Elia Aperçu du système et du marché 2011
Table des matières A. Données de marché et gestion du système et du réseau I. Energie I.1 Bilan énergétique du réseau Elia en 2011
01
I.2 Charge du réseau Elia
02
I.3 Prélèvement net
03
II. Puissance II.1. Pointe de charge du réseau Elia en 2011
04
II.2. Pointe de charge du réseau Elia et évolution de la température
04
II.3 Parc de production
06
III. Marchés et flux internationaux III.1 Marché day-ahead Belpex en 2011
07
III.2. Importations et exportations
09
IV. Gestion du système IV.1 Gestion de l’équilibre
15
IV.2 Fiabilité
16
B. Obligations de service public I.1 Energie renouvelable : certificats verts et certificats de cogénération
18
I.2 Economies d'énergie : utilisation rationnelle de l’énergie
19
01 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
A. Données de marché et gestion du système et du réseau I. Energie I.1 Bilan énergétique du réseau Elia en 2011
1
Bilan énergétique du réseau Elia en 20111
(en GWh) Importations
Exportations
France :
7.221,0
France :
2.330,1
Luxembourg :
1.531,9
Luxembourg :
1.318,1
Pays-Bas :
4.514,5
Pays-Bas :
7.003,8
Importations nettes : 2.615,3 Prélèvements
Injection nettes Centrales :
70.746,6
Production locale sur le réseau Elia :
9.646,5
Injection à partir de GRD :
653,5
Total
81.046,6
Clients directs :
28.938,6
Distribution :
53.264,6
Total :
82.203,2
Pertes énergétiques : 1.458,7
Un client disposant d’une production locale prélève de l’énergie électrique sur le réseau au même point que là où la production locale injecte sur le réseau.
Bilan énergétique du réseau Elia en 2010
(en GWh) Importations
Exportations
France :
3.167,0
France :
5.409,0
Luxembourg :
1.845,8
Luxembourg :
1.121,5
Pays-Bas :
7.382,7
Pays-Bas :
5.313,3
Importations nettes : 551,7 Injection nettes Centrales :
Prélèvements 76.545,2
Production locale sur le réseau Elia :
9.068,9
Injection à partir de GRD :
697,0
Total :
86.311,2
1 Chiffres arrêtés au 30/04/2012.
Le bilan offre un aperçu des importations et exportations, des injections dans le réseau Elia en Belgique, de la charge sur le réseau Elia 2 et des pertes dues au transport. La rubrique injections nettes comprend les injections nettes dans le réseau Elia des centrales qui y sont raccordées, y compris les centrales de pompage, ainsi que les injections nettes à partir des réseaux de distribution et des productions locales qui injectent à une tension d’au moins 30 kV. Les injections d’unités de production raccordées à une tension inférieure à 30 kV sont uniquement prises en compte pour autant qu’une injection nette soit mesurée sur le réseau Elia.
Clients directs :
29.176,7
Distribution :
56.110,8
Total :
85.287,4
Pertes énergétiques : 1.575,4
02 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
I.2 Charge du réseau Elia
2
Charge du réseau Elia en 2010 et 2011, par mois Dans le passé, la charge enregistrée sur le réseau Elia donnait une image assez correcte de la consommation d’électricité en Belgique. Ce n’est plus le cas suite à la croissance de la production décentralisée injectée et consommée au niveau des réseaux de distribution (principalement l’éolien onshore et le photovoltaïque).
Le graphique ci-après présente, pour chaque mois de la période 2010-2011, la charge du réseau Elia par mois et les températures moyennes en °C. La charge du réseau est en grande partie influencée par la température et la saison.
Elia publiera donc désormais les chiffres relatifs à la charge sur son réseau. Celle-ci est subdivisée en deux catégories : d’une part, les prélèvements et la production locale des clients directs raccordés au réseau Elia (clients industriels) et, d’autre part, les prélèvements des gestionnaires de réseaux de distribution qui acheminent à leur tour l’électricité vers les clients raccordés à leurs réseaux (industries, professionnels, collectivités et clients résidentiels).
Globalement, la charge du réseau Elia a diminué de 3.7 %, passant de 86,6 TWh en 2010 à 83,4 TWh en 2011. La charge en 2011, en comparaison avec 2010, a diminué de 0,5 % pour les clients industriel raccordés directement au réseau Elia et de 5,18 % pour les gestionnaires de réseau de distribution. Cette diminution s’explique principalement par la baisse de la consommation d’électricité suite à la résurgence de la crise économique et financière, couplée à des températures au-dessus de la moyenne et au développement dans le domaine de l’énergie renouvable. La relance observée en 2010 n’a donc pas été confirmée en 2011 et les valeurs enregistrées sont inférieures aux valeurs des mois correspondants de 2010 pour tous les mois de 2011. Elles sont néanmoins supérieures à celles de 2009, au plus fort de la crise économique et financière qui avait démarré fin 2008.
