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Elia Aperçu du système et du marché 2010


Table des matières I. Gestion du système et du réseau et données de marché

01

I.1 Bilan énergétique du réseau Elia en 2010

01

I.2 Reprise de la consommation dans la zone de réglage Elia en 2010

02

I.3 Puissance injectée dans la zone de réglage Elia et évolution de la température 03 I.4 Energie injectée dans la zone de réglage Elia

05

I.5 Prélèvement net

06

I.6 Production

06

I.7 Importations et exportations

08

I.8 Marché day-ahead Belpex en 2010

14

I.9 Fiabilité

16

I.10 Gestion de l’équilibre

17

II. Infrastructure

19

II.1 Longueur du réseau Elia au 31 décembre 2010

19

II.2 Points d’accès

19

II.3 Mises en service

20

II.4 Capacité nominale des lignes d’interconnexion

20

III. Utilisation rationnelle de l’énergie

21

III.1 Economies d’énergie

21

III.2 Certificats verts

21


01 • ELIA Aperçu du système et du marché 201

I. Gestion du système et du réseau et données de marché I.1 Bilan énergétique du réseau Elia en 2010 Bilan énergétique du réseau Elia en 20101 (en GWh) Exportations

Importations 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:

Consommations2 76 545,2

Production locale sur le réseau Elia:

9 068,9

Injection à partir de GRD:

697,0

Total

86 311,2

Clients directs:

29 176,7

Distribution:

56 110,8

Total:

85 287,4

Pertes énergétiques: 1 575,4

Bilan énergétique du réseau Elia en 2009 (en GWh) Exportations

Importations France:

1 831,9

France:

6 642,5

Luxembourg:

1 867,5

Luxembourg:

909,7

Pays-Bas:

5 786,8

Pays-Bas:

3 769,3

Exportations nettes: 1.835,3 Injection nettes Centrales:

Consommations2 76 192,2

Production locale sur le réseau Elia:

7 214,0

Injection à partir de GRD:

679,2

Total:

84 085,5

1 Chiffres validés au 01/06/2011. 2 La consommation sur le réseau Elia, y compris la consommation couverte par la production locale.

Clients directs:

25 740,4

Distribution:

55 109,2

Total:

80 849,6

Pertes énergétiques: 1 400,6

Le bilan offre un aperçu des importations et exportations, des injections dans le réseau Elia en Belgique, de la consommation 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. 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. La consommation comprend uniquement la consommation des productions locales sur les réseaux Elia; la consommation sur des réseaux à tensions inférieures à 30 kV n’est pas comprise. La consommation est subdivisée en deux catégories: les clients directs d’Elia et les réseaux de distribution. La quantité d’énergie est exprimée en gigawattheures. 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. En 2010, la consommation au sein du réseau Elia a augmenté de 5,5 %, passant de 80,8 TWh en 2009 à 85,3 TWh en 2010, inversant ainsi la tendance baissière entraînée par la récession économique ressentie depuis le dernier trimestre de 2008. La reprise qui s’annonçait depuis la fin 2009 s’est confirmée en 2010. Les valeurs enregistrées au cours de 2010 étaient en effet supérieures aux valeurs des mois correspondants de 2009. Ces valeurs étaient néanmoins inférieures à celles des mois correspondants de 2008 et ce jusqu’au mois d’octobre 2010 inclus. Globalement, la consommation en 2010 a progressé par rapport à 2009 de 13,3 % pour les clients industriels raccordés directement au réseau Elia et de 1,8 % pour les clients industriels, professionnels et résidentiels des gestionnaires de réseau de distribution. Elle est cependant toujours en recul de 1,1 % par rapport à 2008.


