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27 juin 2012En cas de mise à l’arrêt temporaire : une disponibilité obligatoire en cas de force majeureLa législation actu...
27 juin 2012menacée à court terme, les producteurs disposant d’unités mises temporairement à l’arrêt doiventremettre leurs...
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27 juin 2012A titre d’exemple, le graphique ci-dessous illustre que l’effet du calendrier actuel pour les trois           ...
27 juin 2012                                       Mise en œuvre/timing    -   La loi du 31 janvier 2003 sera modifiée dan...
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27 juin 2012      2) Une vision et des outils pour l’avenir à développer dès aujourd’hui.Pour bien réussir une transition,...
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27 juin 2012           o   Les flux de transit sont définis par les flux physiques qui traversent le pays.           o   L...
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  1. 1. 27 juin 2012 Le système électrique belge à la croisée des chemins : une nouvelle politique énergétique pour réussir la transitionSommairePréambule ............................................................................................................................................... 2Executive Summary ................................................................................................................................. 3I. L’électricité : un bien de première nécessité, un produit spécifique .............................................. 4II. Un système électrique en transition ............................................................................................... 5 1) De nouveaux défis : la libéralisation et la production renouvelable........................................... 5 2) Des objectifs précis mais pas de voie claire pour y mener ......................................................... 7 3) La situation en Europe : des solutions divergentes à des problèmes similaires. ........................ 8III. Le cas de la Belgique : un problème d’adéquation et de flexibilité .......................................... 10IV. Une nouvelle politique énergétique belge basée sur des choix positifs ................................... 15 1) Un plan pour assurer la sécurité d’approvisionnement à court terme .................................... 16 i. Un mécanisme de sécurité transitoire lorsque des mises à l’arrêt menacent la sécurité d’approvisionnement .................................................................................................................... 17 ii. Un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à disposition du marché d’une tranche nucléaire............................................................................ 25 iii. Appel d’offre pour des nouvelles capacités de production à base de gaz. ........................... 28 2) Une vision et des outils pour l’avenir à développer dès aujourd’hui........................................ 31 i. Développer les interconnexions ............................................................................................ 31 ii. Gestion de la demande ......................................................................................................... 34 iii. Stockage ................................................................................................................................ 35 iv. Meilleure intégration du renouvelable et des unités incompressibles au réseau ................ 36 v. Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires ........................................ 38 vi. Mettre en place un véritable monitoring du marché............................................................ 38 vii. Simplifier les procédures administratives ......................................................................... 39V. Annexes ......................................................................................................................................... 40 1) Les contrats interruptibles ........................................................................................................ 40 Page 1 sur 41
  2. 2. 27 juin 2012 PréambuleCe document constitue le résultat des consultations, analyses et travaux menés avec l’aide de moncabinet entre décembre 2011 et juin 2012.Il donne, dans le prolongement de l’accord de gouvernement du 1er décembre 2011, une vision enmatière de sécurité d’approvisionnement en électricité à court, moyen et long terme. L’accord degouvernement prévoit que :« Le Gouvernement élaborera, sans délai et au plus tard dans les six mois après son installation, unplan d’équipement en nouvelles capacités de production d’énergies diversifiées permettant d’assurerde façon crédible l’approvisionnement électrique du pays à court, moyen et long terme.Dans cette perspective, en toute transparence et dans le respect des règles de concurrence, leGouvernement s’assurera auprès des acteurs et des investisseurs potentiels de l’effectivité de la misesur le réseau de ces nouvelles capacités de production dans des délais compatibles à la fois avec lafermeture des centrales nucléaires et avec la croissance prévisible de la consommation énergétique.En fonction de l’agenda de mise sur le réseau de ces nouvelles capacités, les dates définitives defermeture des centrales nucléaires seront précisées par le Gouvernement.Ledit plan d’équipement fera l’objet d’un monitoring et le cas échéant d’appels d’offre duGouvernement. Les sites pour de nouvelles unités seront sélectionnés avec les Régions, afind’accélérer les procédures, notamment en examinant la mise à disposition de sites inoccupés. »Ce document trace également un chemin vers un nouveau modèle électrique basé sur unecontribution de plus en plus importante du renouvelable qui implique : - le développement de capacités de production flexibles en complément des capacités renouvelables ; - une action tournée aussi vers d’autres outils, innovants, qui ne sont plus basés exclusivement sur la notion de production (gestion de la demande, stockage, interconnexions, etc.).Sa mise en œuvre est pour moi priorité absolue. Elle devra se faire de manière progressive, sur basedes consultations nécessaires et dans le respect des partenaires du gouvernement et des règlesinhérentes à son fonctionnement. Melchior WATHELET, Secrétaire d’Etat à l’Energie Page 2 sur 41
  3. 3. 27 juin 2012 Executive SummaryL’électricité est un bien de première nécessité spécifique (offre doit être égale à demande)Système électrique en pleine mutation : libéralisation + production renouvelable intermittente etdécentraliséeTrois objectifs pour le système électrique : sécurité d’approvisionnement, prix, environnement.Développement production renouvelable exige des capacités flexibles et de back-up (gaz)Incertitudes sur rentabilité des centrales gaz en raison du rapport prix gaz – prix électricité et del’influence de la production nucléaire et intermittente sur la production de ces centrales.Deux difficultés en Belgique : Adéquation (manque jusque 2000 MW à l’horizon 2017 et 4800 MWsans recours/dépendance aux importations) en raison des fermetures potentielles pour raisonsjuridiques, environnementales ou économiques.et flexibilité en raison des unités incompressibles(risque de surproduction jusque 3000 MW)Plan court terme indispensable dynamique et constitué de mesures complémentaires qui respecte lemarché, renforce la concurrence, garanti l’approvisionnement, limite les coûts, favorise lesinvestissements, et ce qu’elles que soient les évolutions des paramètres comme la demande.• Prolongation de dix ans d’une tranche nucléaire (Doel 1&2 ou Tihange 1) qui sera mise à disposition du marché• Inscription dans la loi du calendrier définitif de sortie du nucléaire avec adaptation aux contraintes hivernales (fermeture définitive des centrales fixées au mois d’avril/fin de l’hiver) et suppression de la possibilité de dérogation par Arrêté Royal (article 9 de la loi de 31 janvier 2003).• Meilleur encadrement des fermetures définitives (mise à disposition du marché et si nécessaire réserve stratégique) et temporaires (possibilité d’activation en cas de force majeure)• Appel d’offres pour concrétiser les investissements en nouvelles capacités de production gazNécessité d’une vision à long terme : Système électrique en pleine mutation, nécessité de capacitésgaz flexibles pour accompagner le renouvelable mais une politique axée que sur la production nesuffit plus. Il faut agir dans les domaines suivants :• Les interconnexions• La gestion de la demande• Le stockage• Une meilleure intégration du renouvelable• Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires• La mise en place d’un monitoring permanent de la sécurité d’approvisionnement• La simplification des procédures administratives Page 3 sur 41
