un léger désavantage. Du point de vue de leur impact sur l’aménagement du territoire et sur l’environnement, les deux solutions sont également comparables. Il s’agit du renforcement de postes existants par de nouveaux transformateurs sans nouvelles lignes 380 kV.

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La décision a été prise sur base des coûts respectifs engendrés par les deux solutions. Le budget relatif à l’installation d’un nouveau transformateur à Avelgem/Ruien est de 40% inférieur au budget calculé pour l’installation d’un transformateur à Wortegem. Cette différence de budget s’explique comme suit: • le transformateur de Avelgem/Ruien nécessite le renforcement de la ligne 150 kV Avelgem-Ruien; • le transformateur de Wortegem quant à lui présente un coût de raccordement très faible mais requiert la modification du poste blindé 150 kV de Wortegem et la construction de huit nouvelles travées; • les coûts générés par le renforcement de la ligne Avelgem-Ruien restent de loin nettement inférieurs aux coûts engendrés par la construction de huit nouvelles travées. Le tableau 7.9 ci-après illustre la comparaison de ces deux variantes. Tableau 7.9: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Avelgem/Ruien et Wortegem

Deuxième terne 380 kV Avelgem-Avelin La solution de renforcement de l’interconnexion franco-belge constituée par la pose du deuxième terne Avelgem-Avelin minimise les coûts et les impacts sur l’environnement et l’aménagement du territoire étant donné qu’elle n’engendre pas de nouvelle infrastructure à part entière. De plus, la transposition des deux ternes engendrera la diminution, par rapport à la situation actuelle, du champ électrique et du champ magnétique en dessous de la ligne. Le tableau 7.10 ci-après fournit les critères d’évaluation socio-économiques relatifs au deuxième terme Avelgem-Avelin.

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Tableau 7.10: Evaluation socio-économique du 2ème terne Avelgem-Avelin

Déphaseur de Monceau et renforcement de Jamiolle-Monceau Comparaison socio-économique des variantes d’investissement ChoozMonceau et Gramme-Massenhoven Le tableau 7.11 ci-après fournit les résultats d’une étude relative à la capacité de transaction maximum admissible entre la France et la Belgique selon le niveau de renforcement du réseau belge. Les renforcements y apparaissent par ordre d’efficacité, du point de vue des transactions maximales admissibles. Les transactions maximales mentionnées dans le tableau correspondent à une situation d’hiver avec un réseau complet et avec un bilan importateur de 2500 MW aux Pays-Bas. Tableau 7.11: Capacité de transaction France-Belgique maximale admissible selon le niveau de renforcement du réseau belge

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Par ailleurs, l’étude montre aussi que: • la réalisation du renforcement de la ligne 380 kV Avelgem-Avelin et l’installation d’un déphaseur à Monceau constituent une solution quasi aussi efficace que le renforcement des lignes 380 kV Avelgem-Avelin et GrammeMassenhoven91. L’installation d’un déphaseur à Monceau est en outre économiquement préférable au renforcement de la ligne GrammeMassenhoven ; • la nouvelle ligne 380 kV Aubange-Moulaine doit par contre s’inscrire après le renforcement de la ligne Gramme-Massenhoven pour dégager son potentiel. Le tableau ci-après fournit la comparaison économique entre le renforcement de la ligne Chooz-Monceau avec installation d’un déphaseur et le renforcement de la ligne Gramme-Massenhoven. Tableau 7.12: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la ligne Jamiolle-Monceau avec installation d’un déphaseur à Monceau et de la ligne Gramme-Massenhoven.

92

Comparaison socio-économique des variantes d’investissement relatives à l’installation du déphaseur sur la ligne Chooz-Monceau L’installation du déphaseur à Monceau est le résultat d’une longue réflexion commune aux gestionnaires de réseau belge et français, menée en vue de trouver la solution optimale aux surcharges apparaissant sur l’axe MonceauChooz-Mazures suite au renforcement des interconnexions. Dans une première étape, le renforcement du transformateur de Jamiolle a été considéré: il génèrerait des surcharges sur la ligne 220 kV Jamiolle-Chooz. Par ailleurs, le goulet d’étranglement au niveau des transformateurs 380/220 kV de Mazures perdurerait. Une solution envisageable pour lever cette contrainte sur le réseau d’interconnexion aurait pu consister à ouvrir la ligne Jamiolle-Chooz. Cette solution aurait l’avantage d’élargir les possibilités de transaction entre la France

91 Le renforcement de la liaison Gramme-Massenhoven est décrit au chapitre 8. 92 La nouvelle alimentation 150/70 kV créée au niveau du poste de Thy-le-Château n’est pas reprise dans l’estimation de cette variante.

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et la Belgique mais priverait le Hainaut d’un de ses points d’approvisionnement. Un transformateur supplémentaire 380/150 kV serait ainsi nécessaire à terme: la seule localisation envisageable à ce jour pour cet investissement serait le poste de Trivières. Cet investissement est très lourd étant donné la nécessité de réaliser une nouvelle ligne 380 kV Courcelles-Trivières de 20 km. L’alternative au transformateur 380/150 kV de Trivières consiste à installer un déphaseur sur la ligne Chooz-Monceau. Deux variantes ont été étudiées pour la localisation du déphaseur: • la première envisageait d’implanter le déphaseur dans un nouveau poste à Valentinoise (Silenrieux) au droit des lignes Jamiolle-Monceau (220/150 kV) et de l’antenne de la Plate-Taille (150 kV); • la seconde, qui a été retenue, prévoit l’installation du déphaseur dans le poste existant de Monceau 150 kV. Par ailleurs, l’alimentation de la boucle 70 kV du Hainaut, qui s’appuie sur le transformateur 150/70 kV de Neuville, doit être renforcée. Pour cela, une nouvelle alimentation 150/70 kV sera créée au niveau du poste de Thy-leChâteau93 à partir du poste de: • Valentinoise (Silenrieux) dans la première variante; • Monceau dans la seconde variante. Le tableau 7.13 ci-après reprend les principaux avantages et les inconvénients de ces deux variantes. Tableau 7.13: Comparaison des variantes d’installation d’un déphaseur à Valentinoise ou Monceau

Le tableau 7.14 ci-après fournit la comparaison socio-économique des deux variantes envisagées. Cette comparaison économique inclut la pose du câble nécessaire à l’alimentation de la boucle 70 kV du Hainaut à Thy-le-Château.

93 Cet investissement est repris dans les investissements d’intérêt régional.

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Tableau 7.14: Comparaison socio-économique des variantes relatives à l’installation du déphaseur sur la ligne Chooz-Monceau

Renforcement des interconnexions avec la France Les deux investissements proposés – le deuxième terne Avelgem – Avelin et le renforcement de Chooz-Monceau - qui accroissent la capacité d’interconnexion de la Belgique et de la France sont pleinement justifiés d’un point de vue socioéconomique. En effet, le coût d’investissement est récupéré en très peu de temps par le gain que peut réaliser le consommateur belge par le différentiel de prix de marché existant entre la France et la Belgique. Néanmoins, il est nécessaire de réaliser ces renforcements aussi rapidement que possible pour bénéficier pleinement des surcapacités de production existantes actuellement au niveau de l’Europe.