La quantité d’énergie est exprimée en gigawattheures (GWh) ou en terawattheures (TWh = 1000 GWh). A titre d’illustration, un gigawattheure est la quantité d’énergie nécessaire pour alimenter 50 millions de lampes économiques de 20 watts pendant 1 heure. °C
TWh/mois
25,00
9,00 8,00
20,00 7,00 6,00
15,00
5,00 10,00 4,00 3,00
5,00 Energie 2010 (TWh)
2,00 0,00
Energie 2011 (TWh)
5,00
Temp. moy. 2011 (°C)
1,00
Temp. moy. 2010 (°C)
0,00 Jan
Fév Mars Avril Mai
Juin Juillet Août Sept Oct
Nov
Déc
2 La charge du réseau Elia est basée sur les injections d’énergie électrique dans le réseau Elia. Elle comprend la production nette des unités injectant dans le réseau Elia (à une tension d’au moins 30 kV), le bilan des importations et des exportations aux frontières de la zone de réglage Elia ainsi que les injections nettes depuis les réseaux de distribution. L’énergie nécessaire au pompage de l’eau dans les réservoirs de stockage des centrales de pompage raccordées au réseau Elia est soustraite. Le réseau Elia comprend les réseaux de tension d’au moins 30 kV en Belgique ainsi que le réseau Sotel/Twinerg dans le sud du Grand-duché de Luxembourg. A noter que la charge du réseau Elia diverge de plus en plus de la consommation en Belgique du fait de l’augmentation de la production décentralisée raccordée aux réseaux de distribution (à une tension inférieure à 30 kV)
03 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Jan
Fév
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Sept
Oct
Nov
Déc
Energie 2011 (TWh)
8,03
7,20
7,55
6,74
6,79
6,56
6,34
6,46
6,60
6,85
7,04
7,04
Energie 2010 (TWh)
8,19
7,31
7,61
6,93
6,92
6,73
6,56
6,53
6,80
7,27
7,50
8,20
Temp. moy. 2011 (°c)
4,00
5,40
7,70
14,10
14,80
16,80
16,00
17,30
16,50
12,10
8,60
6,10
Temp. moy. 2010 (°c)
0,10
2,50
6,70
10,30
11,20
17,40
20,50
17,00
14,20
10,60
6,10
-0,70
I.3 Prélèvement net Le prélèvement net d’énergie électrique est la somme d’énergie nette prélevée à tous les points d’accès, y compris le prélèvement net du gestionnaire de réseau luxembourgeois Sotel mesuré à la frontière avec la Belgique. Il n’inclut pas la production locale des clients industriels raccordés au réseau Elia. On notera que les prélèvements nets par région dépendent de la localisation des points de prélèvement et ne donnent, par conséquent, qu’une approximation des prélèvements nets réels dans chaque région.
Prélèvements nets dans la zone de réglage Elia par région GWh
2008
2009
2010
2011 42.806
Flandre
48.187
43.884
45.472
Bruxelles
5.896
5.863
5.907
5.711
Wallonie (y compris Sotel)
24.420
24.044
25.010
24.527
Total Belgique
78.503
73.791
76.390
73.044
Prélèvements nets dans la zone de réglage Elia par type de clients GWh
2008
2009
2010
2011
Clients directs
20.775
18.559
20.143
19.779
GRD
57.728
55.232
56.247
53.265
Total
78.503
73.791
76.390
73.044
04 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
II. Puissance II.1 Pointe de charge du réseau Elia en 2011 En 2011, la charge maximale du réseau Elia a été enregistrée le 11 janvier entre 17h45 et 18h00. Elle s’élève à 13.208 MW. Cette valeur est inférieure de 5,9 % par rapport au record absolu observé le 17 décembre 2007 (14.033 MW) et de 4,6 % par rapport à la pointe de 2010 (13.845 MW le 1er décembre 2010). Le niveau de charge le plus faible (6 232 MW) a été observé le 24 juillet 2011, entre 6h15 et 6h30.Il est inférieur de 0,7 % à la valeur minimale observée en 2010 (6 278 MW, le 25 juillet 2010).
II.2 Pointe de charge du réseau Elia et évolution de la température Le tableau et le graphique ci-après présentent, pour chaque mois durant la période 2009-2011, la charge maximale du réseau Elia (en MW).
Charge maximale du réseau Elia en 2009, 2010 et 2011 (pointe synchrone) MW 14.500 14.000 13.500 13.000 12.500 12.000 11.500 11.000 2009 10.500
2010
10.000
2011 Jan
MW
Fév
Jan
Mars
Fév
Avril
Mars
Mai
Avril
Juin
Juillet
Mai
Août
Juin
Sept
Juillet
Oct
Août
Nov
Déc
Sept
Oct
Nov
Déc
2009
13.531
12.752
11.820
11.021
10.923
11.035
11.354
11.221
11.314
11.969
12.365
13.046
2010
13.692
13.335
12.616
11.613
11.808
11.472
11.567
11.459
11.468
12.236
13.467
13.845
2011
13.208
13.201
12.536
11.420
11.123
11.370
10.650
11.202
11.217
11.660
12.514
12.507
05 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Charge maximale du réseau Elia et températures moyennes 3 par mois en 2011 Les différences au niveau de la charge maximale s’expliquent principalement par les différences de température et d’intensité de l’activité économique en Belgique. Le graphique et le tableau ci-dessous présentent la charge maximale par mois ainsi que les températures maximales et minimales moyennes de chaque mois (en °C). MW
°C 25,00
13.500
13.000 20,00 12.500 15,00
12.000
11.500
10,00
11.000 5,00 10.500
Pointe synchrone Temp. max. moyenne (°c)
0,00
10.000 Jan
Fév
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Sept
Oct
Nov
Temp. min. moyenne (°c)
Déc
Installations faisant l’objet d’un contrat CIPU avec Elia ; valeurs basées sur la puissance technique maximale.