02 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

I.2. Reprise de la consommation dans la zone de réglage Elia en 2010 En 2010, la consommation maximale, sur la base de l’indicateur de consommation3 au sein de la zone de réglage Elia, a été enregistrée le 1er décembre 2010 entre 17h45 et 18h00. Elle s’élève à 13 845 MW. Cette valeur est inférieure de 1,4 % au record absolu observé le 17 décembre 2007 (14 040 MW) mais est néanmoins supérieure de 2,3 % à la valeur maximale observée en 2009

(13 531 MW, le 8 janvier 2009). Le niveau de consommation le plus faible (6 278 MW) a été observé le 25 juillet 2010, entre 6h15 et 6h30.Il est supérieur de 6,4 % à la valeur minimale observée en 2009 (5 901 MW, le 26 juillet 2009).

3 L’indice de consommation couvre la majeure partie de la consommation d’électricité dans la zone de réglage, mais pas la totalité. Avec le développement de la production décentralisée (parcs éoliens, installations de cogénération qui injectent l’énergie produite dans les réseaux de distribution), la différence entre la consommation réelle dans la zone de réglage et l’indice de consommation sur base des comptages réalisés sur le réseau géré par Elia s’accroît progressivement. La consommation au niveau de la distribution dépend notamment des conditions météorologiques. L’indice de consommation est basé sur les injections d’énergie électrique dans réseau Elia et donne une approximation de la consommation d’électricité au sein de la zone de réglage Elia. L’indice est basé sur la production nette des centrales et des productions locales qui injectent à une tension de 30 kV au minimum et comprend également le bilan des importations et des exportations. L’énergie nécessaire au pompage de l’eau dans les réservoirs de stockage des centrales de pompage n’est pas incluse car elle sert au stockage temporaire d’énergie puis est à nouveau injectée ultérieurement. Les installations de production raccordées au réseau de distribution, telles que les éoliennes, les petites turbines hydrauliques ou les unités de cogénération plus petites, sont uniquement prises en compte pour autant qu’une injection nette à partir du réseau de distribution soit mesurée sur le réseau Elia. Dans les autres cas, l’injection de ces installations dans les réseaux à une tension inférieure à 30kV est consommée dans sa totalité dans ces réseaux. L’indice de consommation donne par conséquent une valeur inférieure à la consommation totale d’électricité. Parallèlement à la croissance de la production décentralisée dans les réseaux de distribution, on constate également une tendance haussière manifeste de l’injection nette à partir des réseaux de distribution dans le réseau Elia. L’injection nette dans le réseau Elia à partir des réseaux de distribution est passée de 39 GWh en 2006 à 194 GWh en 2008, 679,2 GWh en 2009 et 697 GWh en 2010. Cette tendance haussière devrait, selon toute attente, se poursuivre dans le futur. Les différences au niveau de la puissance maximale s’expliquent principalement par les différences de température et d’intensité de l’activité économique en Belgique. Le graphique présente la puissance électrique maximale par mois ainsi que les températures maximales et minimales moyennes de chaque mois (en °C).


03 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

I.3. Puissance injectée dans la zone de réglage Elia et évolution de la température Le tableau et le graphique ci-après présentent, pour chaque mois durant la période 2008-2010, la puissance électrique maximale (en MW) injectée dans la zone de réglage Elia. Les valeurs sont ba-

sées sur l’indice de consommation (voir définition plus avant - voir aussi www.elia.be).

Puissance injectée dans la zone de réglage Elia en 2008, 2009 et 2010 (pointe synchrone) MW 14 500 14 000 13 500 13 000 12 500 12 000 11 500 11 000 2008 10 500

2009 2010

10 000 Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Déc

MW

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Déc

2008

13 479

13 360

12 822

12 454

11 890

12 138

11 968

11 790

11 796

12 022

12 706

12 875

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

Puissance injectée dans la zone de réglage Elia et températures moyennes par mois en 2010 Les différences au niveau de la puissance 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 puissance électrique maximale par mois

ainsi que les températures maximales et minimales moyennes de chaque mois (en °C). Les valeurs sont basées sur l’indice de consommation (voir définition dans la note en bas de page n°3; voir aussi www.elia.be).


