Questions sur la sécurité d’approvisionnement en Belgique

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La sécurité d’approvisionnement pour l’hiver 2015-2016 devrait être assurée grâce aux mesures prises par les autorités et les différents acteurs du marché de l’électricité. Nous avons compilé pour vous les questions les plus fréquentes concernant la sécurité d’approvisionnement.


Qui sont les acteurs du marché de l'électricité ?

En Belgique, plusieurs acteurs ont un rôle à jouer dans l’organisation du marché de l’électricité pour que ce dernier puisse répondre aux besoins d’approvisionnement du pays, de ses entreprises et habitants.

Les autorités fédérales définissent la politique globale en matière d’approvisionnement en énergie.

Les producteurs/fournisseurs s’engagent à alimenter leurs clients selon leurs besoins et doivent à cet effet veiller à disposer de capacités de production ou d’importation à la hauteur de leurs engagements vis-à-vis de leurs clients.

Les responsables d'équilibre (ARP) sont responsables de l’équilibre sur une base quart-horaire entre l’ensemble des injections et des prélèvements de leurs clients. Un responsable d’équilibre peut être un producteur, un grand consommateur, un fournisseur d’électricité, un trader, etc.

Le gestionnaire de réseau de transport d’électricité (Elia) met à disposition un réseau fiable pour le transport de l’électricité en Belgique mais aussi pour les importations/exportations avec les pays voisins et veille à l’équilibre instantané entre production et consommation 24h sur 24, 7 jours sur 7.

Les gestionnaires de réseau de distribution acheminent l’électricité vers les institutions, les petites et moyennes entreprises, les ménages et autres utilisateurs finauxles particuliers qui sont raccordés à leur réseau.

Pour en savoir plus sur le parcours de l’électricité, les défis et les rôles des acteurs du marché de l’électricité, n’hésitez pas à consulter notre site www.electricite-en-equilibre.be.

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Quelle est la situation du parc de production aujourd'hui en Belgique ?

De manière générale, la composition du parc de production est fortement influencée par les décisions de politique énergétique aux niveaux national et européen.

  • Les objectifs environnementaux et de réduction de la consommation à l’échéance 2020 ont été à la base de l’essor des énergies renouvelables. Il en résulte une part grandissante de sources d’énergie intermittentes dans le parc de production belge (environ 2950 MW de puissance solaire et 1830 MW de puissance éolienne, tel que monitorées à octobre 2015). Le caractère intermittent des sources renouvelables représente un défi pour leur prise en compte dans les prévisions et dans la gestion du système électrique.
  • Les opérateurs des centrales traditionnelles au gaz signalent des difficultés de rentabilité et un bon nombre d’entre elles sont ainsi mises à l’arrêt ou ont un avenir incertain. Fin 2014, la fermeture de 1612 MW était ainsi annoncée parmi les unités de production traditionnelles. De ces 1612 MW, 863 MW resteront quand même disponibles, du moins pour l’hiver 2015-2016.
  • Les investissements en nouveaux moyens de productions non-intermittents se font attendre. Dans ce contexte économique, le Gouvernement a fixé en 2003 une loi de sortie du nucléaire qui a par ailleurs ensuite été amendée deux fois.
    • Les investissements en nouveaux moyens de productions non-intermittents se font attendre. Dans ce contexte économique, le Gouvernement a fixé en 2003 une loi de sortie du nucléaire qui a par ailleurs ensuite été amendée deux fois.
    • La puissance installée totale des 7 centrales nucléaires existantes (5919 MW) sera disponible une majeure partie de la période hivernale 2015-2016.
    • Suite à la récente autorisation de l’AFCN, les centrales de Tihange 2 et Doel 3 (représentant ensemble 2014 MW) devraient être à nouveau disponibles dès la mi-décembre 2015.
    • Doel 1 et 2 (représentant chacune 433 MW) resteront actives 10 années supplémentaires, à savoir jusqu’en 2025, suite à une révision de la loi. En octobre 2015, Doel 2 était en service et des travaux étaient en cours à Doel 1 afin de préparer la centrale au redémarrage conformément aux conditions imposées par l’AFCN.
    • Les 3 unités restantes (Tihange 1, Tihange 3 et Doel 4, représentant au total 3039 MW), devraient être actives pendant la période hivernale 2015-2016.