Nouveau transformateur 380/150 kV à Courcelles/Gouy et liaison Gouy-Courcelles Etude de rentabilité du transformateur de Courcelles/Gouy Le nouveau transformateur de Courcelles/Gouy est préconisé afin de favoriser l’indépendance du réseau par rapport au parc de production et d’éviter ainsi le risque de coût de la production imposée des unités de Monceau et Amercoeur. Une étude de risque a été menée afin de comparer le coût d’investissement du nouveau transformateur de Courcelles/Gouy et le coût lié au risque de production imposée en vue de veiller à la sécurité du réseau. Il en ressort que le coût d’amortissement annuel de l’investissement est équivalent à 6 à 13 semaines de production imposée d’une unité d’Amercoeur 2 selon les paramètres considérés dans les calculs. Ce calcul de rentabilité est effectué sur les bases suivantes: • période d’amortissement de 37 ans; • taux d’actualisation égal au WACC (Weighted Average Cost of Capital) d’Elia; • prix moyens du fonctionnement obligé basés sur les contrats en cours; • puissance de fonctionnement variant de 60 à 90 MW;

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• durée de fonctionnement de 108 à 168 heures par semaine; • mode de fonctionnement intermittent ou continu. Comparaison socio-économique des variantes d’investissements Trois variantes ont été considérées dans le cadre du renforcement de la transformation du Hainaut. Les deux variantes au nouveau transformateur à Courcelles/Gouy consistent respectivement en: • un nouveau transformateur à Tergnée dont le raccordement nécessiterait la pose du deuxième terne de la ligne 380 kV Saint-Amand-Tergnée, soit sur 7,5 km et une adaptation du poste; • un nouveau transformateur à Trivières, moyennant la construction d’une nouvelle ligne 380 kV de 20 km à partir de Courcelles. Du point de vue technique, les solutions sont plus ou moins équivalentes. Du point de vue de leur impact sur l’aménagement du territoire et sur l’environnement, les caractéristiques suivantes sont prises en considération: • il s’agit de renforcements de postes existants par de nouveaux transformateurs; • le raccordement de ces nouveaux transformateurs nécessite le deuxième terne d’une ligne existante ou la création d’une nouvelle liaison dans le réseau 380 à 150 kV sur une longueur variant entre 2 et 20 km selon le cas. Il apparaît rapidement que la construction d’une nouvelle liaison de 20 km, dans le cas de l’installation d’un nouveau transformateur, est moins favorable en matière d’aménagement du territoire et d’environnement que les liaisons à prévoir dans le cas des autres variantes, même si la construction de cette ligne était accompagnée du démontage de lignes 150 kV existantes. En outre, du point de vue budgétaire, cette solution est quasi trois fois plus chère que la solution retenue. Le choix entre les variantes de renforcement à Tergnée ou à Gouy a été réalisé sur base des coûts engendrés respectivement par les deux solutions. Le budget relatif à l’installation d’un nouveau transformateur à Tergnée est de 20 % supérieur au budget d’installation d’un transformateur à Gouy. En effet: • la variante d’installation du nouveau transformateur à Tergnée est moins coûteuse du point de vue raccordement: la pose du deuxième terne SaintAmand-Tergnée représente de l’ordre de 40% du budget de réalisation d’une nouvelle ligne aérienne entre Courcelles et Gouy; • cet avantage est anéanti par la nécessité de 4 travées supplémentaires pour l’aménagement du poste de Tergnée (dont trois travées 380 kV) alors que deux suffisent pour l’aménagement des postes de Courcelles et Gouy (dont une travée 380 kV). Le tableau 7.15 ci-après illustre la comparaison de ces trois variantes.

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Tableau 7.15: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Gouy

Installation de déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise Le tableau ci-après reprend l’évaluation socio-économique de l’installation de deux déphaseurs, dans les postes 380 kV de Kinrooi et Zandvliet. Une première estimation de coût est reprise au tableau 7.16. Des études complémentaires sont nécessaires pour réaliser une estimation plus précise. Comme indiqué en 7.3.2, l’intérêt des transformateurs déphaseurs est leur influence positive sur le volume, la stabilité et le délai de mise à disposition du marché des capacités d’importation. En faisant des estimations prudentes sur l’augmentation des capacités et le gain possible sur le différentiel de prix entre les pays voisins et la Belgique, le coût d’installation de ces déphaseurs peut être récupéré en quelques années. Les prix au KWh sont basés sur des indicateurs de prix à court et long termes des bourses d’électricité (prix spot et prix futures/forward de l’énergie). De manière semblable aux renforcements des interconnexions, il faut les mettre en service sans délai pour pouvoir pleinement exploiter les opportunités dues aux surcapacités actuelles en production en Europe.

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Tableau 7.16: Evaluation socio-économique de l’installation de deux déphaseurs à la frontière belgohollandaise

7.5 RENFORCEMENTS D’INTERET REGIONAL 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 à la section 5.2.1. 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 des plans relatifs au développement des réseaux régionaux ont été arrêtées à l’horizon 2005. Par souci de cohérence avec ces plans, les renforcements d’ordre régional repris dans ce plan ont trait au même horizon. L’inventaire des investissements engagés à cet effet à l’horizon 2005 est repris dans les sections 7.5.1 et 7.5.2 ci-après. Une explication plus détaillée des investissements est disponible à la section 7.5.3.

7.5.1

RENFORCEMENTS DES LIAISONS 150 KV Tableau 7.17: Liste des nouvelles liaisons 150 kV, à l’horizon 2005

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7.5.2

RENFORCEMENTS DE LA TRANSFORMATION Renforcement de la transformation 220-150/70 à 26 kV Tableau 7.18: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 150/70-36 kV dans des postes existants, à l’horizon 2005

Renforcement de la transformation 150 kV/MT Tableau 7.19: Liste des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 150 kV/MT dans des postes existants, à l’horizon 2005

94

94 L’installation du transformateur 150/15 kV à Mol pourrait éventuellement être remplacée par l’installation d’un transformateur 70/15 kV de même puissance en fonction des transformateurs en stock dans le parc de réserve.