  4. 4. 27 juin 2012 I. L’électricité : un bien de première nécessité, un produit spécifiqueL’électricité est un bien de première nécessité pour le fonctionnement d’un Etat et d’une rarecomplexité. Cela explique l’attention particulière qui lui est accordée par les pouvoirs publics et peutjustifier, en cas de nécessité, une intervention de ceux-ci. Mais l’électricité doit par ailleurs répondreaux règles de marché et de concurrence ; les intérêts et décisions des acteurs privés doivent doncêtre respectés.L’électricité est devenue un bien de première nécessité pour les citoyens, les services, les industries.Les télécommunications, les transports publics, les soins de santé, les activités de production, etc.,sont dépendants à des degrés divers d’un approvisionnement électrique. La disponibilité del’électricité est donc une donnée fondamentale pour le bon fonctionnement d’une société et son prixa des impacts en termes de pouvoir d’achat et de compétitivité.L’électricité est transportée du producteur vers le consommateur par un réseau de lignes aérienneset de câbles souterrains. Ce réseau doit en permanence être à l’équilibre (et ce, à une fréquencedevant constamment être la plus proche possible de 50 hertz, niveau à respecter à l’échelleeuropéenne vu l’interconnexion entre tous les réseaux de transport européens). Ceci signifie quel’offre (qui est définie par les opérateurs mais aussi par les conditions de production commel’intensité de vent et de soleil) doit en permanence être égale à la demande (qui fluctue sans cesse etconnaît des périodes de pointe généralement en fin de journée). Si l’offre diffère trop fortement dela demande, un déséquilibre se créée, qui peut mener à un effet sur la fréquence (à la hausse si tropd’offre ou à la baisse si pas assez). Si la fréquence oscille de manière trop importante (en centièmesd’Hertz), des éléments connectés au réseau déclenchent, engendrant des oscillations plusimportantes sur la fréquence, engendrant des déclenchements plus importants, etc. Un cerclepervers peut s’installer en quelques secondes, pouvant mener rapidement à un déclenchementgénéral, c’est-à-dire à un black-out. Cette exigence d’équilibre est rendue d’autant pluscontraignante qu’à l’heure actuelle, aucune solution de stockage de masse de l’électricité n’a ététrouvée. S’il existe bien des solutions qui peuvent s’apparenter à du stockage comme les stations depompage-turbinage (Coo et Plate-taille en Belgique), celles-ci restent limitées en capacité et enflexibilité.L’électricité est donc effectivement un produit spécifique : - tout le monde en a besoin, chacun dans des proportions et à des moments différents, qui peuvent varier d’un jour à l’autre en fonction des activités, des conditions météorologiques, etc. ; - des contraintes techniques imposent que dès que la demande d’électricité augmente (des milliers de personnes qui rentrent chez eux à la même heure) des capacités de production équivalentes puissent être mises en marche quasi-immédiatement. Et, à l’inverse, quand la demande diminue (nuit, week-end), il faut également être capable d’arrêter des capacités de production équivalentes. Page 4 sur 41
  5. 5. 27 juin 2012 II. Un système électrique en transition 1) De nouveaux défis : la libéralisation et la production renouvelableLe système électrique belge est, comme tous les systèmes en Europe, influencer par deux lames defonds : - la libéralisation - le développement de la production à partir de sources d’énergie renouvelables.Les premières bases de la libéralisation ont été posées par la directive 96/92/EG du Parlementeuropéen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant les règles communes pour le marchéintérieur de l’électricité. La directive 2003/54/CE et la directive 2009/72/CE ont confirmé la volontéeuropéenne de poursuivre ce processus de libéralisation.Ce mouvement de libéralisation choisi par l’Europe avait comme objectif d’ouvrir les marchésdominé par des grands groupes monopolistiques afin de permettre une réelle concurrence. Cetteconcurrence était supposée mener à la formation de prix « justes » (c’est-à-dire représentatifs descoûts) tout en assurant que les investissements nécessaires à la sécurité d’approvisionnement soientréalisés par le marché.En théorie, une libéralisation réussie doit donc permettre de rencontrer deux grands objectifs : - des prix représentatifs des coûts et donc les plus accessibles possibles pour les consommateurs résidentiels (pouvoir d’achat), PME et consommateurs industriels (compétitivité) ; - la sécurité d’approvisionnement par le maintien de l’adéquation entre les capacités de production et la demande (moyenne et de pointe) en électricité.Le développement du recours à la production d’électricité renouvelable trouve son origine dansdeux phénomènes : - historiquement, les premières bases ont été posées par les chocs pétroliers de 1973 et 1979 qui ont fait prendre conscience aux pays importateurs d’énergie fossile1 (principalement de pétrole) du risque de faire dépendre leur sécurité d’approvisionnement de ressources primaires dont ils ne disposent pas. Si ces événements auront surtout mis en avant la notion de diversification (des sources d’approvisionnement et des ressources), ils ont également donné du crédit aux notions d’énergie renouvelable et d’efficacité énergétique. - Plus récemment, la montée de la préoccupation climatique (et, dans une moindre mesure, le débat sur l’épuisement des réserves en énergie fossile comme la notion de « pic pétrolier ») a donné un coup d’accélérateur au développement de la production électrique à base d’énergies renouvelables en raison notamment de leur faible impact en termes d’émissions de gaz à effet de serre.1 Les principales énergies fossiles sont le pétrole, le gaz et le charbon. Page 5 sur 41
  6. 6. 27 juin 2012L’Europe a fait de la production d’électricité renouvelable un objectif prioritaire avec l’adoption de ladirective 2001/77/CE relative à la promotion de lélectricité produite à partir de sources dénergierenouvelables sur le marché intérieur de lélectricité. L’adoption en décembre 2008 du paquet« énergie-climat » (appelé également paquet 20-20-20 2 ) a fixé un objectif de 20% d’énergierenouvelable dans le mix énergétique à l’horizon 2020, objectif qui doit être atteint en grande partiepar la production d’électricité. Cela se traduit par un objectif contraignant pour chaque Etat-Membre(13% pour la Belgique) et l’adoption en 2009 de la directive 2009/28/CE relative à la promotion del’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.Si des règles et obligations environnementales existaient déjà au préalable, notamment en matièrede rejet de polluants, le système électrique se voit maintenant clairement attribuer un objectifsupplémentaire, celui de protection de l’environnement et de réduction des émissions de gaz à effetde serre (de décarbonisation).2 20% de réduction des émissions de gaz à effet de serre, 20% de renouvelable dans la consommationd’énergie, et 20% d’efficacité énergétique supplémentaire à l’horizon 2020. Page 6 sur 41
  7. 7. 27 juin 2012 2) Des objectifs précis mais pas de voie claire pour y menerLe système électrique a donc dû évoluer, en quelques décennies à peine, d’un système régulé quin’avait pour seul objectif que d’assurer la sécurité d’approvisionnement vers un système libéralisédevant, en plus d’assurer la sécurité d’approvisionnement, offrir des prix justes et transparents etassurer la transition vers un système de production renouvelable et décarbonisé. Le triangle« approvisionnement – prix – environnement » est devenu le paradigme central du systèmeélectrique en Europe.Pour atteindre cet objectif, l’Europe a choisi deux voies différentes : - une voie qu’on pourrait qualifier de « libérale » : la libéralisation du marché où des acteurs privés se substituent progressivement à d’anciens grands blocs liés aux autorités publiques et où des marchés ouverts et interconnectés se substituent à des marchés fermés et nationaux ; - une voie « interventionniste » : la fixation d’objectifs contraignants comme le développement d’un type de production (le renouvelable) et la mise en place de mécanismes de subventionnement pour atteindre ces objectifs.La question énergétique est devenue d’une grande complexité, les objectifs, les acteurs, les moyensd’actions et les contraintes se sont multipliés. Chaque acteur du marché (pouvoirs publics,producteurs, gestionnaires de réseaux, fournisseurs, traders, consommateurs, organes de régulation,etc.) agit en fonction des objectifs qu’il poursuit et en tenant compte des moyens d’actions et descontraintes existantes.Si les objectifs globaux sont clairement identifiés le manque de clarté est en revanche total sur lesmoyens à mettre en œuvre pour réussir cette transition et la coordination au niveau européen estlargement insuffisante. Page 7 sur 41
  8. 8. 27 juin 2012 3) La situation en Europe : des solutions divergentes à des problèmes similaires.Dans tous les pays européens, et particulièrement dans les pays de la plaque CWE3 qui forment avecla Belgique un marché et un système électriques de plus en plus interconnectés, on retrouve lesmêmes préoccupations : comment atteindre un bon équilibre entre les trois éléments du nouveauparadigme électrique : la sécurité d’approvisionnement, les prix justes et transparents (en ce inclut laprotection des consommateurs), le respect de l’environnement et la décarbonisation.Aucun pays n’a jusqu’à présent trouvé cet équilibre. - Beaucoup de pays sont en train de glisser d’une situation d’excédents de production vers un risque de sous-capacités (France, Allemagne, Grande-Bretagne). Les Pays-Bas, qui ont eu la chance de connaître, juste avant la crise économique de 2008, plusieurs décisions fermes d’investissement, font l’exception et disposent à l’heure actuelle d’excédents de capacités de production. - La transparence des prix est difficile à atteindre. - La libéralisation progresse à des rythmes et selon des modèles différents. - Le développement de la production renouvelable requiert des systèmes de soutien spécifiques qui divergent fortement d’un pays à l’autre et font pour la plupart actuellement l’objet de réflexions et réformes.Les défis rencontrés sont similaires. - L’augmentation de la production décentralisée (notamment renouvelable) nécessite une adaptation et des investissements importants dans les réseaux de transport et de distribution qui ont été conçus sur base d’un système centralisé autour de grosses unités de production. - Le développement des sources de production intermittentes complexifie la gestion du système électrique en introduisant dans le système un élément d’incertitude : on n’a pas de maîtrise sur le vent ou le soleil. Pour ces installations, ce ne sont plus l’opérateur ni la demande qui décide quand l’électricité est produite, c’est la capacité de produire qui est l’élément déterminant. - La production des unités thermiques classiques est influencée par la priorité dont dispose le renouvelable (priorité accordée par la législation européenne et priorité de fait liée au faible coût marginal de ces unités). Les unités classiques, indispensables pour couvrir la demande notamment quand les conditions météorologiques ne permettent pas une production renouvelable significative, doivent donc atteindre leur rentabilité en ayant plus d’incertitudes sur leur niveau de production. - La libéralisation et l’ouverture du marché ont dilué la responsabilité de la sécurité d’approvisionnement entre plusieurs acteurs dont ce n’est pas forcément l’objectif principal.3 Central West Europe : Benelux, France, Allemagne Page 8 sur 41