Cette situation du parc de production signifie cependant que le pays doit toujours structurellement importer de l'électricité des pays voisins surtout en période de faible production solaire et éolienne. Elia considère qu'environ 2700 MW d'électricité devront être importés lors des pointes critiques de l'hiver 2015-2016 par rapport à une consommation de pointe totale d'environ 13.500 MW.  Cela représente donc environ 20%. Vous trouvez plus d'informations sur les capacités d'importation à la question ci-dessous.

Ce pourcentage est nettement plus élevé à certains moments en dehors de la pointe de consommation, comme par exemple le chiffre de 36,9% pour le mois d'août 2015, car il y a plus d'électricité disponible sur le marché dans les pays voisins.

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Quels mécanismes et mesures contribuent à la sécurité d'approvisionnement ?

Des outils et mécanismes sont en place pour aider les acteurs du marché de l’électricité à gérer à tout moment l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité.

1. Les prévisions de production éolienne et photovoltaïque

Un peu comme la météo, Elia met à disposition du marché des prévisions de la production d’énergies éolienne et photovoltaïque. Grâce à ces prévisions, ainsi que sur base de leur propre expertise et expérience, les acteurs du marché peuvent plus facilement prévoir la quantité d’énergie complémentaire qu’ils doivent injecter sur le réseau pour satisfaire les besoins de leurs clients.

2. L’importation et l’exportation de l’électricité

Le réseau Elia a actuellement une capacité technique d'importation d'environ 3400 MW à la frontière néerlandaise et de 3900 MW à la frontière française.

 

Le principe N-1

Ces chiffres de capacité d'importation tiennent compte des marges de réserve que doivent appliquer les gestionnaires de réseau selon la réglementation européenne, afin d'être à tout instant capables d’assurer la sécurité d'approvisionnement. Une ligne peut en effet être coupée à tout moment, par exemple à la suite d'un court-circuit provoqué par la chute d'un arbre. Les autres lignes doivent alors pouvoir assumer un surcroît de courant électrique. En termes techniques, cette notion s'appelle le « principe N-1 » : sur un ensemble déterminé de N lignes, qui transportent collectivement une certaine quantité d'énergie, il ne peut y avoir de surcharge si la capacité de transport est réduite à N-1 lignes à la suite d’un incident imprévu.

Les accords internationaux exigent de respecter en permanence ce critère N-1, y compris en cas de travaux d'entretien ou de réparation sur un élément du réseau. Dans ce dernier cas, il est en effet possible qu'il faille réduire la capacité d'importation. On bascule alors sur le principe N-2 : une ligne qui subit un entretien périodique ou une réparation de longue durée moins une autre ligne à cause d’un incident imprévu. On évite bien sûr de telles situations en période de pointe hivernale critique, mais elles ne peuvent jamais être exclues (tempête, etc.).

 

Pour connaître le solde d'importation net du pays en période de pointe hivernale critique, il ne suffit pas d'additionner les chiffres précités (la somme de la capacité d'importation aux deux frontières du pays). La quantité d'énergie électrique transportée sur une liaison transfrontalière est le résultat des transactions d'achat et de vente d'énergie exécutées par les acteurs du marché dans différents pays. Le solde d'importation en période de pointe hivernale critique dépend donc autant de la disponibilité des réserves de production dans les pays voisins que de la capacité de transport du gestionnaire de réseau.

Sur la base des informations échangées entre gestionnaires de réseau relatives à la consommation et au mix de production des pays voisins, Elia a réalisé une estimation du solde d'importation pour les périodes critiques de la pointe hivernale 2015-2016. Elle tient compte du fait que le marché français est également importateur d'électricité et qu'une partie du flux importé provient du nord de l'Europe et transite par la Belgique.

Cette estimation donne lieu au scénario d'importation pour l'hiver 2015-2016 présenté ci-dessous, valable pour les périodes critiques sur un marché de l'électricité sous pression :

  • La capacité d'importation de 3400 MW à la frontière nord est exploitée à 100 % pour l'importation.
  • Le transit vers la France donne lieu à une exportation de 700 MW à la frontière sud.

Le solde d'importation qui en résulte pour le réseau Elia est donc : 3400 – 700 = 2700 MW.

Le tableau ci-joint illustre ces situations.

 

Pourquoi Elia n'importe-t-elle pas d'électricité aux deux frontières aux périodes de pointe hivernale critique ?

Pour Elia, en tant que gestionnaire du réseau de transport d’électricité, il est parfaitement possible, et même techniquement préférable, de répartir les flux d’importation sur les deux frontières, et ainsi d'importer davantage. Mais comme énoncé ci-dessus, c'est le marché de gros de l'électricité qui détermine dans quelle direction les flux d'électricité sont achetés ou vendus. L'hypothèse appliquée par Elia pour la pointe hivernale se fonde sur des analyses internationales qui estiment qu’il n’y a plus d’énergie disponible en France pour être achetée depuis la Belgique, alors que la France achète de l’énergie dans le nord de l’Europe, avec un transit limité par la Belgique.