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7.5.3

DESCRIPTION DETAILLEE DES RENFORCEMENTS Flandre occidentale Renforcement du poste 150/36 kV de Koksijde L’accroissement de la consommation de Lombardsijde, alimentée en 36 kV, nécessite un renforcement. Le renforcement à partir d’un nouveau transformateur 150/36 kV au poste de Koksijde a été préféré à une alternative de renforcement à Slijkens pour des raisons économiques. En outre, cette solution permettra le raccordement de parcs éoliens « on-shore » dans l’arrière pays de Koksijde. Elle fait apparaître un embryon de réseau 36 kV, en parallèle avec le réseau 70 kV, faible et saturé, dans cette zone en plein développement économique. Ajournement du renforcement du poste de Ham Les simulations réalisées à l’horizon 2006 montre l’intérêt de renforcer la transformation du poste de Ham. En effet, à cet horizon, le transformateur du poste de Ham doit assurer, en cas d’incident, une fonction de réserve pour les postes de Flora et Nieuwe-Vaart. Cependant, des unités de production (turbine à gaz et unité au diesel SPE), utilisées de manière intermittente, sont également raccordées à ce poste, si bien que le transfert vers ce transformateur de réserve ne peut être garanti à tout instant. A long terme, la solution consisterait à installer un nouveau transformateur à Ham et à le raccorder à Ringvaart en utilisant le deuxième terne de la ligne existante entre Ringvaart et Ham. L’alternative temporaire à ces investissements, retenue à l’horizon 2006, comprend: • l’élaboration de conditions particulières pour l’exploitation des unités de production au diesel raccordées au poste de Ham; • la restructuration du réseau dans la zone de Ham engagée à l’horizon 2003, soit la pose de câbles 36 kV entre Destelbergen et Sint Amandsberg et entre Sint Amandsberg et Flora.

Province d’Anvers Deuxième terne 150 kV Scheldelaan-Zevende Havendonk L'installation d'un groupe de production de 400 MW à Zandvliet et de groupes de production pour 120 MW à Zwijndrecht nécessite la pose du deuxième terne 150kV Scheldelaan – Zevende Havendonk.

Brabant wallon Nouveau transformateur 150/15 kV à Oisquercq Pour faire face à la forte augmentation de la charge locale, un troisième transformateur 150/15 kV de 50 MVA sera installé et une deuxième cabine MT sera construite.

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Nouveau transformateur 150/15 kV à Nivelles Le renforcement de la transformation à Nivelles est induit par l’accroissement de la consommation locale. En effet, actuellement le poste de Nivelles n'est alimenté que par un seul transformateur 150/15 kV et le secours est assuré par une liaison de forte capacité en moyenne tension à partir du poste de Baulers. Ce secours devient insuffisant et l'installation du deuxième transformateur à Nivelles devient donc nécessaire. La liaison de forte capacité pourra alors servir à l’alimentation de secours du poste de Baulers et y reporter des investissements de renforcement.

Province de Liège Nouveau transformateur 150/70 kV à Eupen, nouveau câble 150 kV Lixhe-Battice et passage en 150 kV d’un terne70 kV de la ligne BatticeEupen La croissance de la consommation électrique de la région d'Eupen nécessite de renforcer: • la puissance de transformation à la fois vers le réseau 70 kV et le réseau 15 kV à Eupen par l’installation d’un transformateur 150/70kV supplémentaire et dont le tertiaire alimentera la cabine 15 kV. • l'alimentation 150 kV de toute la région est de la Belgique (Verviers – Eupen) à partir du poste de Lixhe: un nouveau câble 150kV devra être posé entre Lixhe et Battice; il sera prolongé jusqu’à Eupen par un terne 70 kV de la ligne Battice-Eupen porté à 150 kV. Nouveau transformateur 220/70 kV à Brume Suite aux prévisions d’accroissement de consommation, un troisième transformateur 220/70 kV sera installé dans le poste de Brume pour alimenter le réseau 70kV à Cierreux. Il sera raccordé au poste 70 kV de Cierreux via une nouvelle liaison 70 kV entre Brume et Cierreux. Ce renforcement est nécessaire pour alimenter la boucle 70kV située entre les postes de Trois-Ponts et Houffalize.

Province de Namur Nouveau transformateur 150/70 kV à Thy-le-Château et nouveau câble 150 kV entre Monceau et Thy-le-Château Le nouveau transformateur de Thy-le-Château est indispensable à la sécurité d’alimentation de la boucle Couvin-Solre-St-Géry-Clermont-Thy-le-ChâteauHanzinelle-Neuville. Il sera alimenté via un câble 150 kV à partir du poste de Monceau.

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Province de Hainaut Nouveau transformateur 150/10 kV à Gouy Pour couvrir l’augmentation de charge due principalement au développement d’un zoning industriel, il faut renforcer la puissance de transformation du poste de Gouy. Deux possibilités ont été envisagées: • le remplacement des deux transformateurs 70/10 kV de 20 MVA par deux transformateurs 70/10 kV de 40 MVA; • le passage de la charge en 150 kV. La seconde option a été retenue. Elle s’inscrit dans la politique de renforcement de l’alimentation directe des réseaux à moyenne tension à partir du réseau 150 kV. La charge est alimentée en temps normal par le nouveau transformateur 150/10 kV de 40 MVA. Les 2 transformateurs existants 70/10 kV de 20 MVA sont raccordés en monobloc en tant qu'alimentation de secours. Nouveaux transformateurs 150/15 kV à Chièvres Deux nouveaux transformateurs 150/15 kV de 50 MVA seront installés dans le poste existant de Chièvres 150 kV qui alimente actuellement la ligne TGV ParisBruxelles. La création de cette nouvelle injection permet de résoudre de façon optimale d’un point de vue technico-économique95 plusieurs problèmes dans les réseaux 70 kV et 150 kV avoisinants. Une alternative constituée d’une série de renforcements locaux pourrait être envisagée mais elle génèrerait des coûts d’investissements très importants. Elle serait composée: • du renforcement du poste de Lens, nécessaire pour la sécurité du réseau en cas d’incident, en remplacant le transformateur existant (70/15 kV - 20 MVA) par un transformateur plus puissant (70/15 kV - 40 MVA); il en résulterait cependant une sollicitation plus importante du réseau 70 kV entre Baudour, Lens, Deux-Acren et Ligne; le nouveau transformateur de Chièvres permet de reprendre une partie de la charge moyenne tension de Lens sur Chièvres; • de l’installation d’un deuxième transformateur (70/15 kV - 40 MVA) en renforcement du poste de Ligne pour répondre à l’augmentation de la consommation dans la région Leuze-Ligne-Deux-Acren: il s’agirait d’une solution à très court terme qui génèrerait la saturation du réseau à 70 kV entre Baudour, Lens, Deux-Acren et Ligne; la variante consistant à installer un transformateur 150/15 kV de 50 MVA alimenté par un câble 150 kV venant de Chièvres serait quant à elle très coûteuse; le nouveau transformateur de Chièvres permet de reprendre une partie de la charge moyenne tension de Ligne sur Chièvres; • du passage à 150 kV, en tout ou en partie, des postes 70 kV de Quevauchamps, Elouges et Pâturages et du réseau 70 kV Baudour-PâturagesElouges suite à l’accroissement de la consommation; les investissements à réaliser sont importants tant pour le gestionnaire du réseau de transport local que pour le gestionnaire du réseau de distribution. L’installation du nouveau transformateur à Chièvres permet de les retarder; • du renforcement de la ligne 150 kV Chièvres-Ruien ou d’une alternative; la ligne 150 kV Chièvres-Ruien alimente, en repiquage, le poste de Ligne qui soutient le réseau 70 kV et alimente directement la consommation locale en 15 kV; le nouveau transformateur à Chièvres réduit fortement la surcharge qui apparaît, en cas d’incident, sur la ligne 150 kV Chièvres-Ruien en équilibrant 95 Bien que le GRD doive poser de nouveaux câbles en moyenne tension à partir du nouveau site, la solution globale GRTL-GRD est optimale.