  9. 9. 27 juin 2012Les Etats partagent les mêmes interrogations. - La capacité du marché à rencontrer de manière continue l’objectif de sécurité d’approvisionnement est mise en doute. De plus en plus de pays s’orientent vers des mécanismes de soutien aux capacités. Dans ce cadre, d’autres mécanismes que la construction de capacités sont également étudiés voire soutenus pour adresser le défi de la sécurité d’approvisionnement, comme la gestion de la demande (demand side management) et le développement des interconnexions. - La question de la contribution des énergies renouvelables aux objectifs de sécurité d’approvisionnement et à des prix justes et transparents se pose également, sans toutefois que cela ne remette en cause la nécessité de développer le recours à ces énergies. Au-delà de la production renouvelable elle-même, c’est surtout l’impact des mécanismes de soutien qui est analysé et on assiste à des adaptations de ces mécanismes.Malgré la similitude des défis rencontrés, le mouvement d’harmonisation européen (interconnexionsdes réseaux et des marchés, objectifs énergétiques contraignants, processus de libéralisation)s’accompagne de grandes disparités nationales (niveaux de libéralisation et d’ouverture différentsd’un pays à l’autre, absence de concertation sur les choix nationaux de mixte énergétique, mise enœuvre de mécanismes de soutien aux capacités renouvelables ou classiques différents et sansconcertation).Plus globalement se pose la question de savoir si la libéralisation du marché est, seule, à même depermettre la réalisation des trois objectifs « sécurité d’approvisionnement – prix – environnement ».Le processus de libéralisation est trop jeune et la multiplication des objectifs trop récente que pourpouvoir répondre à cette question. Mais deux constats paraissent indiscutables au vu des évolutionsdans les différents pays : - le marché ne permet pas à l’heure actuelle de remplir les trois objectifs ; - une plus forte harmonisation politique est nécessaire au niveau européen car le mouvement d’interconnexion des réseaux est indispensable pour pouvoir gérer un parc de production de plus en plus intermittent et doit s’accompagner d’une harmonisation des règles et mécanismes.En tout état de cause, le système électrique européen est en pleine transition et, en l’absence oudans l’attente d’une véritable politique énergétique européenne, chaque Etat essaie de trouver sarecette pour réussir au mieux cette transition. Page 9 sur 41
  10. 10. 27 juin 2012III. Le cas de la Belgique : un problème d’adéquation et de flexibilitéLa Belgique est à un tournant de son histoire électrique.En effet, alors qu’elle fait face aux mêmes défis que les pays limitrophes, à savoir comment assurerl’équilibre entre les objectifs de sécurité d’approvisionnement, de prix et de protection del’environnement dans un système électrique en pleine évolution de par la libéralisation et lesobjectifs environnementaux contraignants, la Belgique doit en outre concrétiser le processus desortie du nucléaire inscrit dans la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de lénergie nucléaireà des fins de production industrielle délectricité.Cette loi fixe la durée de vie des réacteurs nucléaires en Belgique à 40 ans et prévoit notamment lafermeture d’environ 1800 MW de capacité nucléaire en 2015 (trois réacteurs : Doel 1, Doel 2 etTihange 1), selon le calendrier de sortie suivant :- Doel 1 (433 MW) : 15 février 2015- Tihange 1 (962 MW) : le 1er octobre 2015- Doel 2 (433 MW) : le 1er décembre 2015- Doel 3 (1006 MW) : le 1er octobre 2022- Tihange 2 (1008 MW) : le 1er février 2023- Doel 4 (1038 MW) : le 1er juillet 2025- Tihange 3 (1046 MW) : le 1er septembre 2025Plusieurs études récentes (Rapport du Groupe GEMIX de septembre 20094, Etudes de la CREG de juin20115 et d’octobre 20116) ont mis en évidence des difficultés potentielles pour le système électriquebelge (interconnexions y comprises) de couvrir à tout moment la demande d’électricité,particulièrement lors des pics de consommations. De telles difficultés ont également été identifiéespour le marché CWE, à l’exception des Pays-Bas, par un rapport7 Entso-E8 en décembre 2011.4 Quel mix énergétique idéal pour la Belgique aux horizons 2020 et 2030 ?5 Etude (F)110616-CDC-1074 relative aux besoins en capacité de production délectricité en Belgique pendant lapériode 2011-20206 Etude (F)111013-CDC-1113 relative à la capacité de production délectricité installée en Belgique en 2010 etson évolution7 An Overview of System Adequacy : Winter Outlook report 2011/2012 and Summer Review 2011, Entso-E8 European Network of Transmission System Operators for Electricity : rassemble les gestionnaires de réseau detransport d’électricité européens. Page 10 sur 41
  11. 11. 27 juin 2012 9FIGURE 1 : ANALYSE DES BESOINS D’IMPORTATION PAR PAYS EN CAS DE CONDITIONS SÉVÈRESPour disposer d’une analyse la plus à jour possible de la situation belge, l’administration fédérale del’Energie a réalisé fin 2011-début 2012 une mise à jour du répertoire sur les capacités de productionafin notamment de connaître les intentions des producteurs en termes de déclassements et lesdécisions en matière de nouveaux investissements. Cette approche, basée sur des intentions et desdécisions d’opérateurs plutôt que sur des projections, se veut complémentaire aux exercices déjàréalisés (études prospectives électricité, GEMIX, CREG, projections et objectifs régionaux). La volontéétait de disposer d’une photographie de l’évolution attendue du parc de production belge à courtterme (2012-2017) dans un scénario business-as-usual.Cette étude10, dont les principaux enseignements sont repris ci-dessous, confirme les risques quipèsent sur la sécurité d’approvisionnement en Belgique et permet d’estimer précisément les besoinsen la matière pour les cinq années qui viennent.9 An Overview of System Adequacy : Winter Outlook report 2011/2012 and Summer Review 2011, Entso-E, p.17.10 Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017, DG Energie, Juin 2012. Page 11 sur 41
  12. 12. 27 juin 2012Sur la période 2012-2017, les capacités de productions installées en Belgique ne permettent pas decouvrir la demande de pointe à partir de 2014, voire 2013 en cas de croissance de la demande. Lemanque se renforce année après année jusqu’à une fourchette de 2500 à 4500 MW en 2017. 11 TABLEAU 1: ADÉQUATION EN CHARGE DE POINTE SELON LE MODÈLE DÉTERMINISTE (MW) Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017 STABLE (2010) - 383 - 317 1 411 3 017 3 026 3 495 LOW -1% - 670 - 744 844 2 311 2 184 2 518 SUP +1% - 94 120 1 995 3 751 3 912 4 533 Vert : la charge de pointe est couverte par les capacités disponibles en l’absence de toute production renouvelable. Jaune – orange : les capacités disponibles ne parviennent pas à satisfaire la charge de pointe en l’absence de production renouvelable.Le modèle probabiliste, sans importation mais avec renouvelable, donne des résultats similaires.L’écart à couvrir par les importations apparaît dès 2014 (entre 1600 et 2400 MW) et se renforcejusqu’en 2017 (entre 2000 et 4800 MW12) 13 TABLEAU 2: ADÉQUATION SELON LE MODÈLE PROBABILISTE, SANS IMPORTATION ET AVEC RENOUVELABLE (MW) Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017 STABLE (2010) 800 400 2 000 3 200 3 200 3 600 LOW-1% 400 0 1 600 2 800 2 400 2 800 SUP+1% 800 800 2 400 4 000 4 000 4 800 14 Vert : les capacités disponibles sont suffisantes pour respecter un LOLE de 16 h. Jaune – orange : les capacités disponibles sont insuffisantes pour respecter un LOLE de 16 h. Sans importation, les capacités manquantes en moyenne sont celles mentionnées.A l’exception d’un scénario supposant une baisse de la demande d’électricité de 1% par an entre2012 et 2017, la sécurité d’approvisionnement ne peut pas être garantie sur toute la période 2012-2017, même en prenant en compte la production renouvelable et les importations, comme l’indiquele tableau suivant. La sécurité d’approvisionnement ne peut plus être assurée dès 2015 (besoinestimé entre 800 MW en cas de demande stable et 1200 MW en cas de hausse de la demande de 1%par an) et la situation se dégrade jusqu’en 2017 (manque estimé de 1200 à 2000 MW).11 Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017, DG Energie, Juin 201212 e La différence entre les 4500 MW mentionnés au premier tiret et les 4800 MW mentionnés au 2 tirets’explique par la différence de modèle utilisé. En effet, le modèle déterministe n’intègre pas les probabilités(production renouvelable, incident, maintenance, etc.) au contraire du modèle probabiliste.13 Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017, DG Energie, Juin 201214 LOLE :Loss Of Load Expectation : Espérance mathématique du nombre d’heures de défaillance, c’est-à-dire dunombre d’heures par an durant lesquelles l’ensemble de la demande ne peut pas être couverte. Page 12 sur 41
  13. 13. 27 juin 2012 15 TABLEAU 3: ADÉQUATION SELON LE MODÈLE PROBABILISTE, AVEC IMPORTATIONS ET RENOUVELABLE (MW) Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017 STABLE (2010) 0 0 0 800 400 1 200 LOW-1% 0 0 0 0 0 0 SUP+1% 0 0 0 1 200 1 200 2 000 Vert : les capacités et les importations disponibles sont suffisantes pour respecter un LOLE de 3 h. Jaune – orange : les capacités et les importations disponibles ne sont pas suffisantes pour respecter un LOLE de 3 h. Les capacités manquantes en moyenne à mettre en service sont celles mentionnées.Le rapport de la DG Energie met également en évidence un risque de surproduction en charge debase (demande minimale) lorsque l’addition de la production renouvelable (qui dispose d’unepriorité sur le réseau) et de la production incompressible (unités must-run pour des raisonsfinancières, techniques ou de participation à l’équilibrage du réseau) dépasse de façon significative leniveau de la demande : - Il y a déjà une surcapacité lors de la charge de base, sans prendre en compte le renouvelable, qui est comprise entre 2150 et 2400 MW en 2012. Elle reste stable jusqu’en 2014 et diminue très fortement en 2015 (entre 110 et 735 MW en fonction d’évolution de la demande) et n’évolue plus beaucoup jusque 2017 (entre -45 MW et 835 MW). TABLEAU 4: ADÉQUATION EN CHARGE DE BASE SANS PRODUCTION RENOUVELABLE SELON LE MODÈLE DÉTERMINISTE 16 (MW) Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017 REF2010 2 282 2 288 2 016 428 418 410 LOW-1% 2 406 2 474 2 263 735 785 836 SUP+1% 2 156 2 098 1 761 108 32 -43 Jaune – orange : les capacités « must run » et « baseload » disponibles, en absence de toute production renouvelable, dépassent la charge de base (excès de production). Parme : les capacités « must run » et « baseload » disponibles, en l’absence de toute production renouvelable, ne parviennent pas à assumer la charge de base15 Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017, DG Energie, Juin 201216 Idem Page 13 sur 41