04 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

MW 14 500 14 000 13 500 13 000 12 500 12 000 11 500 11 000

Pointe synchrone

10 500

Temp. max. moyenne Temp. min. moyenne

10 000 Jan

Fév

Mars

pointe synchrone en MW

Avril

Mai

Juin

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Déc

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Déc

13 692

13 335

12 616

11 613

11 808

11 472

11 567

11 459

11 468

12 236

13 467

13 845

Temp. max. moy.

3,70

6,30

3,70

17,40

19,10

21,30

23,60

24,90

20,40

15,10

12,10

5,30

Temp. min. moy.

-2,50

0,80

-2,50

7,60

9,50

12,10

14,50

13,80

11,50

7,50

7,40

0,20

Avril

Mai

Juin

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Déc

Température moyenne par mois

Jan

Fév

Mars

Temp. moy. 2010

0,10

2,50

6,70

10,30

11,20

17,40

20,50

17,00

14,20

10,60

6,10

-0,70

Temp moy. 2009

0,70

3,60

6,70

12,50

14,40

16,50

18,70

19,40

15,80

11,30

9,70

6,90

Source: IRM

Croissance du Produit Intérieur Brut par trimestre en 2010 par rapport au même trimestre en 2009 Croissance PIB

1er trimestre

2e trimestre

3e trimestre

4e trimestre

1,7 %

2,7 %

2,0 %

2,1 %

Source: Banque nationale de Belgique


05 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

I.4 Energie injectée dans la zone de réglage Elia Energie injectée dans la zone de réglage en 2009 et 2010, par mois Le graphique ci-dessous présente, pour chaque mois de la période 2009-2010, la quantité d’énergie électrique (en TWh) injectée dans la zone de réglage Elia par mois et les températures moyennes en °C. Les valeurs sont basées sur l’indice de consommation

(voir définition plus avant - voir aussi www.elia.be). La consommation d’électricité est en grande partie influencée par la température et la saison.

TWh/mois

9

25

8 20 7 6

15

5 10 4 3

5

2

Energie 2009 (TWh) 0

Energie 2010 (TWh)

1

Temp. moy. 2009

0

Temp. moy. 2010

-5 Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Jan

Juin

Fév

Juillet

Mars

Août

Avril

Sept

Oct

Mai

Nov

Juin

Déc

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Déc

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

Energie 2009 (TWh)

7,83

7,00

7,03

6,33

6,37

6,27

6,22

6,30

6,65

7,16

7,01

7,59

Temp. moy. 2010

0,10

2,50

6,70

10,30

11,20

17,40

20,50

17,00

14,20

10,60

6,10

-0,70

Temp. moy. 2009

0,70

3,60

6,70

12,50

14,40

16,50

18,70

19,40

15,80

11,30

9,70

2,90


06 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

I.5 Prélèvement net Le prélèvement net d’énergie électrique est la somme d’énergie prélevée nette à tous les points d’accès, y compris le prélèvement net du gestionnaire de réseau luxembourgeois Sotel mesuré à la frontière avec la Belgique. Les prélèvements nets par région

dépendent de la localisation des points de prélèvement; par conséquent ils ne donnent qu’une approximation des prélèvements nets réels dans chaque région.

Prélèvements nets dans la zone de réglage Elia par région GWh

2007

2008

2009

2010

Flandre

48 759

48 187

43 884

45 472

Bruxelles

5 839

5 896

5 863

5 907

Wallonie (y compris Sotel)

24 000

24 420

24 044

25 010

Total Belgique

78 598

78 503

73 791

76 390

Prélèvements nets dans la zone de réglage Elia par type de clients GWh

2007

2008

2009

2010

Clients Directs

21 291

20 775

18 559

20 143

GRD

57 307

57 728

55 232

56 247

Total

78 598

78 503

73 791

76 390

I.6 Production Puissance totale par type d’installation de production4 2010

MW

Centrales nucléaires

5 934

Centrales classiques

2 619

Multicombustibles

763

Un combustible

1856

CCTG et turbines à gaz

4 387

Turbines hydroélectriques

82

Autres

1705

Cogénération

958

Incinérateurs

171

Moteurs diesel

83

Turbojets

180

Eoliennes

313

Centrales de pompage

1 308

Total sans les centrales de pompage

14 726

Total avec les centrales de pompage

16 034

4 Installations faisant l’objet d’un contrat CIPU avec Elia; valeurs basées sur la puissance technique maximale


07 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Répartition de la puissance de production installée en 2010 10,6%