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les transits sur les différentes lignes 150 kV Baudour-Chièvres et ChièvresRuien. Renforcement de la ligne 150 kV existante Tergnée-Montignies entre Tergnée et Port de la Praye La portion Tergnée-Pont-de-Loup de la liaison 150 kV Tergnée–Montignies est actuellement déjà proche de la saturation. Suite aux prévisions d’accroissement de la consommation au niveau de tension 150 kV dans la région de Charleroi, la capacité de la ligne Tergnée-Farciennes-Pont-de-Loup sera renforcée dans le but d’exploiter pleinement la capacité de transit disponible dans la liaison Pontde-Loup-Montignies-Monceau, qui prolonge la liaison Tergnée-Pont-de-Loup.

7.6 PLANNING DE REALISATION Le planning de réalisation envisagé pour les renforcements d’intérêt national, d’une part, et d’intérêt régional, d’autre part, est repris aux figures 7.20 et 7.21 ci-après.

7.6.1

RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL Figure 7.20: Planning des investissements d’intérêt national à l’horizon 2006

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7.6.2

RENFORCEMENTS D’INTERET REGIONAL Figure 7.21: Planning des investissements d’intérêt régional à l’horizon 2005

7.6.3

DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2006 La figure 7.22 ci-après fournit la description du réseau à haute tension à l’horizon 2006, compte tenu des renforcements proposés par le GRT.

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8

Renforcements du réseau de transport à l’horizon 2009

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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 2009 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 2009 (scénario de base), le parc de production belge n’est pas en mesure d’assurer l’alimentation de la consommation attendue en 2009, sauf dans un scénario, même si toutes les unités SER et de cogénération attendues étaient 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». Pour rappel, la figure 7.1 reprise au chapitre 7 met en évidence que le niveau de consommation estimé dans le cadre du scénario «Kyoto» à l’horizon 2009 est équivalent au niveau de consommation considéré pour 2006 selon la variante «macroéconomique». Les sections ci-après sont donc consacrées exclusivement à l’examen des renforcements à réaliser dans le cadre de la variante «macroéconomique» à l’horizon 2009. La section 8.2 ci-après présente le diagnostic des goulets d’étranglement sur le réseau d’électricité à l’horizon 2009, 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 200696. La description des renforcements pilotés par le parc de production, nécessaires à l’horizon 2009 est fournie, scénario par scénario, à la section 8.3. Leur étude de faisabilité technique et économique du point de vue de l’utilisateur final est reprise 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 à l’horizon 2009. Les investissements repris dans ce chapitre sont fournis à titre indicatif. Ils feront l’objet d’une confirmation 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 2009 du présent Plan de Développement est défini à la section 7.6. Il s’agit du réseau programmé à l’horizon 2006. En outre, on a considéré le poste 380 kV de Borssele aux Pays-Bas comme réalisé en 2006. 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.

96 Les renforcements pris en compte sont repris à la section 7.6

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Par ailleurs, il est également influencé par l’évolution du niveau général de la consommation. Le niveau général de croissance de la consommation est relativement faible entre 2006 et 2009: il ne génère pas à lui seul de besoin de renforcements supplémentaires du réseau général. Par contre, les accroissements locaux de consommation nécessitent des renforcements d’intérêt régional. Par ailleurs, l’information relative aux perspectives d’investissement en production à cet horizon est encore quasi inexistante à ce jour. La modélisation des écoulements de charge sur le réseau effectuée sur base de l’information disponible ne laisse pas apparaître de difficultés significatives sur le réseau de transport, tel que renforcé à l’horizon 2006.

8.3 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS D’INTERET NATIONAL 8.3.1

SCENARIO DE BASE - 2009 Selon les perspectives d’investissements en production à l’horizon 2009 disponibles à ce jour, le réseau renforcé à l’horizon 2006 devrait normalement suffire à faire face à l’accroissement général de la consommation.

8.3.2

SCENARIO «

AUGMENTATION DES IMPORTATIONS

- 2009»

Le potentiel de transaction France-Belgique résultant des renforcements prévus à l’horizon 2006 s’élève à 3700 MW, en considérant un niveau d’importation des Pays-Bas de 2500 MW. 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 Aubange-Moulaine (tronçon sur le territoire français). Pour rappel, afin de dégager tout son potentiel, la ligne Aubange-Moulaine doit être mise en service après le 2ème terne de Gramme-Massenhoven. Le tronçon de la nouvelle ligne Aubange–Moulaine situé sur le territoire belge est entièrement réalisé. Cependant, le gestionnaire de réseau français annonce la réalisation du tronçon français au plus tôt pour 2009. A un niveau d’importation de 4700 MW, des surcharges apparaissent sur la ligne 380 kV Gramme-Courcelles et sur les transformateurs 380/150 kV de Tihange et Gramme suite à l’arrêt d’unités de production au niveau de tension 150 kV. Le deuxième terme Gramme-Massenhoven permettrait de résoudre les surcharges, liées à l’excédent de production de la région liégeoise. Afin d’éviter le risque d’une production imposée à Langerlo «hors pointe», un transformateur 380/150 kV supplémentaire devrait être installé à Zutendaal, en repiquage sous la liaison 380 kV Gramme-Massenhoven. Les investissements à réaliser, pour permettre une importation belge de 4700 MW à l’horizon 2009, figurent dans les tableaux 8.1 et 8.2 ci-après.

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Tableau 8.1: Liste des renforcements en termes de postes et transformateurs nécessaires pour assurer une importation belge de 4700 MW, envisagés à l’horizon 2009

Tableau 8.2: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires pour assurer une importation belge de 4700 MW, envisagés à l’horizon 2006

Comme déjà indiqué à la section 7.3.2, l’accroissement du niveau des importations engendrera certainement des besoins de compensation en énergie réactive. Des études sont en cours en vue de déterminer les investissements les plus adéquats en la matière.

8.3.3

SCENARIO «ARRET DES UNITES DE PRODUCTION NON ECONOMIQUES - 2009» Pour des raisons économiques, les producteurs belges pourraient envisager l’arrêt momentané ou périodique de certaines de leurs machines. Le scénario «arrêt des unités de production non économiques» envisage l’arrêt des machines de Kallo 1 et 2, Rodenhuize 4, Langerlo 1 et 2 et Ruien 5 et 6. L’arrêt de Kallo 1 et 2 nécessite l’installation d’un transformateur supplémentaire 380/150 kV à Zandvliet. L’arrêt de la production à Rodenhuize implique l’installation d’un transformateur 380/150 kV à Rodenhuize. Ces transformateurs devraient par ailleurs être mis hors service en cas de mise en ligne des machines de production.