  14. 14. 27 juin 2012 - En prenant en compte la production renouvelable, le risque de surcapacité reste important même après 2015 (entre 1150 et 2000 MW) et augmente jusque 2017 (entre 1750 et 2900 MW) 17 TABLEAU 5: ADÉQUATION DU « PARC INCOMPRESSIBLE » PAR LE MODÈLE PROBABILISTE (MW) Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017 REF2010 2 278 2 624 2 635 1 559 2 097 2 347 LOW-1% 2 441 2 868 2 958 1 961 2 577 2 904 SUP+1% 2 113 2 376 2 302 1 141 1 593 1 756 Orange : les capacités « incompressibles » sont supérieures à la demande (excès de production).En l’état actuel des choses, la sécurité d’approvisionnement en Belgique est donc menacée à courtterme par un manque d’offre en cas de demande de pointe (problème d’adéquation) maiségalement par un excédent d’offre en cas de demande minimale (problème d’incompressibilité duparc, donc de manque de flexibilité).Ces menaces sont renforcées à court terme, en ce qui concerne l’adéquation, par : - les intentions, risques ou obligations de déclassement de capacités de production thermiques classiques (gaz, charbon, fioul) pour des raisons environnementales (directive sur les grandes installations de combustion18) ou économiques (manque de rentabilité), principalement en 2014 et dans une moindre mesure en 2017 ; - la fermeture prévue de 1800 MW nucléaires en 2015.En matière de surcapacité, la situation est influencée à court terme : - dans le sens d’une réduction du risque de surcapacité par la fermeture de 1800 MW nucléaire ; - dans le sens d’une augmentation du risque par les décisions d’investissements en matière de renouvelable, particulièrement en matière d’éolien.17 Idem18 Directive 2001/80/CE du Parlement Européen et du Conseil du 23 octobre 2001 relative à la limitation desémissions de certains polluants dans l’atmosphère en provenance des grandes installations de combustion Page 14 sur 41
  15. 15. 27 juin 2012IV. Une nouvelle politique énergétique belge basée sur des choix positifsLa photographie réalisée par l’administration de l’Energie confirme ce qui avait été mis en lumièrepar d’autres études : de nouvelles mesures sont indispensables pour assurer la sécuritéd’approvisionnement à court terme. S’il est impératif d’agir rapidement, il est égalementindispensable que les mesures s’insèrent dans une perspective de plus long terme, celle de latransition vers un nouveau modèle énergétique articulé autour d’un système électrique plusdécentralisé, plus intermittent, plus flexible, plus interconnecté et plus intelligent (en termes degestion de la demande notamment).Ces mesures devront également tenir compte des différents objectifs et responsabilités des acteursdu marché et respecter les spécificités de chacun.Elles ne pourront qu’être transitoires dans l’attente : - soit d’un modèle de marché permettant de remplir les trois objectifs de sécurité d’approvisionnement, de prix et de protection de l’environnement ; - soit d’une politique énergétique européenne plus harmonisée qui complète le marché par des mesures nécessaires à l’atteinte des trois objectifs précités.Il est dès lors tout d’abord proposé de mettre en œuvre un plan permettant d’assurer la sécuritéd’approvisionnement à court terme, constitué de mesures qui devront être élaboréesprioritairement dans la deuxième moitié de l’année 2012 pour pouvoir entrer en vigueur le plus tôtpossible.Il Ce plan court terme s’inscrit également dans une vision du futur système électrique et des moyensà mettre en œuvre pour y parvenir. Cette vision doit permettre de stabiliser le marché de laproduction en Belgique et de donner un signal clair à tous les intervenants sur la manière dont laBelgique entend réussir la transition vers un nouveau système électrique. Page 15 sur 41
  16. 16. 27 juin 2012 1) Un plan pour assurer la sécurité d’approvisionnement à court termeA partir de 2015, le risque est grand que la sécurité d’approvisionnement ne puisse être assurée enpermanence par l’addition de notre production et des interconnexions. Il manque, selon l’analyse laplus récente et sur base des intentions des producteurs (déclassements et investissements), jusque1200 MW en 2015 pour ramener ce risque dans des proportions acceptables19 pour l’ensemble desscénarios probables (c’est-à-dire notamment hors scénario « de crise » comme une vague de froidlongue et intense).En matière électrique, 3 ans, c’est demain ! La construction de nouvelles capacités de production oude stockage, le développement des interconnexions, la mise en œuvre d’outils significatifs de gestionde la demande, etc., sont des développements qui demandent plusieurs années avant de fournirleurs premiers effets. Si l’on devait connaître un problème de sécurité d’approvisionnement à cejour, il faudrait probablement des années pour le résoudre. En matière de gestion du systèmeélectrique, il est donc indispensable d’anticiper les évolutions futures.D’ici à 2015-2017, on ne peut donc, pour réduire significativement le risque en matière de sécuritéd’approvisionnement, qu’agir sur les capacités déjà installées et sur les projets qui sont dans unstade d’avancement suffisant.S’agissant d’un plan de court terme, il doit répondre à plusieurs critères : - il doit pouvoir entrer en vigueur le plus rapidement possible ; - il doit être précis et ciblé afin notamment de ne pas perturber le marché ; - le coût doit être limité, que ce soit pour le budget de l’Etat ou la facture des consommateurs ; - il ne doit pas entraver l’atteinte d’objectifs de plus long terme (décarbonisation, augmentation de la concurrence, création d’un climat d’investissement favorable, marché transparent et offrant des prix justes) mais au contraire aider à leur concrétisation.Pour préserver la sécurité d’approvisionnement, un plan articulé autour de trois mécanismes estproposé : - un meilleur encadrement des mises à l’arrêt définitives et temporaires de capacité afin qu’elles ne mettent pas en danger la sécurité d’approvisionnement ; - un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à disposition du marché d’une tranche nucléaire prolongée ; - le recours à la procédure d’appel d’offres, prévue dans la législation belge 20 et européenne21, afin d’assurer la réalisation effective de nouvelles capacités de production.19 Ce qui ne signifie pas que la Belgique serait « auto-suffisante » en matière d’électricité.20 Article 5 de la loi du 29 avril 1999 relative à lorganisation du marché de lélectricité.21 Article 8 de la directive 2009/72/ce du parlement européen et du conseil du 13 juillet 2009 concernant desrègles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE Page 16 sur 41
  17. 17. 27 juin 2012 i. Un mécanisme de sécurité transitoire lorsque des mises à l’arrêt menacent la sécurité d’approvisionnementComme le souligne le gestionnaire du réseau de transport, dans un marché libéralisé, « desinvestissements dans de la capacité de production supplémentaire sont initiés par des pics de prix (uncycle “boom” qui est la conséquence d’une période préalable de sous-investissements). Il y a donc unlaps de temps de plusieurs années entre le signal du marché (indiquant qu’il faut desinvestissements supplémentaires dans de la capacité de production) et la réaction des acteurs dumarché et la mise en service de nouvelles unités. Ce signal du marché suscite souvent une réactiondes acteurs du marché qui mène à un surinvestissement (cycle “bust” à prix bas, qui annulent lesdécisions d’investissement), parce qu’ils tentent tous de préserver leur part du marché. »22Ce temps de réaction lié au signal prix est accentué, en ce qui concerne l’électricité, par le tempsnécessaire à la construction de nouvelles capacités de production (obtention des permis pour laconstruction et les raccordements, recours éventuels, temps de construction, etc.). A titred’exemple, la construction d’une centrale électrique au gaz prend environ trois ans, auquel il fautrajouter jusqu’à trois ans pour l’obtention des permis et des autorisations. Dès lors, on considèrequ’il faut entre quatre et six ans pour la réalisation d’un tel projet.De plus, en matière d’électricité, le « signal prix » peut être influencé ou rendu moins lisible par laspécificité du produit électricité dont la demande est très variable et par des phénomènes tels que ledéveloppement de sources de production qui répondent à d’autres critères qu’exclusivement lesignal prix (conditions météorologiques et mécanismes de soutien). A cela s’ajoute le fait que le prixdes matières premières (par exemple le gaz) évolue de manière indépendante et en répondant àd’autres facteurs que le prix du produit final (l’électricité).Tous ces éléments peuvent conduire les producteurs à vouloir mettre des unités de production àl’arrêt alors qu’elles restent nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionnement dans l’attentede la réalisation de nouveaux investissements. Si on ne peut pas forcer un opérateur privé àmaintenir sans compensation une unité de production dont il n’arrive plus à couvrir les coûts – celaaurait de plus un impact négatif sur le climat d’investissement –, il est légitime de prévoir, sinécessaire, un mécanisme permettant de maintenir ces unités disponibles tant qu’elles sontindispensables à la sécurité d’approvisionnement.En ligne avec l’article 4bis de la loi électricité, un producteur doit rester libre de décider de la mise àl’arrêt temporaire ou définitive d’une unité de production. Cette décision est de son seul ressort et iln’a pas besoin de la justifier. En d’autres termes, le producteur est libre de décider si, oui ou non, uneunité de production a sa place sur le marché et dans son parc de production. Il est proposé qu’unenouvelle règlementation mette en place deux mécanismes (un pour les mises à l’arrêt définitive etun pour les mises à l’arrêt temporaire) qui permettent, lorsqu’un producteur décide de mettre uneunité de production hors marché, de veiller à ce que cette unité reste disponible, pour une périodelimitée et dans des cas bien précis, tant qu’un risque trop important menace la sécurité22 Point de vue d’ELIA concernant le projet d’étude sur les perspectives d’approvisionnement en électricité 2008-2017. Consultation du gestionnaire de réseau en application de l’article 3 de la loi sur l’électricité du 29 avril1999. ELIA, 3 avril 2009, p. 16. Page 17 sur 41