8,2% 37% 0,5% Centrales nucléaires TGV et turbines à gaz 16,3%

Centrales classiques Hydroélectriques Centrales de pompage Autres 27,4%

Répartition de la production suivant le type d’installation en 2010 9% 1,6% 9,4%

Centrales nucléaires 55,5%

TGV et turbines à gaz Centrales classiques

24,5%

Centrales de pompage Autres, y compris hydroélectriques

Production mensuelle d’électricité par type d’unité de production en 2010 GWh 8 000 7 000 6 000 5 000

Centrales nucléaires

4 000

TGV et turbines à gaz

3 000

Centrales classiques

2 000

Hydroélectriques

1 000

Centrales de pompage Autres

0 jan

fév

mars

avril

mai

juin

juillet

août

sept

oct

nov

déc


08 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

I.7 Importations et exportations Flux physiques d’énergie avec les pays limitrophes Volumes importés et exportés Belgique 2007 – 2010 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

GWh

2007

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.

2008

2009

2010

France

Importations

8 331,6

7 386,3

1 831,9

3 167,0

Exportations

2 322,4

2 038,6

6 642,5

5 409,0

Pays-Bas

Importations

5 265,8

8 118,6

5 786,8

7 382,7

Exportations

5 083,7

3 004,6

3 769,3

5 313,3

Luxembourg

Importations

2 083,9

1 628,6

1 867,5

1 845,8

Exportations

1 630,7

1 517,9

909,7

1 121,5

Total

Importations

15 681,3

17 133,5

9 486,2

12 395,5

Exportations

9 036,8

6 561,1

11 321,5

11 843,8

Importations nettes

Importations nettes

Exportations nettes

Importations nettes

6 644,5

10 572,3

1835,3

551,7

Solde net d’importations d’électricité en 2010 En 2010, le bilan des importations et des exportations de la zone de réglage belge donne un solde net d’importation de 0,55 TWh, alors que 2009 enregistrait un solde net d’exportation égal à 1,83 TWh. Les échanges physiques d’électricité avec les pays voisins via le réseau Elia ont atteint 24,2 TWh, soit une augmentation de 16,3 %

par rapport aux 20,8 TWh d’échanges en 2009. En 2010, quelque 14,5 % de la consommation dans la zone de réglage Elia provient donc de l’importation. Ces différences résultent d’une forte augmentation de l’importation depuis les Pays-Bas et la France, alors que le total des exportations n’a enregistré qu’une légère hausse par rapport à 2009.


09 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Volumes d’importations et d’exportations par mois en 2010 et 2009 Les graphiques ci-dessous présentent les échanges physiques, exprimés en GWh, avec les pays limitrophes, respectivement en 2010 et 2009. Des volumes négatifs indiquent une importation, tandis que des volumes positifs indiquent une exportation. 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.

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

500

1.000

1.500

GWh

Volumes d’importations et d’exportations en 2009 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

-1.500

-1.000

-5.000

0

500

GWh

1000

1.500

2.000


10 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

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 la veille pour le lendemain. La capacité annuelle et mensuelle allouée qui n’est pas nominée est à nouveau mise à la disposition du marché comme 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’acquérir et d’utiliser de la capacité transfrontalière entre la France et la Belgique le jour de 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. Les graphiques ci-après présentent, par frontière et par mois, les nominations moyennes de capacité annuelle, mensuelle, journalière et intraday. Les nominations sont comparées à la capacité qui peut être mise à la disposition du marché (NTC).