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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. Le gestionnaire de réseau entend être très attentif, dans les années à venir, à l’évolution de l’exploitation du parc de production. Il ne réalisera ces investissements que si leur nécessité devait se confirmer.

8.4 ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE 8.4.1

FAISABILITE TECHNIQUE Dans l’état actuel des choses, aucune difficulté n’est apparue du point de vue de la faisabilité technique.

8.4.2

CONTRAINTES LIEES A L’AMENAGEMENT DU TERRITOIRE Les investissements sont conçus dans le cadre de la politique économique et environnementale décrite à la section 5.2 du présent document de façon à minimiser l’impact des renforcements sur l’aménagement du territoire.

Renforcement en Limbourg Nouveaux poste et transformateur 380/150 kV à Zutendaal Le nouveau poste de Zutendaal sera créé sur un site situé sous les lignes existantes. Les contacts seront pris à ce sujet avec les administrations pour déterminer la localisation la plus adéquate. Le transformateur sera raccordé en repiquage sous la liaison GrammeMassenhoven existante. Ce raccordement nécessitera de tirer sur 1,7 km le quatrième terne d’une ligne 150 kV existante. Deuxième terne 380 kV Gramme-Massenhoven Le deuxième terme de la liaison Gramme-Massenhoven sera réalisé en adaptant des lignes existantes de la façon suivante: • les tronçons Gramme-Langerlo et Massenhoven-Heze existent déjà mais sont actuellement exploités en 150 kV et devront être passés en 380 kV; • le deuxième terne sera tiré sur la partie non équipée, soit sur une distance de 113 km entre Heze et Zutendaal. L’impact engendré sera minimisé de ce fait. En outre, une extension du poste 150 kV de Heze devra être réalisée en raison de la suppression du tronçon de ligne 150 kV entre Massenhoven et Heze.

8.4.3

RECHERCHE DE L’OPTIMUM SOCIO-ECONOMIQUE VIS-A-VIS DU CONSOMMATEUR FINAL Pour chaque projet envisagé à la section 8.3 ci-avant, les différentes variantes envisageables ont fait l’objet d’une comparaison technico-économique.

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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 du présent document. La comparaison des variantes envisagées pour le nouveau transformateur de Zutendaal est reprise dans la section ci-après. La pose du deuxième terne 380 kV de Gramme-Massenhoven n’a pas fait l’objet de variante étant donné que tout autre solution nécessiterait la construction d’une nouvelle ligne de longueur au moins équivalente. 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 entre variantes.

Nouveau poste et transformateur 380/150 kV à Zutendaal Etude de rentabilité du transformateur de Zutendaal Le nouveau transformateur de Zutendaal est envisagé afin de favoriser l’indépendance du réseau par rapport au parc de production et d’éviter ainsi le risque de coût de la production imposée des unités de Langerlo. Une étude de risque a été menée afin de comparer le coût d’investissement du nouveau transformateur de Zutendaal et le coût lié au risque de production imposée en vue de garantir la sécurité du réseau. Il en ressort que le coût d’amortissement annuel de l’investissement est équivalent à 6 semaines de production imposée d’une unité de Langerlo Ce calcul de rentabilité est effectué sur base de: • une période d’amortissement de 37 ans; • un taux d’actualisation égal au WACC (Weighted Average Cost of Capital) d’Elia; • un fonctionnement de 60 heures par semaine, réparti sur 5 cinq jours; • des prix moyens de fonctionnement imposé basés sur les contrats en cours. Aucune alternative relative au nouveau transformateur de Zutendaal n’a été à ce jour envisagée. Le tableau 8.3 ci-après fournit les critères d’évaluation socio-économiques relatifs à cet investissement.

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Tableau 8.3: Evaluation socio-économique du transformateur de Zutendaal

Deuxième terne 380 kV Gramme-Massenhoven Le deuxième terne Gramme-Massenhoven permet d’exploiter complètement les gains en capacité liés au renforcement de l’interconnexion franco-belge. Cet investissement minimise les coûts et les impacts sur l’environnement et l’aménagement du territoire étant donné qu’il n’engendre pas de nouvelle infrastructure à part entière. Le tableau 8.4 ci-après fournit les critères d’évaluation socio-économiques relatifs au deuxième terme Gramme-Massenhoven. Tableau 8.4: Evaluation socio-économique du 2ème terne Gramme-Massenhoven

8.5 RENFORCEMENTS D’INTERET REGIONAL Les investissements relatifs à l’alimentation des réseaux 70 kV à 26 kV et moyenne tension à partir du réseau 150 kV qui sont envisagés à partir de 2006 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, un prochain Plan prévoira éventuellement d’autres investissements dans des postes

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relatifs à ce même horizon afin de couvrir des accroissements locaux de consommation qui ne sont pas encore annoncés aujourd’hui.

8.5.1

RENFORCEMENTS DES LIAISONS 150 KV Tableau 8.5: Liste indicative des nouvelles liaisons 150 kV à l’horizon 2009

8.5.2

RENFORCEMENTS DE LA TRANSFORMATION Différents types de renforcements peuvent être distingués: • le remplacement de transformateurs existants, raccordés en 70 kV, par de nouveaux transformateurs de plus grande puissance nominale, raccordés en 150 kV; • le remplacement de transformateurs existants par des transformateurs plus puissants, dans un poste existant; • l’installation de transformateurs supplémentaires dans des postes existants; • la création de nouveaux postes.

Les tableaux 8.6 à 8.12 ci-après reprennent les listes indicatives des investissements selon les différents types de renforcements décrits ci-dessus.

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Renforcement de la transformation 220 - 150/70 à 26 kV Tableau 8.6: Liste indicative des renforcements relatifs au remplacement de transformateurs 220-150/7036 kV existants par des transformateurs 220-150/70-36 kV plus puissants, envisagés à l’horizon 2009.

Tableau 8.7: Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 220-150/7026 kV dans des postes existants, envisagés à l’horizon 2009

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Tableau 8.8: Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux postes 220 - 150 kV, envisagés à l’horizon 2009

Renforcement de la transformation 150 kV/MT Tableau 8.9: Liste indicatives des renforcements relatifs au remplacement de transformateurs 220-150/MT existants par des transformateurs 220-150/MT plus puissants, envisagés à l’horizon 2009

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97 A Battice, 2 transformateurs 150/15 kV remplacent les 3 transformateurs 70/15 kV existants.