2011
Jan
Fév
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Sept
Oct
Nov
Déc
13.208
13.201
12.536
11.420
11.123
11.370
10.650
11.202
11.217
11.660
12.514
12.507
Temp. max. moy. (°c) 8,70
12,50
16,50
21,20
21,90
20,10
21,70
20,00
19,60
12,40
8,10
6,70
Temp. min. moy. (°c)
5,20
8,30
12,20
13,20
12,40
12,10
9,50
8,50
2,80
2,30
1,60
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Sept
Oct
Nov
Déc
Pointe synchrone en MW
3,60
Température moyenne par mois 3
Jan
Fév
Temp. moy. 2011 (°c) 4,00
5,40
7,70
14,10
14,80
16,80
16,00
17,30
16,50
12,10
8,60
6,10
Temp moy. 2010 (°c)
2,50
6,70
10,30
11,20
17,40
20,50
17,00
14,20
10,60
6,10
-0,70
Source : IRM
0,10
06 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
II.3 Parc de production Puissance totale par type d’installation de production Type
5.926
Gaz naturel
5.349
Centrales Classiques
2.016
Multicombustibles
668
Monocombustibles
1.348
Energie hydrauliques
95
Centrales de pompage
1.308
Autres
8% 8% 36%
Centrales classiques Autres Centrales de pompage Energie éolienne
5
Turbojets
210
Incinérateurs
183
Cogénération
943
Energie éolienne
310
Total avec les centrales de pompage
15.402
Total sans les centrales de pompage
14.094
Centrales nucléaires Gaz naturel
12%
398
Moteurs diesel
2% 1%
MW
Centrales nucléaires
Répartition de la puissance de production installée en 2011
Energie hydraulique
33%
Répartition de la production suivant le type d’installation en 2011 1% 1% 1% 5% 6% Centrales nucléaires Gaz naturel 58%
28%
Autres Centrales classiques Centrales de pompage Energie éolienne Energie hydraulique
Production mensuelle d’électricité par type d’unité de production en 2011 GWh 8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
Centrales nucléaires Centrales classiques Centrales de pompage
2.000
Gaz naturel Autres
1.000
Energie éolienne Energie hydraulique
0 Jan
Fév
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Sept
Oct
Nov
Déc
07 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
III. Marchés et flux internationaux III.1 Marché day-ahead Belpex en 2011 €/Mwh
Evolution en 2011 des prix sur le marché day-ahead Belpex
70
€/MWh 70
60
60 50 50 40 40 30 30 20 20
APX Belpex
10
10
EPEX Spot FR EPEX Spot DE
0 Jan
Fév
Mars
Avril
Mai
Juin
Juillet
Août
Sept
Oct
Source : APX, Belpex, EPEX Spot
Nov
Déc Grand Total
En 2011 Prix moyen sur le marché day-ahead Belpex : 49,37 €/MWh Prix moyen sur le marché day-ahead EPEX Spot (France) : 48,89 €/MWh Prix moyen sur le marché day-ahead APX (Pays-Bas) : 52,03 €/MWh Prix moyen sur le marché day-ahead EPEX Spot (Allemagne) : 51,12 €/MWh
Convergence des prix Belpex avec les bourses de l’énergie dans les pays voisins Après le lancement, le 9 novembre 2010, du couplage pentalatéral des marchés day-ahead de Belpex, APX, EPEX Spot France et EPEX Spot Allemagne (Luxembourg inclus) et du couplage ITVC (Interim Tight Volume Coupling) avec le marché des pays nordiques, 2011 constituait la première année complète de mise en œuvre du couplage au sein de la zone Central West Europe (CWE). Si on considère l’année 2011 dans sa totalité, on constate que les prix sur les marchés day-ahead en Belgique, en France, en Allemagne et aux Pays-Bas ont été égaux pendant 65,75 % du temps (convergence totale entre les prix de l’électricité dans ces pays), et les prix étaient identiques en France, en Belgique et aux Pays-Bas durant 5,16 % du temps supplémentaire. Ce chiffre est largement supérieur à 2010, où le couplage de marché CWE n’atteignait que 7,99 % sur la totalité de l’année (55,05 % pour la période du 9 novembre au 31 décembre 2010). Il faut néanmoins ajouter que le couplage de marché trilatéral (Belgique, France, Pays-Bas) atteignait 52,33 % supplémentaires en 2010.
En 2011, une convergence de prix entre les marchés dayahead de la Belgique et de la France a été atteinte pendant 99,18 % du temps. En ce qui concerne la convergence des prix entre la Belgique et les Pays-Bas, le pourcentage s’élève à 71,28 %. Le pourcentage de convergence avec l’Allemagne était de 67,42 %. Suite à la décision unilatérale prise par l’Allemagne concernant le moratoire sur l’énergie nucléaire, en mars 2011, ce qui a conduit à la fermeture immédiate de 8 réacteurs nucléaires allemands, la convergence de prix au sein de la zone CWE a diminué à un seuil de 40,56 % en juin, avant de remonter à une convergence record de 82,15 % pour le mois d’octobre. La température reste un facteur élémentaire pour la détermination du niveau de convergence de prix en zone CWE mais ce facteur est désormais supplanté par le niveau de la production d’électricité sur base de sources d’énergie renouvelable comme le vent et le soleil, principalement en Allemagne. Ce facteur influence les prix au sein de la zone CWE avec une divergence de prix quand la capacité transfrontalière n’est plus suffisante pour faire face aux volumes considérables.