Utilisation de la capacité de transport à la frontière sud en 2010 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre

Annuelle

Octobre

Mensuelle Journalière

Novembre

Intraday

Décembre

Non nominée -3.500

-3.000

-2.500

-2.000

-1.500

-1.000

GWh

-500

0

500

1.000

1.500


11 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Utilisation de la capacité de transport à la frontière sud en 2009 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre

Annuelle

Octobre

Mensuelle Journalière

Novembre

Intraday

Décembre

Non nominée -3.500

-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 nord en 2010 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre

Annuelle

Octobre

Mensuelle Journalière

Novembre

Intraday

Décembre

Non nominée -1.500

-1.000

-500

0

GWh

500

1.000

1.500


12 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Utilisation de la capacité de transport à la frontière nord en 2009 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre

Annuelle

Octobre

Mensuelle Journalière

Novembre

Intraday

Décembre

Non nominée -1.500

-1.000

-500

0

500

1.000

1.500

GWh

Congestions Les graphiques indiquent le nombre moyen (en pour cent) 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 en Belgique.

Congestions à la frontière sud en 2010 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Pourcentage d’heures de congestion

Décembre -100 %

-80 %

-60 %

-40 %

-20 %

0%

20 %

40 %

60 %

80 %

100 %


13 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Congestions à la frontière sud en 2009 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Pourcentage d’heures de congestion

Décembre -100 %

-80 %

-60 %

-40 %

-20 %

0%

20 %

40 %

60 %

80 %

100 %

Congestions à la frontière nord en 2010 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Pourcentage d’heures de congestion

Décembre -100 %

-80 %

-60 %

-40 %

-20 %

0%

20 %

40 %

60 %

80 %

100 %


14 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Congestions à la frontière nord en 2009 Importations

Exportations

Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Pourcentage d’heures de congestion

Décembre -100 %

-80 %

-60 %

-40 %

-20 %

0%

20 %

40 %

60 %

80 %

100 %

I.8 Marché day-ahead Belpex en 2010 Evolution en 2010 des prix sur le marché day-ahead Belpex €/Mwh 70

60

50

40

30

20

APX Belpex

10

EPEX Spot FR EPEX Spot DE

0 Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Août

Sept

Oct

Nov

Source: APX, Belpex, EPEX Spot

Prix moyen sur le marché day-ahead Belpex en 2010: 46,30 €/MWh Prix moyen sur le marché day-ahead EPEX Spot (France) en 2010: 47,40 €/MWh Prix moyen sur le marché day-ahead APX (Pays-Bas) en 2010: 45,38 €/MWh Prix moyen sur le marché day-ahead EPEX Spot (Allemagne) en 2010: 44,49 €/MWh

Déc


15 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Convergence des prix avec les bourses de l’énergie dans les pays voisins L’année 2010 a été marquée par le lancement, le 9 novembre, 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. Les résultats en matière de convergence des prix découlant de ce couplage ont donc commencé à être enregistrés à partir du 10 novembre 2010. Si on considère l’année 2010 dans sa totalité, on constate que les prix sur les marchés day-ahead en Belgique, en France et aux Pays-Bas ont été égaux pendant 59,1 % du temps (convergence totale entre les prix de l’électricité dans ces pays). Ce chiffre est légèrement inférieur à la moyenne de 63 % sur les trois premières années de fonctionnement du couplage trilatéral de marché et légèrement supérieur aux 56,8 % de convergence totale pour l’année 2009. En 2010, une convergence de prix entre les marchés day-ahead

de le Belgique et de la France a été atteinte pendant 84,9 % du temps. En ce qui concerne la convergence des prix entre la Belgique et les Pays-Bas, le pourcentage s’élève à 72,9 %. Dans les mois précédant le lancement du couplage des prix avec l’Allemagne, seules des convergences de prix sporadiques et de brève durée, purement fortuites, ont été observées avec ce pays. A partir du 10 novembre et jusqu’à la fin de l’année, les prix day-ahead de la Belgique, des Pays-Bas, de la France et de l’Allemagne ont été égaux pendant 55,1 % du temps. Pendant cette période, les prix day-ahead de la Belgique et de la France ont été égaux pendant 99,7 % du temps, ceux de la Belgique et des Pays-Bas pendant 69,3 % du temps. Le couplage de marché a permis une utilisation optimale des capacités d’importation et d’exportation à la frontière belgo-néerlandaise et à la frontière belgo-française, avec pour résultat un volume journalier moyen d’importation de 18 099 MWh et un volume journalier moyen d’exportation de 16 244 MWh.