 

3. Les réserves d'équilibrage

Elia dispose de 2 groupes différents de réserves :

  • Les « réserves de balancing », aussi appelées réserves R1-R2-R3. Il s'agit de contrats spécifiques avec certains producteurs et consommateurs afin de réduire ou d’augmenter la production de certaines centrales ou la consommation de certains sites le plus souvent industriels, quand cela est nécessaire. Ceci permet de corriger les déséquilibres résiduels entre la production et la demande en électricité. Depuis sa création en 2001, ces réserves constituent une partie essentielle des activités d'Elia pour maintenir l'équilibre opérationnel sur le réseau.
  • Les « réserves stratégiques », mises en œuvre pour la première fois lors de l'hiver 2014-2015. Ces réserves ont été mises en place afin de faire face au manque structurel de production électrique lié à la fermeture de centrales et ont pour but de contribuer à assurer la sécurité d’approvisionnement pendant la période hivernale.  Les centrales faisant partie de la réserve stratégique ne peuvent plus participer au marché.

Concrètement, avant chaque période hivernale et sur instruction du ministre de l’Énergie, Elia organise un appel d’offre auprès des centrales qui ont annoncé leur fermeture et auprès de grands consommateurs. La réserve ainsi constituée est activable entre le 1er novembre et le 31 mars et est revue chaque année.

La réserve stratégique pour l’hiver prochain est composée d’une part des réserves déjà contractées depuis 2014 (contrat de 3 ans) et d’autre part de nouvelles réserves. Ainsi, la réserve suivante est disponible depuis le 1er novembre 2015 :

  • réserve stratégique déjà contractée en 2014 : capacité de production de 750 MW ;
  • une réserve complémentaire de 785 MW est en cours de constitution pour l’hiver à venir, elle est constituée d'une capacité de production réservée (SGR) de 427 MW et d'une capacité de réduction de la consommation (SDR) de 358,4 MW.

Cette réserve stratégique de 1535 MW, avec 1196 MW via des centrales de production et 358,4 MW via la réduction de consommation (principalement industrielle), contribue à garantir la sécurité d’approvisionnement pour l’hiver à venir.

La présentation PowerPoint disponible ici montre que ce volume de réserve stratégique est suffisant pour conformer la sécurité d'approvisionnement aux critères légaux, en cas de solde d'importation de 2700 MW à la pointe hivernale et de retour sur le marché de toutes les centrales classiques et nucléaires comme annoncé.

La réserve stratégique est activée lorsqu’un déficit de production est identifié sur base des prévisions quelques jours voire quelques heures à l’avance. Il s’agit de pallier un déficit prévisible et structurel de production. La réserve stratégique se différencie en ce sens des mécanismes traditionnels d’équilibrage du réseau via les réserves de balancing. Ces derniers sont en effet prévus pour pallier les déséquilibres instantanés et imprévus et ainsi maintenir en tout temps l’équilibre dans la zone belge.

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Le calcul de la réserve stratégique pour l'hiver 2015-2016 avance une réduction des besoins de 600 MW, en raison d'une baisse de la consommation durant les périodes de pointe. Comment l'expliquez-vous ?

Pour la sécurité d'approvisionnement, la demande en électricité est une donnée essentielle. Elle dépend fortement de la température extérieure, de paramètres économiques et de l'impact de la gestion de la demande.

L'analyse réalisée en novembre 2014 avait utilisé les chiffres de croissance pour la demande d'électricité (variante avec PIB élevé dans l'étude d'octobre 2014 du Bureau fédéral du Plan) comparés à l'année 2010. Elle a donné comme résultat une demande de pointe supérieure à ce qui avait été enregistré dans les années précédentes.

La nouvelle analyse a réactualisé la demande d'électricité sur la base des plus récentes données historiques et des plus récents chiffres de croissance du bureau de consultance IHS CERA, qui tiennent compte des fluctuations conjoncturelles. Cela explique la révision à la baisse de la demande d'électricité pour l'hiver 2015-2016.  Ce résultat prend en considération les différentes causes de diminution de la demande de pointe en hiver : efficacité énergétique renforcée, réaction aux incitants tarifaires, accords contractuels entre fournisseurs et consommateurs industriels pour les moments de pointe, etc.