  18. 18. 27 juin 2012d’approvisionnement et que de nouvelles capacités de production ne comblent pas encore cerisque. Ces mécanismes doivent être temporaires, ciblés, transparents, stables, ne pas créer d’effetsd’aubaine et couvrir les éventuels coûts induits pour les acteurs concernés, en particulier lesproducteurs.En cas de mise à l’arrêt définitive : introduction d’un mécanisme de mise à disposition dumarché et d’un système de réserve stratégique.Lorsqu’un producteur manifeste l’intention de mettre à l’arrêt définitivement une unité deproduction, il envisage une décision irréversible de retrait de cette unité du marché. Pour autant,cette décision de retrait n’est pas prise par le marché dans son ensemble mais bien par unproducteur individuel. Afin d’éviter qu’une décision individuelle mène au déclassement d’une unitéqui serait encore utile au marché, il est proposé qu’après la communication de l’intention d’unemise à l’arrêt définitive, l’unité de production soit offerte au marché par exemple par une mise auxenchères. Dès lors, si un ou plusieurs autres acteurs du marché sont intéressés par la reprise de cetteunité, ils pourront chacun faire offre. Le producteur ayant l’intention de mettre définitivement àl’arrêt une unité ne pourra refuser une offre qui sera jugée cohérente par rapport à l’ensemble descoûts du passif social, environnemental et technique directement liés à l’outil en question. Un telmécanisme permet de maintenir des unités de production qui sont encore adaptées au marché sanscoût pour l’Etat ni le consommateur et en ayant un effet positif sur le renforcement de laconcurrence sur le marché de la production.Dans le cas où la mise au marché ne permet pas d’aboutir au maintien de cette unité de production,il convient de prévoir la possibilité de maintenir cette unité en service pour une périodedéterminée si cela est indispensable pour maintenir la sécurité d’approvisionnement, dansl’attente de l’arrivée de nouveaux moyens de production. Dans ce cas de figure, l’unité de productionpeut, par décision ministérielle, être incluse pour une période renouvelable dans un système de« réserve stratégique ».Cette mise en réserve stratégique signifie que, pendant cette période, le producteur doit maintenirson unité de production en état de produire (entretien préventif et curatif, contratd’approvisionnement en combustible, personnel, etc.). Il devra en outre offrir l’activation de sonunité à un prix prédéterminé, à tout le moins sur le marché de balancing23, et éventuellement sur lesmarchés day-ahead ou intraday (la décision sera prise sur base d’analyse approfondie des impactspositifs et négatifs d’une participation sur ces marchés).Le gestionnaire du réseau s’assurera de sa disponibilité effective, et vérifiera que l’unité a bien étéofferte dans le cadre du/des marchés concernés en vérifiant que : - le cas échéant, l’unité a bien produit dans les cas où le prix de l’énergie sur ces marchés a dépassé le prix prédéterminé ou - l’unité a bien été offerte dans le cadre du marché de balancing.23 Le balancing consiste en différents mécanismes opérés par le gestionnaire de réseau de transport afind’assurer l’équilibre du réseau en cas de déséquilibre entre production et consommation sur le réseau. Page 18 sur 41
  19. 19. 27 juin 2012Les critères d’activation seront transparents et permettront de rencontrer les problèmesd’adéquation et/ou pics de prix. Ces critères maintiendront cette unité le plus longtemps possiblehors du marché afin de ne pas perturber celui-ci et on veillera à ce que les volumes offertsperturbent le moins possible les signaux de prix sur le/les marché(s) concerné(s).Le producteur sera compensé, pour sa participation à la réserve stratégique : - par les revenus issus de l’activation de la centrale – aux prix résultant des conditions d’activation imposées – sur le ou les marchés où elle sera amenée à participer ; - par une rémunération qui couvrira ses coûts fixes strictement liés au maintien en activité de l’unité, diminuée de la différence entre les revenus issus du tiret précédent et le prix marginal d’activation réel de l’unité, et augmentée d’une marge équitable. Des systèmes de « réserve stratégique » existent en Suède, Norvège, Finlande et Pologne. En Suède, par exemple, la réserve stratégique est gérée par le gestionnaire de réseau de transport. La Parlement a donné au gestionnaire la mission de se constituer une réserve stratégique, de 1795 MW en 2012. L’objectif est qu’elle soit diminuée à 750 MW à l’horizon 2020. Elle sert à faire face à des conditions exceptionnelles, par exemple pendant les périodes d’hiver. Les unités de réserve doivent être disponibles dans les 12 heures. Elles sont utilisées sur le marché day-ahead si celui-ci n’arrive pas à l’équilibre. Proposition de fonctionnementLa loi électricité sera adaptée afin de prévoir la procédure suivante : 1. Un producteur informe le gestionnaire du réseau de transport, la CREG et la DG Energie de sa décision de mise à l’arrêt définitive d’une centrale. 2. Dans un délai court après réception de l’information par la DG Energie, celle-ci organise une mise aux enchères de l’unité de production. La mise aux enchères est clôturée après un délai de trois mois. Dans ce délai, et indépendamment de la procédure de mise aux enchères, le gestionnaire du réseau de transport, la CREG et la DG Energie remettent chacun un avis au Ministre de l’Energie sur l’impact de cette fermeture sur la sécurité d’approvisionnement en Belgique. 3. Si à l’issue de la mise aux enchères, une ou plusieurs offres recevables ont été reçues, la propriété et la gestion de l’unité de production sont transférées au meilleur candidat, auquel cas la procédure s’arrête. En cas d’échec de la mise aux enchères, le Ministre prend, dans les trois mois après la clôture de cette procédure, une décision sur la nécessité ou non de maintenir cette unité en réserve stratégique. En l’absence de décision ou en cas de décision négative, la mise à l’arrêt est considérée comme effective et la procédure s’arrête. 4. En cas de décision de mise en réserve stratégique, une concertation entre le gestionnaire du réseau de transport et le producteur est menée. Cette concertation, à laquelle participe la direction générale de l’énergie et la CREG avec un statut d’observateur, a pour objectif de préparer un contrat de deux ans au titre de « participation à la réserve stratégique », qui, préalablement à sa signature, sera soumis à l’approbation de la CREG. Ce contrat fixera, conformément à la législation, les rôles et responsabilités des parties, leurs obligations, les sanctions éventuelles, les modalités de la rémunération « cost + » accordée au producteur tenant compte des coûts fixes induits par le maintien en activité et les paramètres et Page 19 sur 41
  20. 20. 27 juin 2012 conditions financières et techniques à prendre en compte pour l’activation de la centrale ainsi qu’une marge équitable. 5. En cas d’impossibilité de conclure un tel contrat dans les trois mois, les conditions de trois participation à la réserve stratégique sont imposées pour deux ans par arrêté ministériel. 6. Six mois avant la fin de la période de deux ans (soit 18 mois après le début de la participa participation aux réserves stratégiques qui commence la jour de la conclusion du contrat entre le nclusion gestionnaire du réseau de transport et le producteur ou à la date d’entrée en vigueur de l’arrêté ministériel fixant pour une période de deux ans les conditions de participation à la réserve stratégique), le gestio gestionnaire du réseau de transport, la CREG et la DG Energie remettent un avis au Ministre sur la nécessité ou non de prolonger l’inscription de ces unités en réserve stratégique . 7. Dans les trois mois, le Ministre prend une décision sur le maintien ou non de l’unité en réserve stratégique. Si la décision est négative, l’unité de production est mise à l’arrêt définitivement. Si la décision est positive, la procédure pour parvenir à la conclusion d’un contrat de deux ans de participation à la réserve stratégique est enclenchée (avec imposition est des conditions par arrêté ministériel en cas d’échec).Vision schématique •Décision de mise à larrêt Décision (producteur) •Mise aux enchères (DG Energie) Mise •Avis sur limpact sur la sécurité dapprovisionnement (ELIA, CREG, DG Energie) Avis •Si résultat positif de la mise aux enchères, transfert de lunité (proriété et gestion) à un opérateur privé Si •Si échec de la mise aux enchères, décision sur la mise en réserve stratégique (Ministre) Si •Si mise en réserve stratégique, discussions tripartites Elia, Creg, producteur Si •Conclusion dun contrat de deux ans (ELIA, CREG, Producteur) ou imposition des conditions par le Conclusion Ministre si échec des discussions tripartites •Après 18 mois, avis sur la nécessité de maintenir lunité en réserve stratégique (ELIA, CREG, DG Après Energie) •Décision sur le maintien en réserve stratégique Décision (Ministre) Page 20 sur 41