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 2010

Jan

34,81 %

31,45 %

29,17 %

Fév Mars

23,36 %

25,89 %

48,21 %

36,74 %

6,73 %

54,51 %

Avril

19,31 %

76,94 %

Mai

64,58 %

Juillet

67,20 %

Août

32,64 % 25,40 %

BE=NL=FR=DE 18,06 %

79,72 %

Oct

49,26 %

Nov

48,61 %

Déc

38,26 %

10 %

20 %

40 %

50 %

60 %

BE = FR

9,53 %

BE = NL BE = DE

31,85 %

21,24 %

30 %

BE=FR=NL, DE <>

27,22 %

19,72 %

45,30 %

0%

6,45 %

47,04 %

50,00 %

Sept

18,41 %

11,96 %

68,55 %

Juin

70 %

80 %

Autres 90 %

100 %

Volumes négociés sur Belpex En 2010, le volume journalier moyen négocié sur le marché dayahead de Belpex s’élève à 32 446 MWh, soit environ 13,7 % de la consommation belge. C’est un peu plus qu’en 2009 où le volume journalier était de 27 782 MWh, soit 12,4 % de la consommation. En 2010, le marché day-ahead de Belpex a enregistré deux

records de volume consécutifs: le 7 décembre 2010, 78 080 MWh ont été négociés, soit un pourcentage record de 27,1 % de la consommation belge, et le 8 décembre 2010, un volume record de 80 607 MWh.


16 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

I.9 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 de plus de 99,999 %.

Durée moyenne annuelle d’interruption Durée (min./client/an) 00:07:00 00:06:00 00:05:00 00:04:00 00:03:00 00:02:00 Minutes par client par an

00:01:00

Moyenne quinquennale

00:00:00 1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Fréquence moyenne annuelle d’interruption par client Fréquence 0,150 0,125 0,100 0,075 0,050 Fréquence par an Moyenne quinquennale

0,025 0,000 1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010


17 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Durée moyenne d’interruption par client impacté Durée (heures:minutes) 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 0:10:00 0:05:00 0:00:00

Durée moyenne par interruption Moyenne quinquennale 1999

2000

Average Interruption Time5

2001

2002

Average Interruption Frequency6

2003

2004

Average Interruption Duration7

2005

2006

2007

Fiabilité réseau Elia

2008

2009

2010

nombre de jours par an

2006

05:14

0,130

41:23

99,9990 %

365

2007

03:32

0,090

39:07

99,9993 %

365

2008

03:07

0,080

38:29

99,9994 %

366

2009

01:34

0,091

17:12

99,9997 %

365

2010

04:51

0,129

37:24

99,9991 %

365

5 L’Average Interruption Time exprime la durée d’interruption moyenne (en minutes) mesurée pour tous les clients. 6 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. 7 L’Average Interruption Duration exprime la durée moyenne d’une interruption d’électricité chez un client impacté.

I.10 Gestion de l’équilibre Afin de pouvoir maintenir en permanence l’équilibre sur le réseau entre les injections et les prélèvements d’électricité, Elia contracte de la puissance de réserve. Elle peut, le cas échéant, diminuer ou augmenter les injections d’énergie ou diminuer le prélèvement chez les clients interruptibles. La subdivision entre réserve primaire, secondaire et tertiaire concerne principalement le temps de réaction et la durée de mise à disposition. Outre la réserve tertiaire

provenant de la production, Elia peut également faire appel à celle fournie via les contrats conclus avec les clients interruptibles. Ces clients sont prêts à réduire temporairement leur prélèvement à la demande d’Elia. 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.