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Tableau 8.10: Liste indicative des investissements envisagés à l’horizon 2009, relatifs au remplacement de transformateurs existants, raccordés en 70 kV par de nouveaux transformateurs de plus grande puissance nominale, raccordés en 150 kV

Tableau 8.11: Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux transformateurs 220-150 kV /MT dans des postes existants, envisagés à l’horizon 2009

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Tableau 8.12: Liste indicative des investissements relatifs à de nouveaux postes 150 kV, envisagés à l’horizon 2009

8.5.3

FAISABILITE DES PROJETS DE RENFORCEMENT PROPOSES Des études complémentaires doivent être réalisées pour confirmer la faisabilité technique et/ou en matière d’aménagement du territoire de certains projets envisagés à l’horizon 2009. 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 dans le tunnel sous l’Escaut; • le nouveau câble 150 kV entre Wilrijk et Schelle; • le nouveau câble 150 kV entre Burcht et Antwerpen Zuid. Le renforcement à long terme du réseau anversois nécessite la pose de nouvelles lignes aériennes: • la prolongation de la ligne 150 kV aérienne Kallo - Ketenisse jusqu’au tunnel de l’Escaut; • la nouvelle ligne 150 kV aérienne Solvay – Zandvliet. L’étude de faisabilité de ces projets fera l’objet d’une concertation avec les administrations concernées. Par ailleurs, la création des nouveaux postes de Keiberg (Machelen) et de Antwerpen Zuid nécessitent la recherche et l’achat de terrains. Enfin, il reste à trouver une solution à l’alimentation 150 kV de Gasthuisberg.

8.6 DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2009 La figure 8.13 ci-après fournit la description du réseau à haute tension selon les renforcements envisagés à l’horizon 2009.

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Renforcements du réseau de transport non liés aux horizons examinés

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Ce chapitre examine des variantes difficilement attribuables aux horizons envisagés dans le Plan de Développement. D’une part, il considère les localisations propices à l’installation 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. L’étude réalisée a montré que les meilleures localisations étaient fortement liées à la structure générale du réseau et étaient donc peu dépendantes des horizons du plan. D’autre part, il décrit les investissements éventuels dictés par les projets de nouvelles unités de production annoncées mais dont la mise en service et/ou l’horizon de cette mise en service restent très incertains.

9.1 SCENARIO «LOCALISATIONS FAVORABLES » La recherche des meilleures localisations du point de vue du réseau, pour l’installation de nouvelles unités de production, est basée sur le calcul d’indicateurs globaux d’adéquation du réseau. Ces indicateurs ont pour but de comparer entre elles les variantes étudiées et de les classer en fonction de leurs marges de réserve respectives par rapport à la limite d’adéquation du réseau aux critères de dimensionnement. L’étude relative à la recherche des « localisations favorables » a été réalisée à l’horizon 2006 et 2009. Les résultats à l’horizon 2009 ont confirmé ceux obtenus à l’horizon 2006. Les modifications de réseaux de référence entre ces deux horizons n’ont pas une influence significative sur les résultats obtenus. 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: 380 kV et 150 kV. L’étude a été réalisée en deux étapes: • dans une première étape, les bonnes et mauvaises localisations ont été identifiées; • dans une deuxième, des « scénarios de localisation favorables » ont été déterminés, à savoir le meilleur choix pour: − la seconde localisation favorable étant donné le choix d’une première localisation; − la troisième localisation favorable étant donné le choix d’une première et d’une deuxième localisation; − etc. On a admis la possibilité de couper un ou plusieurs transformateurs 380/150 kV dans le voisinage du nœud de raccordement d’une machine. Comme déjà signalé, cette mesure doit être limitée car elle rend l’exploitation du réseau moins fiable, car plus compliquée.

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9.1.1

IDENTIFICATION DE « LOCALISATIONS FAVORABLES » Localisations en 380 kV Au niveau de tension 380 kV, quasi toutes les localisations sont globalement positives. En réduisant les importations, on atténue les problèmes: il est plus favorable de produire en 380 kV que d’importer en 380 kV. Par contre, les transformateurs 380/150 kV sont tout autant sollicités. Les «localisations» à éviter sont les suivantes: • Gramme: si une nouvelle unité de production y était installée, les problèmes d’évacuation de la puissance s’aggraveraient. • Doel, Mercator, Zandvliet: 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.

Localisations en 150 kV Le tableau ci-après reprend, dans l’ordre, les meilleures localisations retenues au niveau de tension 150 kV. Tableau 9.1 : Meilleures localisations au niveau de tension 150 kV

Ces localisations devront faire l’objet d’études complémentaires, au cas par cas, en vue de préciser les résultats bruts de cette étude. Elles pourraient également être influencées suite à des modifications dans le réseau 380 à 150 kV. En effet, les considérations suivantes peuvent d’ores et déjà être émises: • la localisation favorable sur le site des Awirs est liée à la désaffectation des anciennes machines, dont l’unité de production Awirs 4. Si ce déclassement est reporté, la localisation sera moins propice à l’installation d’une nouvelle unité. En outre, il serait envisageable dans le futur, de passer la ligne Awirs-

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Lixhe à une tension de 220 kV afin de résoudre les surcharges des transformateurs assurant l’alimentation de la région de Liège; • selon les critères techniques, le site de Merksem est une localisation favorable; il est cependant situé au milieu de la ville; • une étude détaillée montre que le site 150 kV de Beringen, qui apparaissait comme une localisation favorable dans cette première étude, générerait des surcharges importantes sur la ligne 150 kV Beringen-Mol. Ces surcharges pourraient difficilement être résolues sans investissement lourd dans le réseau (de l’ordre de 40 M€), si les unités de Mol sont arrêtées. Il en est de même pour le site 380 kV de Meerhout qui ne pourra accueillir deux machines de 400 MW avant la pose du 2ème terne 380 kV Gramme-Massenhoven entre Massenhoven et Meerhout.

9.1.2

PARCS FAVORABLES LIMITANT LES DEVELOPPEMENTS DE RESEAU Sur base des considérations établies à la section 9.1.1, des parcs favorables ont été établis. L’étude montre que l’installation de quatre ou cinq nouvelles unités de production en des localisations favorables sollicite moins le réseau que l’installation d’une seule nouvelle machine sur un site favorable déterminé. Ainsi, la présence simultanée de deux nouvelles unités, l’une à Trivières et l’autre à Ruien est préférable à la présence d’une seule nouvelle unité à Ruien: elle établit en effet un équilibre de production entre zones électriques, qui soulage le réseau. A titre d’exemple, la localisation de quatre unités à Mol, Schelle, Ruien et Trivières est une combinaison favorable. La localisation du site des Awirs, en supplément de celles-ci, fournit une combinaison de cinq localisations favorables.

9.2 SCENARIO «PROJETS DE NOUVELLES PRODUCTIONS» Les projets de nouvelles unités de production annoncées considérés ci-après sont: • un repowering de l’unité de Kallo; • les parcs d’éoliennes off-shore en mer du Nord.

9.2.1

FAISABILITE TECHNIQUE Repowering de Kallo Le repowering de Kallo consiste à installer deux nouvelles turbines à gaz de 250 MW montées en aval sur une des deux turbines à vapeur existante (Kallo 1). L’autre turbine est mise hors service. Les gaz d'échappement des turbines à gaz sont utilisés pour produire, en partie, la vapeur nécessaire à l'alimentation de la turbine à vapeur existante. En cas de perte d’une des deux turbines à gaz, la production est diminuée de moitié.