  21. 21. 27 juin 2012 Règles d’activation de la réserve stratégiqueLes unités qui sont placées en réserve stratégique continuent d’être complètement opérées par lesproducteurs mais leur activation répond à des règles préétablies dont le gestionnaire du réseau detransport vérifie le respect. Ces règles maintiendront ces unités le plus longtemps possible hors dumarché afin de perturber celui-ci le moins possible, seront publiques et transparentes.En d’autres termes, cette unité ne pourra plus être utilisée qu’en vertu de ces conditions d’activationliée à la sécurité d’approvisionnement. De cette manière, les unités en réserve stratégiqueperturberont le moins possible le fonctionnement normal du marché. Coût de la mesureLe gestionnaire du réseau de transport sera chargé de rémunérer le producteur sur base du contratconclu avec le producteur après approbation de la CREG ou des conditions imposées par le Ministre.Ce contrat prévoira que la rémunération accordée au producteur couvrira ses couts fixes - définispar le contrat ou les conditions imposées - induits par le maintien en activité de l’unité, diminuée dela différence entre le prix d’activation prédéterminé et le prix marginal d’activation réel, etaugmentée de la marge équitable.Les coûts supportés par le gestionnaire du réseau de transport seront considérés comme uneobligation de service public. Ils seront répercutés sur les prélèvements afin de socialiser la mesure, lasécurité d’approvisionnement étant essentielle pour l’ensemble des consommateurs.Le coût potentiel est limité car : - les unités mises à l’arrêt ont généralement un coût marginal élevé (étant anciennes elles sont moins efficaces) mais un coût fixe bas (elles sont amorties). Comme elles ne fonctionnent qu’en ultime réserve, les coûts marginaux ne sont que rarement activés. - Les réserves ne sont activées que lorsque la sécurité d’approvisionnement est menacée et/ou que le niveau de prix a dépassé un certain seuil, ces deux phénomènes étant souvent concomitant. Cela permet à l’unité de réserve de bénéficier d’un prix de revient élevé et cette unité permet également de diminuer la tension sur le marché de l’électricité et donc sur le niveau de prix. - Le coût d’un tel mécanisme est évidemment largement inférieur au coût d’un éventuel problème de sécurité d’approvisionnement. - La réserve stratégique n’est alimentée que dans l’attente de nouveaux investissements et si la mise aux enchères a échoué. Mise en œuvreLa Belgique étant déjà dans une situation de forte tension entre l’offre et la demande d’électricité, lemécanisme devrait entrer en vigueur au plus tôt pour éviter une aggravation de la situation. Cenouveau mécanisme d’encadrement des mises à l’arrêt définitives peut être utile chaque fois quel’on se trouve dans un cycle de sous-investissement combiné à des déclassements. Dès lors, il peutavoir un caractère permanent, sans pour autant que la réserve stratégique soit systématiquealimentée. Page 21 sur 41
  22. 22. 27 juin 2012En cas de mise à l’arrêt temporaire : une disponibilité obligatoire en cas de force majeureLa législation actuelle24 permet également aux producteurs de procéder à une mise à l’arrêttemporaire de leur unité sous réserve d’une obligation d’information quinze mois au préalable.Il est décidé de maintenir cette possibilité de mise à l’arrêt temporaire, pouvant être utile parexemple quand un producteur estime qu’une unité de production n’est pas nécessaire/rentablependant une durée déterminée mais qu’elle redeviendra nécessaire/rentable après cette période,mais de prévoir un système permettant d’éviter qu’en cas de menace pour la sécuritéd’approvisionnement, qu’en cas de force majeure, une unité reste indisponible alors qu’ellepourrait rapidement être sortie de sa mise à l’arrêt temporaire et éviter un problème de sécuritéd’approvisionnement.L’objectif est de maintenir la possibilité pour un producteur de mettre temporairement une unité deproduction à l’arrêt et de lui permettre de prendre cette décision unilatéralement et sans devoir sejustifier. Par contre, il faut qu’en cas de force majeure (de menace pour la sécuritéd’approvisionnement), l’unité de production soit rendue disponible/opérationnelle dans un délai leplus court possible afin d’éviter un problème de sécurité d’approvisionnement. Dans ce système,l’unité restant disponible en cas de nécessité, le délai de l’obligation d’information pourrait êtrefortement réduit tout en excluant des situations irrationnelles comme le début d’une mise à l’arrêttemporaire à l’entrée de la période pendant laquelle se produisent les pics de consommation les plusimportants (l’hiver). Proposition de fonctionnement - Le producteur informe Elia, la CREG et la DG Energie de sa volonté de mettre à l’arrêt temporairement une unité de production. - Une concertation entre le gestionnaire du réseau de transport et le producteur est menée. Cette concertation, à laquelle participe la direction générale de l’énergie et la CREG avec un statut d’observateur, a pour objectif de préparer un contrat couvrant la période de mise à l’arrêt temporaire qui, préalablement à sa signature, sera soumis à l’approbation de la CREG. Ce contrat fixera, conformément à la législation, les rôles et responsabilités des parties, leurs obligations (en ce compris le délai dans lequel l’unité doit être rendue opérationnelle), les sanctions éventuelles, les modalités de la rémunération « cost + » accordée au producteur tenant compte des coûts fixes induits par la remise en opération et les paramètres et conditions financières et techniques à prendre en compte pour l’activation de la centrale. - En cas d’impossibilité de conclure un tel contrat dans les trois mois, les conditions sont imposées par arrêté ministériel. Règle de disponibilité et d’activationDans le cas où l’on estime que, sur base des unités disponibles sur le réseau, des possibilités entermes d’importation et de la réserve stratégique, la sécurité d’approvisionnement pourrait être24 Article 4bis de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité. Page 22 sur 41
  23. 23. 27 juin 2012menacée à court terme, les producteurs disposant d’unités mises temporairement à l’arrêt doiventremettre leurs unités sur le réseau/en opération dans le délai fixé dans le contrat ou l’arrêtéministériel. Les critères de déclenchement et d’arrêt de l’obligation de mise en opération sontpublics et transparents. - Lorsqu’il reçoit une telle demande, le producteur a deux possibilités : o soit il décide d’opérer et d’activer son unité conformément au marché. Il vend sa production sur le marché ; o soit il opère la centrale mais son activation répond à des règles préétablies dont le gestionnaire du réseau de transport vérifie le respect. Dans ce cas, le producteur est rémunéré pour les coûts de mise en opération de la centrale et pour le coût marginal mais l’éventuel surplus est ristourné dans les tarifs de prélèvement du gestionnaire de réseau de transport. - Il est mis fin à l’obligation de disponibilité lorsque que la sécurité d’approvisionnement n’est plus menacée. Soit l’unité de production retourne sous statut de mise à l’arrêt temporaire, soit le producteur décide de mettre fin à la mise à l’arrêt temporaire et de garder son unité sur le marché.Le producteur peut, à tout moment, décider de mettre fin à la mise à l’arrêt temporaire de son unitéde production et la rendre à nouveau pour le marché. Le contrat ou l’arrêté ministériel devient alorssans objet. Coût de la mesureLe gestionnaire du réseau de transport sera chargé de rémunérer le producteur qui aura fait le choixde ne pas offrir son électricité directement au marché sur base du contrat conclu avec le producteuraprès approbation de la CREG ou des conditions imposées par le Ministre. Ce contrat prévoira que larémunération accordée au producteur couvrira ses couts fixes - définis par le contrat ou lesconditions imposées - induits par la remise en opération de l’unité et ses coûts marginauxd’activation, diminués des prix d’activation réels.Les coûts supportés par le gestionnaire du réseau de transport seront considérés comme uneobligation de service public. Ils seront répercutés sur les prélèvements afin de socialiser la mesure, lasécurité d’approvisionnement étant essentielle pour l’ensemble des consommateurs.Cette intervention financière du gestionnaire de réseau de transport est peu probable car en cas derisque sur la sécurité d’approvisionnement lié à une tension au niveau de l’offre, on peut s’attendre àce que les prix de l’électricité soient élevés et que ceux-ci permettent au producteur qui a été obligéd’activer sa centrale d’au minimum couvrir ses coûts fixes et variables.Le coût potentiel sera limité car : - Seule la remise en opération est soutenue et exclusivement en cas de force majeure. - Le coût de cette mise à disponibilité sera probablement couvert par la vente par le producteur d’électricité à un prix de marché intéressant. Page 23 sur 41
  24. 24. 27 juin 2012 Mise en œuvre/timing :La Belgique étant déjà dans une situation de forte tension entre l’offre et la demande d’électricité, lemécanisme devrait entrer le plus rapidement possible pour éviter une aggravation de la situation.Ce nouveau mécanisme d’encadrement des mises à l’arrêt temporaires peut être utile chaque foisque l’on se trouve dans un cycle de sous-investissement combiné à des déclassements. Dès lors, ilpeut avoir un caractère permanent, sans pour autant qu’il soit systématiquement utilisé. Page 24 sur 41