18 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

Volumes activés pour le maintien de l’équilibre (balancing) en 2010 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 -60 000

Exportations inter-TSO -40 000

-20 000

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

MWh

Mois 2010

Réserve secondaire +

Réserve secondaire -

Production + (offres libres) 8

(offres libres) 8

Production -

Réserve tertiaire

Interruptions contractuelles

Importations Inter-TSO

Exportations Inter-TSO

Jan

37 118 MWh

-22 182 MWh

12 894 MWh

-2 295 MWh

1 915 MWh

652 MWh

975 MWh

0 MWh

Fév

28 279 MWh

-24 655 MWh

9 066 MWh

-1 416 MWh

1 366 MWh

149 MWh

0 MWh

0 MWh

Mars

23 742 MWh

-37 875 MWh

8 272 MWh

-11 245 MWh

551 MWh

0 MWh

0 MWh

2 400 MWh

Avril

22 873 MWh

-33 558 MWh

3 347 MWh

-10 177 MWh

0 MWh

308 MWh

0 MWh

200 MWh

Mai

24 715 MWh

-29 364 MWh

6 508 MWh

-3 942 MWh

446 MWh

0 MWh

0 MWh

150 MWh

Juin

32 240 MWh

-20 640 MWh

6 670 MWh

-557 MWh

1 938 MWh

0 MWh

1 750 MWh

0 MWh

Juillet

40 271 MWh

-18 678 MWh

16 942 MWh

-638 MWh

5 845 MWh

372 MWh

0 MWh

0 MWh

Aug

31 003 MWh

-25 621 MWh

5 443 MWh

-2 191 MWh

812 MWh

0 MWh

750 MWh

0 MWh

Sept

21 855 MWh

-32 613 MWh

4 570 MWh

-4 507 MWh

163 MWh

0 MWh

0 MWh

1 150 MWh

Oct

27 399 MWh

-31 960 MWh

7 727 MWh

-6 060 MWh

3 366 MWh

0 MWh

0 MWh

1 175 MWh

Nov

42 085 MWh

-15 601 MWh

14 974 MWh

-238 MWh

4 923 MWh

1 235 MWh

350 MWh

1 200 MWh

Déc

46 492 MWh

-14 748 MWh

30 175 MWh

-429 MWh

5 688 MWh

2 155 MWh

975 MWh

3 050 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). 8 Offres libres dans le cadre du contrat CIPU.

Puissance de réserve contractée en 2010 Réserve primaire

92 MW

Réserve secondaire R2

137 MW

Réserve tertiaire R3

400 MW

Clients interruptibles 9

9 Disponible en moyenne

261 MW


19 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

II. Infrastructure II.1 Longueur du réseau Elia au 31 décembre 2010 (en kilomètres) Liaisons électriques Tension (kV)

Souterraines10 (km) Aériennes11 (km) -

Total (km)

380

891

891

220

-

297

297

150

427

2 008

2 435

70

280

2 382

2 662

36

1 927

8

1 935

30

141

22

163

Total

2 775

5 608

8 383

10 Liaisons souterraines: longueur électrique 11 Liaisons aériennes: longueur géographique

II.2 Points d’accès Points d’accès au réseau Elia par région

Aperçu des points d’accès

2006

2007

2008

2009

2010

Fédéral

Régional

380 kV - 150 kV

70 kV - 30 kV

Clients directs: points de prélèvement

46

139

Clients directs: points d’injection

9

10

Clients directs: points de prélèvement et d’injection

37

55

Total clients directs

92

204

Total gestionnaires de réseaux de distribution

0

510

Total

92

714

Flandre

411

410

413

414

416

Bruxelles

55

55

55

56

56

Wallonie (y compris Sotel)