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Différents aménagements doivent être réalisés dans le poste 150 kV de Kallo pour permettre l’évacuation de la puissance générée par le nouveau groupe ainsi constitué à Kallo (puissance nominale de 780 MW au lieu de 560 MW): • le poste de Kallo doit être adapté de façon à y raccorder en entrée et en sortie la liaison directe 150 kV entre Mercator et Zwijndrecht, qui contourne actuellement le poste; • les jeux de barres de Kallo sont exploités à couplage ouvert et la configuration des raccordements est adaptée; • en exploitation, on adopte les règles suivantes pour répondre aux critères d’adéquation en terme de puissance de court-circuit: un transformateur de Mercator est coupé, quand toute la production de Kallo est en service.

Parcs d’éoliennes off-shore en mer du Nord 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. Ce renforcement est envisagé aux niveaux de tension 150 kV et 380 kV. Renforcement en 150 kV Ce renforcement a fait l’objet d’une analyse d’une dizaine de variantes dont les trois meilleures sont décrites et comparées ci-après: • la variante de base de renforcement de la côte, déjà envisagée pour l’année 2003: elle consiste à raccorder directement les postes 150 kV de Blauwe Toren et de Slijkens par le détournement et le jumelage des deux ternes de la ligne 150 kV Brugge-Slijkens; • la variante « Langerbrugge », qui prévoit le remplacement d’une des deux liaisons Brugge-Langerbrugge par une liaison Blauwe Toren-Langerbrugge; un des deux ternes de la liaison 150 kV entre Slijkens et Brugge est aménagé en ligne directe Slijkens-Blauwe Toren; le deuxième terne de la ligne BruggeSlijkens est maintenu; • la variante « Eeklo Noord », qui prévoit le remplacement d’une des deux liaisons Brugge-Eeklo Noord par une liaison Blauwe Toren-Eeklo Noord; un des deux ternes de la liaison 150 kV entre Slijkens et Brugge est aménagé en ligne directe Slijkens-Blauwe Toren; le deuxième terne de la ligne BruggeSlijkens est maintenu. Dans chacune des variantes la capacité de la liaison Brugge-Slijkens est renforcée. On considère des parcs d’éoliennes d’une puissance totale nominale de 580 MW dont 230 MW raccordés en 150 kV à Zeebrugge et 350 MW raccordés à Slijkens. Le tableau 9.2 ci-après fournit, en ordre de grandeur, le pourcentage de la puissance nominale transmissible par le réseau en sécurité (c-à-d en cas d’incident), « à la pointe » et en « hors pointe » pour chaque variante.

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Tableau 9.2: pourcentage de la puissance nominale transmissible par le réseau, pour une puissance installée de 580 MW dont 230 raccordés en 150 kV à Zeebrugge et 350 MW raccordés à Slijkens

Suite à une étude de la répartition de la production éolienne au cours de l’année et des valeurs moyennes et maximales qui peuvent être atteintes, il a été décidé de dimensionner le réseau général de façon à ce qu’il soit en mesure d’évacuer en sécurité les valeurs suivantes, suivant les saisons: • 60% de la puissance nominale en hiver; • 50 % de la puissance nominale en mi-saison; • 40 % de la puissance nominale en été. Ces chiffres montrent que le renforcement prévu dans la variante de base ne suffit pas à évacuer la puissance de référence produite en cas d’incident. Les deux autres variantes, dont les performances techniques et économiques sont proches l’une de l’autre, feront l’objet d’une étude détaillée qui permettra de les départager. Renforcement en 380 kV Si la puissance totale nominale de parcs d’éoliennes off-shore venait à dépasser 600 MW, comme annoncé par le gouvernement fédéral, les solutions proposées à la section précédente ne suffiraient plus. La solution la plus immédiate consiste à étendre le réseau 380 kV vers la côte belge par la réalisation d’une boucle entre les deux postes d’Izegem et Eeklo Noord. Un renforcement en antenne en 380 kV à Eeklo Noord ne suffirait pas pour assurer en sécurité une capacité de puissance transmissible suffisante. D’autres solutions moins habituelles faisant appel à l’électronique de puissance devront également être envisagées. Une étude approfondie sera entamée dans les plus brefs délais. Néanmoins elle nécessitera une concertation avec toutes les parties intéressées, et certainement le gouvernement fédéral et le régulateur fédéral, pour préciser les hypothèses concrètes à retenir en ce qui concerne la puissance, la localisation et le planning des extensions des parcs d’éoliennes envisagés en mer du Nord.

9.2.2

EVALUATION SOCIO-ECONOMIQUE Chaque projet envisagé à la section 9.2.1 ci-avant a fait l’objet d’une évaluation 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 du présent document.

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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.

Repowering de Kallo L’investissement nécessaire pour adapter le réseau en cas d’un repowering de Kallo consiste principalement à adapter la ligne Mercator-Zwijndrecht de façon à la raccorder en entrée et sortie sur le poste de Kallo. Le tableau ci-après reprend l’évaluation socio-économique du projet. Tableau 9.3: Evaluation socio-économique du projet de raccordement en entrée/sortie sur le poste 150 kV de Kallo de la ligne Mercator-Zwijndrecht

Parc d’éoliennes off-shore en mer du Nord L’investissement nécessaire pour adapter le réseau en cas de raccordement de parc d’éoliennes d’une puissance installée de l’ordre de 580 MW en mer du Nord dans les trois variantes décrites à la section 9.2.1 consiste principalement à: • renforcer les deux ternes de la ligne 150 kV Brugge-Slijkens, dans tous les cas; • poser des câbles souterrains constituant les nouvelles liaisons et ajouter des travées dans les postes de Blauwe Toren et Slijkens. Le tableau ci-après reprend la comparaison socio-économique des trois variantes envisagées.

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Tableau 9.4: Evaluation socio-économique des projets de raccordement des parcs d’éoliennes off-shore

La variante de base ne répond pas tout à fait aux critères techniques. Les deux autres variantes, dont les critères techniques et les estimations budgétaires sont proches l’une de l’autre, feront l’objet d’une étude plus détaillée.

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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 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, ainsi que des projets de parcs d’éoliennes en mer du Nord initialement prévus. Les annonces récentes du Gouvernement fédéral en matière de parcs d’éoliennes en mer du Nord n’ont pas encore pu être intégrées et nécessiteront des études complémentaires, afin de déterminer les développements de réseau nécessaires au raccordement des parcs off-shore pour une puissance nominale totale supérieure aux 600 MW annoncés initialement. 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 charges raccordées au réseau de transport.