  25. 25. 27 juin 2012 ii. Un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à disposition du marché d’une tranche nucléaireLa fermeture de trois réacteurs nucléaires d’une capacité de 1800 MW à l’horizon 2015 serait unélément positif en matière de gestion de l’incompressibilité du parc de production belge et desrisques de surproduction et de surtension sur le réseau qui y sont liés. A contrario, la perte de cettecapacité constitue une difficulté supplémentaire en termes d’adéquation entre l’offre et la demanded’électricité et renforce les risques de manquer d’électricité lors de pics de consommation. Ceconstat est renforcé par le fait que des nouvelles capacités de production ne pourront pas être misesen service à l’horizon 2015.Conformément à l’accord de gouvernement, le calendrier de sortie du nucléaire tel qu’inscrit dans laloi du 31 janvier 2003 doit être respecté au maximum. Il est toutefois trop abrupt que pour pouvoir,au vu de la situation actuelle et des délais de construction de nouvelles capacités de production,assurer la sécurité d’approvisionnement. Le calendrier de sortie ne tient en outre pas compte de lanécessité de disposer, en hiver, de capacités de production pour faire face à l’augmentation de lademande d’électricité, en fixant certaines dates de fermeture juste avant le début de la période defroid.La présence, dans la loi de sortie du nucléaire, d’une possibilité de déroger au calendrier de sortie dunucléaire par arrêté royal25 a créé dans le marché une confusion en ce qui concerne la volonté dulégislateur de réellement appliquer ce calendrier.Dès lors, il est proposé de définir dans la loi un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme etmieux adapté. Calendrier de sortie du nucléaireIl est proposé de prolonger de dix ans, sous condition de l’acceptation par l’AFCN26, une tranchenucléaire (soit Tihange 1, soit Doel 1 et 2). Ceci permettra d’initier la sortie du nucléaire en fermantune première tranche en 2015 tout en n’aggravant pas de manière excessive le risque de sous-capacité de production. Le calendrier de sortie suivant permettrait de tenir compte de la nécessité degarantir la sécurité d’approvisionnement et de la logique consistant à fermer les réacteurs nucléairesjuste après l’hiver qui est la période de l’année où la consommation est la plus importante : - 1er avril 2016 : Fermeture de Doel 1 et 2 (au lieu de février-décembre 2015) ou de Tihange 1 (au lieu d’octobre 2015) - 1er avril 2022 : fermeture de Doel 3 (au lieu du 1er octobre 2022) - 1er avril 2023 : fermeture de Tihange 2 (au lieu du 1er février 2023) - 1er avril 2025 : fermeture de Doel 1et 2 ou de Tihange 1, fermeture de Doel 4 (au lieu le 1er juillet 2025) et de Tihange 3 (au lieu du 1er septembre 2025)25 « Art. 9. En cas de menace pour la sécurité dapprovisionnement en matière délectricité, le Roi peut, pararrêté royal délibéré en Conseil des Ministres, après avis de la Commission de Régulation de lElectricité et duGaz, prendre les mesures nécessaires, sans préjudice des articles 3 à 7 de cette loi, sauf en cas de force majeure.Cet avis portera notamment sur lincidence de lévolution des prix de production sur la sécuritédapprovisionnement. »26 Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire Page 25 sur 41
  26. 26. 27 juin 2012A titre d’exemple, le graphique ci-dessous illustre que l’effet du calendrier actuel pour les trois actuel,premiers réacteurs, est maximal au cours de l’hiver 2015 2015-2016, à un moment où la consommation ,est plus importante en raison notamment de la baisse des températures. 27FIGURE 2 : DÉCLASSEMENTS NUCLÉAIRES EN 2015 SELON LA LOI DU 31 JANVIER 2003 RES Mise à disposition du marché d’une tranche nucléaireAfin de permettre un renforcement de la concurrence et d’éviter que le nouveau calendrier de sortieait un impact déstabilisateur sur le fonctionnement du marché la tranche nucléaire dont la durée de marché, nchevie serait prolongée de dix ans serait mise à disposition du marché à partir du 1er janvier 2015 etjusqu’à l’arrêt de sa production.L’opérateur de la centrale sera rémunéré à un prix couvrant ses coûts (en ce compris lesinvestissements de sûreté) augmenté d’une marge équitable (cost +). Les éventuels revenus tirés dece mécanisme pourraient être affectés au financement du mécanisme d’appel d’offre pour de d’offresnouvelles capacités de production (section iii. Appel d’offre pour des nouvelles capacités de tésproduction à base de gaz.).Un tel mécanisme a déjà été utilisé à plusieurs reprises en Europe, notamment pour répondre à desrecommandations de la commission européenne (en Fran par exemple). France27 Source : Observatoire de l’Energie Page 26 sur 41
  27. 27. 27 juin 2012 Mise en œuvre/timing - La loi du 31 janvier 2003 sera modifiée dans les meilleurs délais pour y inclure le calendrier définitif de sortie du nucléaire. L’article 9 qui permet de déroger au calendrier de sortie par arrêté royal sera supprimé afin d’affirmer le caractère définitif du calendrier de sortie du nucléaire. - Le mécanisme de mise à disposition sera transcrit dans une loi. Impact budgétaireL’impact budgétaire pourrait être positif pour l’Etat s’il existe une différence entre la rémunérationéquitable accordée à l’opérateur nucléaire et le prix de mise à disposition du marché.Ces moyens seraient utilisés prioritairement pour financer le mécanisme d’appel d’offres pour lesnouvelles capacités de production.L’accord de gouvernement prévoit de porter le montant du prélèvement de la rente nucléaire àhauteur d’environ 550 millions d’euro dès 2012. La méthode de prélèvement devra s’adapter auxdécisions de fermer des capacités nucléaires et d’instaurer d’autres méthodes de neutralisation de larente nucléaire, telle que celle qui serait appliquée à partir de 2015 à la tranche nucléaire dont ladurée de vie est prolongée. Page 27 sur 41
  28. 28. 27 juin 2012iii. Appel d’offre pour des nouvelles capacités de production à base de gaz.Six projets de nouvelles centrales à gaz de nouvelle génération (représentant environ 12 TGV de 400 alesMW) sont pour l’instant bloqués dans les cartons car les incertitudes qui pèsent sur le marché del’électricité et sur la rentabilisation de ces investissements sont considérées par les porteurs de cesprojets comme trop importantes. Ces incertitudes sont principalement de deux ordres : - A l’heure actuelle, les investisseurs estiment que le spark spread n’est pas favorable pour les centrales à gaz. Ce spark spread désigne la différence entre le prix de vente de l’électricité produite par une centrale (influencé par le prix de marché de l’électricité) et les coûts de production de cette centrale (influencés principalement par le prix du gaz). - Avec le développement de la production intermittente, il devient de plus en plus difficile d’évaluer le nombre d’heure où une centrale flexible sera nécessaire pour répondre de manière compétitive à la demande. En effet, dans le merit order, les centrales flexibles , arrivent après la production renouvelable qui dispose d’une priorité d’accès au réseau, mais rès également après les centrales dites must-run et/ou qui disposent d’un coût marginal de production inférieur (impact notamment de l’importance de la tranche nucléaire en Belgique). Dès lors, les investisseurs présupposent qu’ils devront récupérer leurs coûts fixes que). sur une production plus faible. Le nombre d’heure de fonctionnement est également influencé par les performances des unités de production dans les pays limitrophes qu qui contribuent à définir le coût de marché et donc le coût des importations, qui peut être inférieur au coût marginal d’une unité belge. 28FIGURE 3 : EVOLUTION DU FONCTIONNEMENT A PLEINE PUISSANCE DU PARC BELGE28 Source : Observatoire de l’Energie Page 28 sur 41
  29. 29. 27 juin 2012Dans un marché fonctionnant parfaitement, le spark spread devrait être à un niveau permettant decouvrir les coûts des centrales flexibles et d’offrir une marge suffisante, même si leur productiondiminue. Cela ne semble pas être le cas à l’heure actuelle.Il est donc nécessaire d’analyser les raisons pour lesquelles le marché ne rémunère pas un typed’unité (les centrales flexibles) qui devient de plus en plus nécessaire au vu de l’évolution du parc deproduction (de plus en plus intermittent). Si on a certaines intuitions (les mécanismes de subventionau renouvelable, la coexistence d’une production incompressible et intermittente, etc.), une telleanalyse est d’une grande complexité et dépasse le cadre des frontières belges.Il est donc indispensable, dans l’attente d’une éventuelle adaptation du marché ou des règleseuropéennes le régissant, de mettre en place les conditions nécessaires et suffisantes à la réalisationdes investissements permettant de garantir la sécurité d’approvisionnement mais également demoderniser notre parc de production afin de le rendre apte à relever les nouveaux défis du futursystème énergétique.En Belgique, six projets sont dans les cartons, ce qui représente une opportunité à ne pas manquer.En effet, non seulement ils sont déjà dans un stade avancé qui leur permettrait de produire leurspremiers électrons à l’horizon 2016-2017 mais, de plus, il est possible de les mettre en concurrenceafin de calibrer au mieux la hauteur du soutien à apporter.Il est dès lors proposé de lancer, sur base de l’article 5 de la loi du 29 avril 1999 relative àlorganisation du marché de lélectricité, un appel d’offres afin d’offrir un support aux nouvellescapacités de production, en assurant les investisseurs contre le risque d’un manque de rentabilité.Ce mécanisme s’inspire notamment du système de Contracts for Difference contenu dans le draftEnergy Bill publié en mai 2012 par le Secrétaire d’Etat britannique à l’énergie et au climat. Proposition de fonctionnement - Les projets qui remporteront l’appel d’offre se verront offrir un rendement garanti ex post à partir de leur mise en service pour une durée déterminée. - Lorsque le rendement obtenu sur une année aura été inférieur au rendement garanti, l’exploitant de la centrale recevra une compensation financière équivalente au missing money. La CREG sera chargée d’évaluer le niveau de ce missing money et de vérifier que la centrale est opérée conformément au marché. - Le système de rendement garanti sera accordé sur base de l’appel d’offres en fonction du niveau du rendement garanti demandé. Des critères supplémentaires pourraient être introduits comme par exemple la capacité à participer à l’équilibrage du réseau, la date attendue de début de production, la capacité nécessaire, etc. - Le système de rendement sera accordé par arrêté royal délibéré en Conseil des Ministres, après avis du gestionnaire du réseau de transport et de la CREG et sur base du résultat de l’appel d’offres. - L’attribution liera le/les producteur(s) et l’Etat belge Page 29 sur 41