316

318

328

329

334

Total Belgique

782

783

796

799

806

Points d’accès au réseau Elia par type de clients

2006

2007

2008

2009

2010

Clients directs

281

281

290

290

296

GRD

501

502

506

509

510

Total Belgique

782

783

796

799

806


20 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

II.3 Mises en service Mises en service en 2010 Liaison

Câble/Ligne

Tension

Terne

Aubange - Moulaine L

220,00 2,00

Blauwe Toren - Brugge

150,00

C

1,00

Longueur

Type

13,3 km 707 AMS (1,7 km en Belgique) 7,5 km

2 000 AluPRC

MVA 2x 442 MVA 300 MVA

II.4 Capacité nominale des lignes d’interconnexion La capacité nominale d’une liaison à haute tension internationale est déterminée par la tension et le type de conducteur. La capacité qui peut effectivement être utilisée dépend toutefois des flux d’énergie dans le réseau considéré et dans le réseau sous-jacent ainsi que des marges de sécurité que les gestionnaires de réseau

Ligne

Tension

Type

MVA

Frontière nord Van Eyck – Maasbracht

380 kV

2x593 AMS-AC

1 350

Meerhout – Maasbracht

380 kV

2x620 AMS

1 420

Zandvliet – Borsele

380 kV

3x460 AMS

1 650

Zandvliet – Geertruidenberg

380 kV

3x460 AMS

1 650

Frontière sud Achêne – Lonny

380 kV

2x 570 AMS

1 350

Avelgem – Avelin

380 kV

2x 705 AMSzz

1 550

Avelgem – Mastaing

380 kV

2x 593 AMS-AC

1 350

Monceau – Chooz

220 kV

707 Alac

405

Aubange – Moulaine

220 kV

2 x 570 AMS

800

de transport d’électricité doivent respecter pour assurer la sécurité d’approvisionnement, en tenant compte des indisponibilités dues à des travaux ou d’éventuels incidents. La capacité transfrontalière disponible n’est par conséquent jamais égale à la somme des capacités nominales des lignes d’interconnexion.


21 • ELIA Aperçu du système et du marché 2010

III. Utilisation rationnelle de l’énergie III.1 Economies d’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. Elia met des moyens à leur disposition pour leur permettre d’économiser de manière récurrente 2,5 % d’énergie primaire par MWh fourni. Ceci concerne les installations raccordées à un niveau de tension de 36 kV à 70 kV. L’objectif fixé pour 2010 visait une économie de 45,2 GWh

d’énergie électrique alors qu’une économie de 27 GWh a été effectivement engrangée. 30 projets ont été introduits et nos clients se sont engagés à investir dans quelque 52 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 453 GWh à la fin décembre 2010, ce qui correspond à quelque 147 250 tonnes de CO2.

III.2 Certificats verts Les autorités fédérales et régionales ont élaboré des mécanismes de soutien pour encourager les investissements dans la production à partir d’énergie renouvelable. L’un de ces mécanismes consiste en l’octroi par les régulateurs de “certificats verts” aux producteurs, démontrant l’origine verte de l’électricité produite. Ces certificats peuvent par la suite être mis en vente sur le marché (fournisseurs) ou être rachetés par Elia. Les fournisseurs doivent en effet pouvoir présenter au régulateur un

nombre donné de certificats verts, en fonction de leurs ventes. Elia, en tant que gestionnaire de réseau, est dans l’obligation légale de racheter des certificats verts à un prix minimum imposé. Elia propose à son tour les certificats verts au marché, par le biais de Belpex. Le solde qui correspond à la différence entre le prix d’achat par Elia et le prix de vente sur Belpex, est pris en compte par une surcharge dans les tarifs de transport.

Prix et volumes de certificats verts Nombre

€/Certificat

CV Flandre

2 250

2090

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

20-10-10 29-02-08 12-03-09 10-12-09 28-09-07 24-10-08 Dates de vente

100,00 95,00

Prix

90,00 Nombre


02 • ELIA Systeem- en marktoverzicht 2010

www.elia.be

Elia Boulevard de l’Empereur 20 B-1000 Bruxelles Tél: +32 2 546 70 11 Fax: +32 2 546 70 10

Editeur responsable Jacques Vandermeiren

/Apercudusystemeetdumarche_2010_web  

http://www.elia.be/~/media/files/Elia/publications-2/brochures/Apercudusystemeetdumarche_2010_web.pdf

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