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
C°
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