  30. 30. 27 juin 2012 Mise en œuvre / timing - Le système de rendement garanti ne produira ses effets qu’à partir de la première année de production mais sera attribué le plus rapidement possible. - Les étapes suivantes devront être suivies : o élaboration du cahier des charges ; o lancement de la procédure d’appel d’offre ; o attribution après avis du gestionnaire du réseau de transport et de la CREG. Coût de la mesureLe coût de la mesure dépendra du niveau de rendement garanti demandé par le/les producteur(s)qui auront rendu les meilleures offres, de la durée du système de rendement garanti et de l’évolutiondu marché. En effet, concernant ce dernier point, si le prix du gaz diminue et/ou si le prix del’électricité est en hausse, la rentabilité augmente et les producteurs n’ont pas besoin d’êtrerémunérés sur base du système de rentabilité garantie. Cette rentabilité est également fonction duniveau de production.Les coûts potentiels ne se produiront qu’un an après le début de la production et pourront êtrefinancés par : - le mécanisme de mise à disposition d’une tranche nucléaire à partir de 2015 (voir ci-dessus « ii. Un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à disposition du marché d’une tranche nucléaire ») - par le mécanisme de captation de la rente nucléaire si la mise à disposition n’est pas suffisante.De plus, on peut raisonnablement espérer qu’à moyen terme (au plus tard 2020) le marché devraitredevenir porteur pour les centrales de production d’électricité à base de gaz. Si ces prévisions sevérifient, le coût du mécanisme devrait être limité dans la durée. Page 30 sur 41
  31. 31. 27 juin 2012 2) Une vision et des outils pour l’avenir à développer dès aujourd’hui.Pour bien réussir une transition, il est indispensable de savoir où l’on veut aller et comment on veut yarriver. Dès lors, une vision d’avenir, qui a été élaborée complémentairement au plan qui doitpermettre d’assurer la sécurité d’approvisionnement. Cette vision s’inscrit dans les objectifseuropéens, objectifs dont une partie de la mise en œuvre est effectuée par les Régions,Le développement de l’énergie renouvelable est un mouvement inéluctable qui doit être encouragé.Le recours aux énergies renouvelables permet de réduire l’empreinte carbone et écologique de notreproduction d’électricité, permet de réduire notre dépendance énergétique et encourage égalementla création de nouveaux emplois, d’un nouveau know-how, d’activités socio-économiques.Mais cette évolution, porteuse d’opportunités, s’accompagne de défis significatifs inhérent à lamodification d’un système électrique historiquement basé sur une production centralisée etcontrôlable à un système décentralisé et aux unités de production intermittentes.Le premier complément indispensable au développement des énergies renouvelables est donc ledéveloppement de capacités de production d’une grande flexibilité afin de répondre aux variationsde production des sources renouvelables. Les centrales au gaz, particulièrement les plus récentes,apparaissent comme le meilleur complément à la production renouvelable car elles offrent cetteflexibilité et des puissances importantes. Le gaz est également le combustible fossile le plus propre,ce qui est un élément qui ne peut être négligé.Mais face à la complexification du système électrique, une réflexion en termes de capacités deproduction n’est plus suffisante. Pour assurer la sécurité d’approvisionnement à long terme,d’autres outils doivent être développés à côté du mixte renouvelable – gaz : - Les interconnexions - La gestion de la demande - Le stockage - Une meilleure intégration du renouvelable et des unités incompressibles au réseau - Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires - La mise en place d’un monitoring permanent de la sécurité d’approvisionnement - La simplification des procédures administratives i. Développer les interconnexionsLa réalisation effective des projets d’interconnexion et de renforcement du réseau de transportd’électricité tels que ceux qui sont prévus dans le Plan de développement fédéral d’Elia estessentielle afin de contribuer d’une part à la création d’un marché plus étendu et d’autre part àl’évolution de la zone d’équilibrage Central West Europe. Cette réalisation du Plan a d’ailleurs étéprise comme hypothèse de base dans le Rapport de l’administration de l’Energie. Toutefois, lesdéveloppements importants du réseau ne sont attendus qu’au-delà de la période 2012-2017considérée par ce rapport (seul le projet BRABO pourrait être terminé dans la période).Le développement des interconnexions est en effet indispensable en matière de : Page 31 sur 41
  32. 32. 27 juin 2012 - Couplage des marchés : un tel couplage renforce la concurrence en diluant l’influence des grands groupes énergétiques et permet d’avoir un signal prix plus uniforme et basé sur un marché plus liquide, ce qui est un élément indispensable au fonctionnement du marché. - Equilibrage du réseau : plus l’assise géographique est large, plus nombreuses sont les potentialités de gestion de l’intermittence car on rassemble plus de capacités de production renouvelable et également plus de possibilités de recours à des unités flexibles.Ce développement doit donc être poursuivi et le plan de développement d’Elia fait à ce titre preuved’une réelle ambition.En ce qui concerne la contribution des interconnexions à la sécurité d’approvisionnement, desnuances importantes doivent être apportées : - Si l’on peut développer les possibilités techniques d’interconnexions, rien ne permet d’assurer la disponibilité de l’électricité dans les autres pays. Le Winter Outlook report 2011/2012 d’Entso-E a clairement indiqué que, sous certaines conditions, plusieurs pays de la plaque CWE pourraient se retrouver avec des besoins d’importations simultanés. La disponibilité sera toujours fonction des conditions de marché (qui voudra payer le plus) mais également de l’évolution du parc de production dans les pays limitrophes et des décisions de politiques nationales, par exemple sur le mixte énergétique. - Le développement des interconnexions est au moins partiellement une question supranationale. En effet, il ne sert à rien de développer fortement les capacités d’interconnexion à une frontière si des investissements similaires ne sont pas réalisés de l’autre côté de la frontière. - Il y a aussi des limites techniques. Le réseau belge électrique est structuré d’une manière comparable au réseau autoroutier : il y a les autoroutes (la haute tension 380 kV), les routes nationales, les routes secondaires, etc. La production interne ne doit pas spécialement emprunter le 380 kV pour atteindre le consommateur contrairement aux importations qui passent par le réseau haute-tension 380 kV. Un recours trop important aux importations peut donc mener à un phénomène de saturation du réseau haute tension. Il faut également tenir compte des capacités de transformation entre les différentes lignes de tension. L’électricité circulant sur le 380kV doit en effet être transformée pour circuler sur le 220kV, puis transformée pour circuler sur le 150kV, etc. - Le réseau est un des principaux éléments permettant de faire face à un incident. Elia travaille en effet en respectant ce que l’on appelle le « critère N-1 » (principe suivant lequel le réseau doit rester exploitable même lorsquil perd de manière imprévue un élément important, une unité de production ou une liaison 29 ), ce qui limite la capacité d’interconnexion disponible à 3500 MW durant l’hiver et 3000 MW durant l’été, Elia maintenant 1000 MW pour faire face à un incident30. - Il faut également tenir compte du phénomène grandissant de flux de transit et de « loop flows » qui limitent nos capacités de transport et d’interconnexions. :29 http://www.elia.be/fr/produits-et-services/mecanismes-transfrontaliers/capacite-de-transport-aux-frontieres/methodes-de-calcul30 La différence de capacité d’interconnexion entre l’hiver et l’été provient du fait que quand il fait chaud, lacapacité thermique des lignes électriques diminue. En effet, plus il y a de courant plus il y a de l’échauffementet, quand il fait chaud, la limite maximale de température est atteinte plus rapidement. Page 32 sur 41
  33. 33. 27 juin 2012 o Les flux de transit sont définis par les flux physiques qui traversent le pays. o Les "loop flows" apparaissent car le courant électrique ne suit pas les chemins qui sont contractuellement convenus dans le cadre des échanges commerciaux, mais le chemin de la moindre résistance. Par exemple, sil y a un grand excédent éolien dans le nord de lAllemagne, qui est consommé dans le sud de lAllemagne, le flux physique va partiellement traverser le Benelux et la France pour arriver dans le Sud de l’Allemagne. - En termes de coût, le développement des interconnexions a un coût qui est supporté par l’ensemble des consommateurs par le biais des tarifs de transport. Et l’achat d’électricité à l’étranger soutient la construction de capacités de production, qui contribuent à la sécurité d’approvisionnement et produisent des retombées socio-économiques à l’étranger plutôt qu’en Belgique. FIGURE 4: RÉSEAU D’INTERCONNEXIONS DE LA BELGIQUE (BE) AVEC LA FRANCE (FR), LES PAYS-BAS (NL) ET LE GRAND-DUCHÉ DU LUXEMBOURG (LSB) AINSI QUE LES AUTRES INTERCONNEXIONS DU LUXEMBOURG AVEC LA FRANCE (LSF) ET L ’A LLEMAGNE (LC) (SOURCE: ELIA).Le graphique ci-dessous indique que, sans tenir compte des déclassements potentiels dans lesannées à venir, la Belgique fait déjà un recours significatif et structurel aux importations, àl’exception de l’année 2009 qui a été marquée par une chute de la consommation due à la criseéconomique et à un hiver particulièrement doux. Ce graphique indique également que nousimportant structurellement depuis la France. Or la France commence à faire face à des difficultéspour couvrir sa demande de pointe (celle-ci étant fortement liée aux températures) comme l’indiquenotamment le système d’obligation de capacités introduit pour les fournisseurs par la loi françaiseNOME. Le recours aux importations depuis les Pays-Bas se développe ces dernières années, les Pays-Bas disposant de nombreuses capacités dont la construction avait été décidé juste avant la criseéconomique, mais rien de permet de prédire comment leurs capacités d’exportation vont se répartirentre les différents pays auxquels ils sont connectés. Page 33 sur 41

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