0 Jan
Fév
M
08 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Convergence des prix entre les marchés day-ahead de la Belgique, des Pays-Bas, de la France et de l’Allemagne du 1er janvier au 31 décembre 2011 75,67%
Jan
13,04%
75,89%
Fév
10,27%
71,74%
Mars Avril
66,53%
Mai
64,11%
6,67% 5,56%
50,56% 5,38%
52,28%
Août
44,49% 7,66%
38,17%
71,94%
Sept
18,61% 30,24%
47,58%
Juillet
5,06% 6,10% 17,50%
40,56%
Juin
7,66%
4,17%
21,39%
82,15%
Oct Nov
11,01%
81,81%
5,83%
59,68%
Déc 0%
10 %
20 %
30 %
15,19%
40 %
50 %
60 %
70 %
9,01%
80 %
9,86% 12,50%
90 %
100 %
CWE Full Price Convergence DE = NL <> FR <> BE
BE = FR = NL <> DE BE = NL <> FR <> DE
BE = DE = FR <> NL BE = FR <> NL <> DE
DE = FR <> BE <> NL DE = FR <> BE = NL
DE = NL <> BE = FR
FR = DE = NL <> BE
BE = DE = NL <> FR
All Different
Volumes négociés sur Belpex En 2011, le volume journalier moyen négocié sur le marché day-ahead de Belpex s’élève à 33.839 MWh, soit quelque 14,8 % de la charge du réseau Elia. C’est un peu plus qu’en 2010 où le volume journalier s’élevait à 32.446 MWh, soit 13,7 % de la charge du réseau Elia. Le record de volume sur le marché day-ahead de Belpex a été enregistré le 16 décembre 2011, avec 73.300,1 MWh négociés, soit un pourcentage record de 29 % de la charge du réseau Elia.
09 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
III.2. Importations et exportations
Flux physiques d’énergie avec les pays limitrophes Volumes importés et exportés 2010 – 2011 Le tableau offre un aperçu des flux physiques d’énergie électrique mesurés annuellement aux frontières. Les flux physiques ne correspondent pas nécessairement aux flux contractuels. En effet, la façon dont l’énergie électrique se disperse dans le réseau dépend de la résistance. Elle suit la voie de la résistance la plus faible et non celle des accords commerciaux. 2011
Lux Exports
Lux Imports
Fr Exports
Fr Imports
Nl Exports
Nl Imports
Jan
111,6
-169,0
145,4
-641,2
291,9
-558,2
Fév
101,3
-156,5
98,8
-574,3
212,0
-424,9
Mars
99,6
-165,6
120,0
-778,4
401,0
-483,1
Avril
98,6
-155,3
155,6
-636,7
585,1
-234,4
Mai
123,9
-154,4
138,6
-733,1
877,1
-117,3
Juin
123,0
-170,6
65,1
-1.041,7
1.010,6
-85,0
Juillet
137,5
-143,5
101,8
-819,3
1.107,8
-144,0
Août
110,7
-14,1
110,5
-665,0
1.109,2
-180,6
Sept
157,0
0,0
81,4
-638,6
803,2
-242,3
Oct
107,1
-36,2
389,3
-218,3
239,2
-672,4
Nov
78,5
-186,0
461,6
-229,8
186,4
-637,9
Déc
69,3
-180,6
461,9
-244,6
180,2
-734,3
2010
Lux Exports
Lux Imports
Fr Exports
Fr Imports
Nl Exports
Nl Imports
Jan
95,7
-159,5
806,2
-123,1
110,5
-945,6
Fév
87,8
-153,0
602,4
-93,8
257,7
-669,0
Mars
103,5
-157,2
611,3
-150,1
325,6
-622,1
Avril
107,7
-142,3
449,8
-162,8
264,0
-455,1
Mai
132,8
-102,1
595,7
-165,7
427,9
-585,2
Juin
72,8
-159,8
116,8
-575,8
744,4
-325,9
Juillet
99,5
-153,8
178,3
-389,6
840,6
-245,3
Août
51,6
-151,5
125,5
-486,4
1.166,7
-182,9
Sept
103,3
-145,2
248,3
-368,0
570,3
-391,5
Oct
108,3
-172,9
850,9
-89,4
199,7
-1.066,5
Nov
99,4
-153,6
499,9
-231,6
282,0
-826,7
Déc
59,2
-194,8
323,8
-330,8
124,1
-1.066,9
Solde net d’importations d’électricité en 2011 En 2011, le bilan des importations et des exportations du réseau d’Elia dans la zone de réglage belge donne un solde net d’importation de 2,61 TWh, largement supérieur à 2010 qui avait enregistré un solde net d’importation égal à 0,55 TWh. Cette différence résulte d’une forte augmentation de l’importation principalement en provenance de la France (+ 128,0 % comparé à 2010), alors que le total des exportations a enregistré une légère baisse de 10,1 % (principalement suite à une diminution de 56,9 % des exportations vers la France). Les échanges physiques d’électricité avec les pays voisins via le réseau Elia ont atteint 23,92 TWh, soit une diminution de 1,3 % par rapport aux 24,24 TWh d’échanges en 2010
10 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Volumes d’importations et d’exportations par mois en 2011 et 2010 Les graphiques ci-après présentent les échanges physiques, exprimés en GWh, avec les pays limitrophes, respectivement en 2011 et 2010. Des volumes négatifs indiquent une importation, tandis que des volumes positifs indiquent une exportation. Notons que l’électricité suit la voie de la résistance la plus faible, de sorte que les échanges physiques ne correspondent pas nécessairement aux échanges commerciaux sur la base du négoce international. Le gestionnaire du réseau doit toutefois tenir compte des flux physiques réels aux frontières pour assurer la sécurité de fonctionnement du système électrique. Volumes d’importations et d’exportations en 2011 Importations
