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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


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