SYNTHESE DES SCENARIOS EXAMINES Une série de scénarios contrastés 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 de l’ouverture du marché en Belgique: niveau d’importation, indépendance par

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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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RENFORCEMENTS DU RESEAU A L’HORIZON 2006 Le réseau de référence Le réseau de référence considéré dans le cadre du présent Plan de Développement est le réseau en service au début de l’année 2003, auquel s’ajoutent les investissements engagés à l’horizon 2003 c’est-à-dire: • soit ceux dont la mise en service n’est pas encore réalisée mais dont l’état d’avancement est tel qu’il ne permet pas leur remise en question sans conséquence substantielle; • soit ceux qui ont été approuvés dans le cadre de Plans d'Equipement précédents. Ces renforcements dans le réseau relevant de la compétence fédérale ont trait à: • un nouveau point d’alimentation en 150 kV à Avernas à partir de Tihange; • une nouvelle liaison en 150 kV entre Blauwe-Toren, Slijkens et Koksijde; • un nouveau transformateur 380/150 kV à Reppel; • une nouvelle liaison en 150 kV entre Izegem et Sint Baafs Vijve; • une nouvelle liaison en 150 kV entre Gouy et Trivières; • la restructuration de l’axe Gouy-Baisy-Thy. Par contre, les investissements suivants, approuvés dans le cadre de Plans d'Equipement précédents, ne sont pas repris à l’horizon du Plan de Développement: • Tihange-Courcelles 380 kV; • Courcelles-Trivières 380 kV; • Avelgem-Chièvres 380 kV; • Chièvres-Trivières 380 kV. La ligne 380 kV Tihange-Courcelles prévue au Plan d’Equipement 1995-2005 n’est plus nécessaire à l’horizon de ce Plan de Développement. Même si la charge reste élevée sur l’axe Gramme-Courcelles, le dédoublement ne se justifie plus, suite aux investissements en production de cogénération industrielle dans la région anversoise, aux renforcements proposés par ce Plan et à l’augmentation générale de la consommation. De même, à l’horizon du plan, nous ne prévoyons pas la réalisation, même sur un tronçon partiel, de la ligne 380 kV Courcelles-Trivières-Chièvres-Avelgem, également inscrite au Plan d’Equipement 1995-2005. Néanmoins, si la consommation électrique du Hainaut augmentait de façon à nécessiter un nouveau transformateur 380/150kV, seul le poste de Trivières pourrait convenir et il devrait être alimenté à partir du poste 380 kV de Courcelles. La boucle 380 kV à travers le Hainaut pourrait aussi s’avérer nécessaire en fonction du développement économique et surtout de l’implantation de nouveaux groupes de production en Hainaut. En conclusion, si la ligne 380 kV Courcelles – Trivières – Chièvres – Avelgem n’est pas retenue dans ce Plan, sa réalisation, partielle ou même totale, ne peut pas être exclue à plus long terme.

La proposition de renforcement d’Elia à l’horizon 2006 La mise en œuvre des renforcements du réseau préconisés par le gestionnaire de réseau, à l’horizon 2006 est synthétisée ci-après:

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• les renforcements dits d’intérêt national sont repris à la figure 10.2; ils sont pilotés par: − l’ouverture du marché mise en œuvre par l’augmentation des possibilités d’importation: réalisation du 2ème terne Avelgem-Avelin, renforcement de la liaison Jamiolle-Monceau, installation d’un transformateur/déphaseur à Monceau et de deux déphaseurs 380 kV à Zandvliet et Kinrooi; − la volonté du gestionnaire de réseau de transport d’augmenter l’indépendance du réseau par rapport au parc de production belge: installation et raccordement des transformateurs de Avelgem/Ruien et Courcelles/Gouy et confirmation de la nécessité du transformateur à Reppel, déjà inscrit dans le Plan d’Equipement précédent; • la figure 10.3 concerne la liste des renforcements dits d’intérêt régional c’està-dire, pilotés par les accroissements de consommations locales; • les investissements nécessaires au raccordement des parcs d’éoliennes en mer du Nord seront réalisées en fonction des décisions relatives à la construction de ceux-ci. 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. Il est toutefois important de noter qu’Elia ne peut s’engager de façon tout à fait ferme et définitive sur les délais de réalisation de ces investissements, délais fortement liés aux aléas des procédures d’obtention des permis. Tableau 10.2: Planning des investissements d’intérêt national à l’horizon 2006

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Tableau 10.3: Planning des investissements d’intérêt régional à l’horizon 2005

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Plan de Développement – septembre 2003


RENFORCEMENTS DU RESEAU PREVUS A L’HORIZON 2009 L’horizon 2009 a fait uniquement l’objet de pistes de renforcement indicatives qui seront modifiées ou confirmées lors d’une future révision du Plan.

Renforcements d’intérêt national Les études à entreprendre ou à poursuivre concernent: • Les projets nécessaires à un accroissement supplémentaire des possibilités d’importations: − les dispositifs de maintien de la tension en cas de niveaux d’importation élevés; − le deuxième terme de la liaison Gramme-Massenhoven à réaliser en adaptant des lignes existantes, 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; • les projets relatifs à une plus grande indépendance vis-à-vis du parc de production belge: − la localisation du nouveau poste de Zutendaal qui sera créé sur un site situé sous les lignes existantes; • les renforcements de réseaux à envisager en vue du raccordement de parcs d’éoliennes off-shore de puissance totale nominale supérieure à 600 MW dont notamment les solutions faisant appel à l’électronique de puissance; néanmoins, une concertation est indispensable avec tous les parties intéressées, et certainement le gouvernement fédéral et le régulateur fédéral, pour préciser les hypothèses concrètes à retenir en ce qui concerne la puissance, la localisation et le planning des extensions des parcs d’éoliennes envisagés en mer du Nord. Ces études seront réalisées en étroite concertation avec les administrations compétentes afin de rencontrer au mieux les exigences du point de vue de l’aménagement du territoire et de la protection de l’environnement. Par ailleurs, le gestionnaire de réseau entend être très attentif, dans les années à venir, à l’évolution de l’exploitation du parc de production: • l’arrêt de Kallo 1 et 2 nécessite l’installation d’un transformateur supplémentaire 380/150 kV à Zandvliet; • l’arrêt de la production à Rodenhuize implique l’installation d’un transformateur 380/150 kV à Rodenhuize. 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.

Renforcements d’intérêt régional Des études complémentaires doivent être réalisées pour confirmer la faisabilité technique et/ou en matière d’aménagement du territoire de certains projets envisagés à l’horizon 2009.

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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 dans le tunnel sous l’Escaut; • le nouveau câble 150 kV entre Wilrijk et Schelle; • le nouveau câble 150 kV entre Burcht et Antwerpen Zuid. Le renforcement à long terme du réseau anversois nécessite la pose de nouvelles lignes aériennes: • la prolongation de la ligne 150 kV aérienne Kallo - Ketenisse jusqu’au tunnel de l’Escaut; • la nouvelle ligne 150 kV aérienne Solvay – Zandvliet. L’étude de faisabilité de ces projets fera l’objet d’une concertation avec les administrations concernées. Par ailleurs, la création des nouveaux postes de Keiberg (Machelen) et de Antwerpen Zuid nécessitent 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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