Exportations
Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre
Echanges avec le Luxembourg
Octobre Novembre
Echanges avec les Pays-Bas
Décembre
Echanges avec la France
-2.000
-1.500
-1.000
-500
0
500
1.000
1.500
GWh
Volumes d’importations et d’exportations en 2010 Importations
Exportations
Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre
Echanges avec le Luxembourg
Octobre Novembre
Echanges avec les Pays-Bas
Décembre
Echanges avec la France
-2.000
-1.500
-1.000
-500
0 GWh
500
1.000
1.500
11 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Echanges commerciaux d’énergie avec les pays limitrophes Utilisation des capacités aux frontières Les capacités de transport aux frontières sont réparties en trois catégories et allouées aux acteurs du marché sur une base annuelle, mensuelle et journalière. Les acteurs du marché peuvent utiliser leur capacité annuelle et mensuelle en la nominant aujourd’hui pour le lendemain (day-ahead). La capacité annuelle et mensuelle allouée qui n’est pas nominée est à nouveau mise à la disposition du marché sous forme de capacité journalière supplémentaire. Pour définir la quantité de capacité journalière disponible, le principe de « netting » est appliqué depuis 2008. Ce principe consiste à tenir compte du solde net des nominations d’importations et d’exportations de capacités annuelles et mensuelles, ce qui permet de libérer de la capacité journalière supplémentaire. Depuis 2007, il est également possible d’obtenir et d’utiliser de la capacité transfrontalière entre la France et la Belgique le
jour même de la livraison (« intraday »). En ce qui concerne la frontière belgo-néerlandaise, cette possibilité existe depuis mai 2009. La quantité de capacité intraday disponible est essentiellement déterminée par la capacité journalière non utilisée. Depuis le 17 février 2011, la capacité infrajournalière est allouée à la frontière nord via un mécanisme implicite basé sur le trading en continu sur les marchés infrajournaliers d’APXENDEX et de Belpex par le biais de la plateforme de trading Elbas. Les graphiques ci-après présentent, par frontière et par mois, les nominations moyennes de capacité annuelle, mensuelle, journalière et infrajournalière. Les nominations sont comparées à la capacité qui peut être mise à la disposition du marché (NTC). D’autre part, la courbe monotone de l’utilisation de la capacité transfrontalière représente l’utilisation sur un an, chacune des heures de l’année étant classée par ordre décroissant, de l’heure la plus chargée à l’heure où la consommation est la plus faible.
Utilisation de la capacité de transport à la frontière sud en 2011 Importations
Exportations
Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre
Annuelle Mensuelle
Octobre
Journalière
Novembre
Infrajournalière
Décembre -3.500
Non nominée -3.000
-2.500
-2.000
-1.500
-1.000
-500
0
500
1.000
1.500
GWh
Utilisation de la capacité de transport à la frontière sud en 2010 Importations
Exportations
Janvier
Janvier
Février
Février
Mars
Mars
Avril
Avril
Mai
Mai
Juin
Juin
Juillet
Juillet
Août Septembre
Annuelle Mensuelle
Octobre
Journalière
Novembre
Infrajournalière
Décembre -3.500
Non nominée -3.000
-2.500
-2.000
-1.500
-1.000 GWh
-500
0
500
1.000
1.500
Août Septembre Octobre Novembre Décembre -3.500
-3.000
-2.500
-2
12 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Courbe monotone de l’utilisation de la capacité de transport à la frontière sud en 2011 % de capacités 100%
La courbe monotone d’utilisation de capacité transfrontalière représente l’utilisation de la capacité disponible sur un an, chacune des heures de l’année étant classée par ordre décroissant, de l’heure la plus chargée à l’heure la plus faible. - En abscisse sont représentées les 8.760 heures que comporte une année, - En ordonnée est représenté le pourcentage de la capacité utilisée pour l’importation et l’exportation. La courbe monotone permet de déterminer la durée pendant laquelle un certain flux transfrontalier a été réalisé.
90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%
Import
0% 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Export
100%
% Of Time
Utilisation de la capacité de transport à la frontière nord en 2011 Importations
Exportations
Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre
Annuelle Mensuelle
Octobre
Journalière
Novembre
Infrajournalière
Décembre -2.000
Non nominée -1.500
-1.000
-500
0
500
1.000
1.500
2.000
GWh
Utilisation de la capacité de transport à la frontière nord en 2010 Importations
Impor
Exportations Janvier
Janvier
Février
Février
Mars
Mars
Avril
Avril Mai
Mai
Juin
Juin
Juillet
Juillet
Août
Août
Septembre
Annuelle Mensuelle
Octobre
Journalière
Novembre
Infrajournalière
Décembre -2.000
Non nominée -1.500
-1.000
-500
0 GWh
500
1.000
1.500
2.000
Septembre Octobre Novembre Décembre -2.000
-1.500
-1.000
13 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Courbe monotone de l’utilisation de la capacité de transport à la frontière nord en 2011 % de capacités 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%
Export
0%
Import 0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
% Of Time
Congestions Les graphiques indiquent le nombre moyen (en pourcentage) d’heures par mois de congestion à une frontière par rapport au nombre total d’heures du mois et ce, dans les deux directions. A gauche, l’importation en Belgique et à droite, l’exportation de la Belgique.
Congestions à la frontière sud en 2011
I
Importations
Exportations Janvier
Janvier
Février
Février
Mars
Mars
Avril
Avril Mai
Mai
Juin
Juin
Juillet
Juillet
Août
Août
Septembre
Septembre
Octobre
Octobre
Novembre Pourcentage d’heures de congestion
Décembre -100 %
-80 %
-60 %
-40 %
-20 %
0%
20 %
40 %
60 %
80 %
100 %
Novembre Décembre -100 %
-80 %
-60
14 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Congestions à la frontière sud en 2010 Importations
Exportations Janvier
Janvier
Février
Février
Mars
Mars
Avril
Avril Mai
Mai
Juin
Juin
Juillet
Juillet
Août
Août
Septembre
Septembre
Octobre
Octobre
Novembre Décembre -100 %
-80 %
-60 %
-40 %
-20 %
0%
20 %
40 %
60 %
80 %
100 %
Pourcentage d’heures de congestion
Novembre Décembre -100 %
-80 %
Congestions à la frontière nord en 2011 Importations
Exportations Janvier
Janvier
Février
Février
Mars
Mars Avril
Avril
Mai
Mai
Juin
Juin
Juillet
Juillet
Août
Août
Septembre
Septembre
Octobre
Octobre
Novembre Pourcentage d’heures de congestion
Décembre -100 %
-80 %
-60 %
-40 %
-20 %
0%
20 %
40 %
60 %
80 %
100 %
Novembre Décembre -100 %
-80 %
-60
Congestions à la frontière nord en 2010 Importations
Exportations Janvier
Janvier
Février
Février
Mars
Mars
Avril
Avril Mai
Mai
Juin
Juin
Juillet
Juillet
Août
Août
Septembre
Septembre
Octobre
Octobre
Novembre Pourcentage d’heures de congestion
Décembre -100 %
-80 %
-60 %
-40 %
-20 %
0%
20 %
40 %
60 %
80 %
100 %
Novembre Décembre -100 %
-80 %
15 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
IV. Gestion du système IV.1 Gestion de l’équilibre Chaque responsable d’équilibre est responsable de l’équilibre quart-horaire de son portefeuille d’injections et de prélèvements. Elia, en tant que gestionnaire de réseau de transport d’électricité, veille à l’équilibre global, au sein de sa zone de réglage, entre les injections et les prélèvements d’électricité. A cette fin, Elia contracte de la puissance de réserve. Elle peut, le cas échéant, diminuer ou augmenter les injections d’énergie ou réduire le prélèvement des clients dits « interruptibles ». La subdivision entre réserve primaire, secondaire et tertiaire est principalement liée au temps de réaction et à la
durée de mise à disposition de cette réserve. Outre la réserve tertiaire activée par les unités de production, Elia peut également faire appel à la réserve acquise sur base des contrats conclus avec les clients « interruptibles ». Ceux-ci sont prêts à réduire temporairement leur prélèvement à la demande d’Elia dans les conditions définies par contrat. Le tableau et le graphique ci-après présentent un aperçu mensuel des quantités d’énergie électrique utilisées par Elia pour la gestion de l’équilibre.
Volumes activés pour le maintien de l’équilibre (balancing) en 2011 Diminution des injections
Augmentation des injections
Jan Fév Mars Avril Mai Réserve secondaire +
Juin
Réserve secondaire -
Juillet
Production +
Août
Production -
Sept
Réserve tertiaire
Oct
Interruptions contractuelles
Nov
Importations inter-TSO
Déc -100.000
Exportations inter-TSO -50.000
0
50.000
100.000
150.000
MWh Mois 2011
Réserve secondaire +
Réserve secondaire -
Production + (offres libres) 4
(offres libres) 5
Production -
Réserve tertiaire
Interruptions contractuelles
Importations Inter-TSO
Jan
59.031 MWh
-10.571 MWh
Fév
34.097 MWh
-21.159 MWh
Exportations Inter-TSO
46.843 MWh
-496 MWh
15.077 MWh
0 MWh
0 MWh
0 MWh
17.773 MWh
-4.040 MWh
3.771 MWh
0 MWh
0 MWh
-200 MWh
Mars
20.200 MWh
-45.602 MWh
4.166 MWh
-33.773 MWh
760 MWh
0 MWh
0 MWh
-1.900 MWh
Avril
20.521 MWh
-39.372 MWh
5.603 MWh
-14.618 MWh
1.295 MWh
0 MWh
400 MWh
-1.675 MWh
Mai
16.550 MWh
-48.740 MWh
2.794 MWh
-23.760 MWh
1.173 MWh
0 MWh
0 MWh
-2.450 MWh
Juin
23.478 MWh
-38.506 MWh
5.773 MWh
-10.027 MWh
711 MWh
771 MWh
0 MWh
-1.250 MWh
Juillet
24.377 MWh
-36.902 MWh
3.253 MWh
-6.732 MWh
229 MWh
0 MWh
0 MWh
-1.400 MWh
Août
30.957 MWh
-33.864 MWh
10.612 MWh
-7.145 MWh
2.600 MWh
0 MWh
0 MWh
-4.975 MWh
Sept
28.578 MWh
-28.844 MWh
7.964 MWh
-5.151 MWh
2.610 MWh
0 MWh
0 MWh
-1000 MWh
Oct
19.510 MWh
-40.920 MWh
6.400 MWh
-19.156 MWh
624 MWh
369 MWh
0 MWh
-5.150 MWh
Nov
23.153 MWh
-36.043 MWh
10.215 MWh
-17.763 MWh
1.123 MWh
0 MWh
0 MWh
-1.325 MWh
Déc
17.441 MWh
-48.883 MWh
11.036 MWh
-25.127 MWh
1.860 MWh
817 MWh
150 MWh
-5.125 MWh
Les délestages dans le cadre du plan de délestage et les volumes activés pour la gestion des congestions ne sont pas compris dans les volumes activés pour la gestion de l’équilibre (balancing). 4- 5 Offres libres dans le cadre du contrat CIPU
16 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Evolution des prix de déséquilibre en 2011
Prix de déséquilibre négatif
2011
Min (€/MWh)
Prix de déséquilibre positif
Max (€/MWh)
Avg (€/MWh)
Min (€/MWh)
Max (€/MWh)
Avg (€/MWh)
Jan
16,83 MWh
252,92 MWh
69,42 MWh
-10,17 MWh
76,40 MWh
37,75 MWh
Fév
12,55 MWh
3238,92 MWh
67,57 MWh
0,00 MWh
2759,08 MWh
30,27 MWh
Mars
11,15 MWh
346,62 MWh
62,20 MWh
-15,69 MWh
68,94 MWh
27,78 MWh
Avril
8,91 MWh
338,46 MWh
62,08 MWh
-15,98 MWh
82,86 MWh
25,84 MWh
Mai
5,67 MWh
334,23 MWh
55,67 MWh
-16,16 MWh
71,58 MWh
24,07 MWh
Juin
1,74 MWh
331,08 MWh
47,16 MWh
-23,39 MWh
61,73 MWh
21,13 MWh
Juillet
4,48 MWh
300,19 MWh
55,95 MWh
-22,52 MWh
65,20 MWh
24,29 MWh
Août
11,76 MWh
313,42 MWh
64,04 MWh
-14,95 MWh
72,32 MWh
31,98 MWh
Sept
12,09 MWh
269,31 MWh
61,63 MWh
-3,36 MWh
108,09 MWh
28,60 MWh
Oct
17,20 MWh
294,06 MWh
65,99 MWh
0,00 MWh
102,05 MWh
33,30 MWh
Nov
11,35 MWh
293,40 MWh
56,09 MWh
-13,26 MWh
69,36 MWh
23,26 MWh
Déc
11,35 MWh
293,40 MWh
56,09 MWh
-13,26 MWh
69,36 MWh
23,26 MWh
Puissance de réserve contractée en 2011 Synthèse des réserves en 2011 Réservation
MW
Réserve primaire R1
106
Réserve secondaire R2
137
Réserve tertiaire R3
400
Clients interruptibles
261
Réserve Inter-TSO
2 x 250 (Non garantie)
IV.2 Fiabilité Indicateurs de fiabilité Le réseau Elia présente une fiabilité très élevée. La fiabilité est mesurée au moyen de trois paramètres statistiques : la durée d’interruption annuelle moyenne par client sur le réseau Elia exprimée en minutes par client et par an, la fréquence annuelle moyenne d’interruption de l’approvisionnement électrique d’un client sur le réseau Elia et la durée moyenne exprimée en minutes par interruption d’électricité et par an sur le réseau Elia. Globalement, le réseau Elia obtient une fiabilité moyenne supérieure à 99,999 %. Durée moyenne annuelle d’interruption (AIT) 6 Durée (heures:minutes:secondes) 00:07:00 00:06:00 00:05:00 00:04:00 00:03:00 00:02:00 00:01:00
Minutes par client par an
00:00:00
Moyenne quinquennale 1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
17 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Fréquence moyenne annuelle d’interruption par client (AIF) 7 Fréquence 0,150 0,125 0,100 0,075 0,050 0,025
Fréquence par an Moyenne quinquennale
0,000 1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Durée moyenne d’interruption par client impacté (AID) 8 Durée (heures:minutes:secondes) 1:00:00 0:55:00 0:50:00 0:45:00 0:40:00 0:35:00 0:30:00 0:25:00 0:20:00 0:15:00
Durée moyenne par interruption
0:10:00 0:05:00
Moyenne quinquennale
0:00:00 1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Average Interruption Time 6
Average Interruption Frequency 7
Average Interruption Duration 8
Fiabilité réseau Elia
Nombre de jours par an
1999
00:04:12
0,1160
0:36:00
99,99920 %
365
2000
00:06:42
0,1240
0:54:00
99,99873 %
366
2001
00:04:00
0,0850
0:47:00
99,99924 %
365
2002
00:02:26
0,0690
0:35:00
99,99954 %
365
2003
00:05:53
0,1180
0:50:00
99,99888 %
365
2004
00:01:58
0,0500
0:40:00
99,99963 %
366
2005
00:03:01
0,0960
0:31:27
99,99943 %
365
2006
00:05:14
0,1300
0:41:23
99,99900 %
365
2007
00:03:32
0,0904
0:39:07
99,99933 %
365
2008
00:03:07
0,0800
0:38:29
99,99941 %
366
2009
00:01:34
0,0910
0:17:12
99,99970 %
365
2010
00:04:51
0,1300
0:37:24
99,99908 %
365
2011
00:02:19
0,0903
0:25:44
99,99956 %
365
6 L’Average Interruption Time exprime la durée d’interruption moyenne (en minutes) mesurée pour tous les clients. 7 L’Average Interruption Frequency exprime la fréquence annuelle des coupures d’électricité par client. Une valeur de 0,09 équivaut à une interruption par client tous les 11 ans. 8 L’Average Interruption Duration exprime la durée moyenne d’une interruption d’électricité chez un client impacté.
18 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
B. Obligations de service public I.1 Energie renouvelable : certificats verts et certificats de cogénération Les autorités fédérales et régionales ont élaboré des mécanismes de soutien pour encourager les investissements dans la production sur base de sources d’énergie renouvelable. L’un de ces mécanismes consiste en l’octroi par les régulateurs de « certificats verts » et de « certificats de cogénération » (ces derniers en Flandre uniquement) aux producteurs, démontrant l’origine verte de l’électricité produite. Ces certificats peuvent par la suite être mis en vente sur le marché des fournisseurs d’électricité ou être rachetés par Elia ou par les gestionnaires de réseaux de distribution. Les fournisseurs ont en effet pour obligation de présenter au régulateur un nombre de certificats verts proportionnel à leurs ventes. Elia, en tant que gestionnaire de réseau de transport d’électricité, est dans l’obligation légale de racheter des certificats verts qui lui sont proposés à un prix minimum défini par la législation. En ce qui concerne les certificats verts et les certificats de cogénération en Flandre, Elia propose à son tour les certificats verts ainsi acquis au marché. Les certificats verts fédéraux (production éolienne offshore) et ceux de la Région Wallonne et de la Région Bruxelles-Capitale ne sont pas admis à revente par Elia et doivent être définitivement retirés du marché. Le coût des certificats fédéraux, wallons et bruxellois ainsi que le solde correspondant à la différence entre le prix d’achat par Elia et le prix de vente sur le marché pour les certificats en Flandre sont pris en compte dans les tarifs de transport au titre d’obligations de service public, taxes et surcharges.
Certificats verts et certificats de cogénération (Flandre) achetés par Elia Million € 90 80 70 60 50
GWh
40 30
■ Certificats de cogénération - Région flamande ■ Certificats verts - Région flamande
20 10
■ Certificats verts - Région wallone
0
■ Certificats verts fédéral (offshore) 2009
2010
2011
19 • ELIA Aperçu du système et du marché 2011
Prix et volumes des certificats verts vendus en Flandre
13.967
Nombre
€/Certificat
CV Flandre
2.250
2.090
2.050 1.850 1.650 1.450 1.250 1.050
118,74
850
672
650 450 250 50
117,52 110,76
313
258 17-02-06
981
117,47
25-10-06
02-02-07
663
112 109,13 421
125,00
970
120,00 115,00
112
110,00 105,00
363 97
78,35 28-10-10 29-02-08 12-03-09 10-12-09 14-11-11 28-09-07 24-10-08 Dates de vente
100,00 95,00 90,00
Prix Nombre
Prix et volumes des certificats de cogénération vendus en Flandre Dans le cadre de ses obligations de service public en Flandre, Elia a été amenée à acheter pour la première fois en 2011 des certificats de cogénération, pour un volume de 236.130 certificats à un prix unitaire de 27 €, soit un montant de 6.375.510 €. Elia a pu revendre 12.100 certificats à un prix moyen unitaire de 18,83 €.
I.2 Economies d’énergie : utilisation rationnelle de l’énergie Promotion de l’utilisation rationnelle de l’énergie chez nos clients Dans le cadre de ses obligations de service public en Flandre, Elia soutient chaque année un plan d’action visant à stimuler l’utilisation rationnelle de l’énergie (URE) auprès de ses clients industriels raccordés à un niveau de tension de 30 à 70 kV. Elia met à leur disposition des moyens leur permettant d’économiser de manière récurrente 2,5 % d’énergie primaire par MWh fourni. L’objectif fixé pour 2011 visait une économie de 37,8 GWh d’énergie électrique. Une économie de 41,6 GWh a été réalisée. 48 projets ont été introduits et nos clients se sont engagés à investir dans quelque 44 projets d’économie d’énergie. Depuis 2003 et grâce aux actions d’Elia auprès de ses clients industriels, les économies d’énergie cumulées ont atteint 497 GWh à la fin décembre 2011, ce qui correspond à quelque 162.000 tonnes de CO2.
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Editeur responsable Catherine Vandenborre