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Quelles sont les actions prises par Elia à court et à long terme ?

Afin de contribuer à assurer la sécurité d’approvisionnement au quotidien et à long terme, Elia met en œuvre des projets visant à renforcer et à développer son réseau. Ces projets font partie des plans de développement (fédéral et régionaux) qu'Elia établit à cet effet.

Elia optimise par ailleurs la disponibilité de son réseau, notamment en postposant le planning de certains entretiens et en préparant au mieux son réseau pour qu’il puisse fonctionner de façon optimale cet hiver. À leur tour, les producteurs planifient l'entretien de leurs unités de sorte que le parc de production présente une disponibilité maximale aux moments cruciaux. Des accords sont aussi passés avec les gestionnaires de réseau des pays voisins.

Par ailleurs, Elia a lancé en 2014, en collaboration avec les autorités fédérales, la campagne de sensibilisation « OFF ON ». Elle vise à sensibiliser les citoyens, entreprises et associations à l’importance d’une consommation durable et responsable de l’électricité. Lors d’une crise, les efforts combinés de chacun peuvent avoir d’autant plus d’impact sur le réseau.

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Pourquoi la frontière nord est-elle renforcée ?

Pour l'hiver 2015-2016, la capacité d'importation à la frontière nord est en effet portée à 3400 MW, contre 2750 MW annoncés pour l'hiver 2014-2015. C'est l'une des mesures visant à exploiter au maximum la capacité d'importation disponible.

Durant la période hivernale, en cas de basses températures, les flux électriques proviennent essentiellement du nord du pays. Parallèlement, en raison de la forte demande en énergie au sud, des flux ou courants électriques traversent le réseau belge en direction de la France. Pour éviter une surcharge à la frontière nord, nous installons un transformateur déphaseur supplémentaire, qui nous permet de réguler les débits sur la ligne. Quatre transformateurs déphaseurs seront ainsi installés à partir de l'hiver prochain. Dès que cette frontière sera renforcée, nous pourrons mieux répartir l'importation entre les frontières nord et sud.

Évolution depuis 2014 : Augmentation de la capacité d’importation de pointe des Pays-Bas jusqu’à 3400 MW.

 

 Conditions normales de marché :

 

Marché sous pression :

 

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Comment Elia détecte-elle une situation tendue sur le marché ?

Chaque jour, le risque éventuel d'un manque de moyens de production en Belgique est analysé, et ce pour les 7 jours à venir. L’analyse de risque prend en compte plusieurs éléments :

  • les prévisions de la production d’énergie renouvelable ;
  • les dernières informations dont Elia dispose concernant la disponibilité des unités de production classiques ;
  • une estimation des niveaux d’importation possibles ;
  • les prévisions de la consommation totale d’électricité en Belgique.

Ces estimations sont peaufinées grâce aux données de plus en plus précises au fur et à mesure que nous nous rapprochons de l’événement. En outre, le risque de pénurie est étudié sur base d’hypothèses et de prévisions; cela signifie qu’il n’y a pas de certitude absolue que nous puissions détecter une pénurie (longtemps) à l’avance.

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Que se passe-t-il si on annonce une situation à risque ?

Si les analyses indiquent un risque de pénurie, il est communiqué de manière transparente aux autorités concernées et au grand public via le site web d’Elia. Notons que l’app Elia « Indicateur électricité » a été spécialement développée à cet effet. Vous la trouvez ici.

Un jour à l'avance, ou le jour même, une situation de pénurie prévue se traduira également par l’activation des réserves stratégiques. Cette activation sera également publiée sur le site web d'Elia. L'activation des réserves stratégiques se fait sur base de deux mécanismes : par un déclencheur économique ou par un déclencheur technique.

Le processus de déclenchement économique se déroule un jour à l’avance. Ce processus se produit automatiquement dès qu’un risque de pénurie est détecté sur le marché de l’électricité day-ahead, ou en d'autres termes, si la demande totale d'énergie sur la bourse d'électricité Belpex dépasse l'offre totale d'énergie. Belpex attribue dans ce cas aux acteurs de marché une quantité d'énergie supplémentaire - fournie par les réserves stratégiques - au prix maximum du marché day-ahead Belpex (actuellement 3000 €/MWh).

Outre l'activation entraînée par un déclencheur économique, la réserve stratégique peut également être activée pour des raisons techniques, dès la veille après 18h et le jour même. Ce processus est appelé le déclencheur technique.

Cette activation de la réserve stratégique ne signifie en aucun cas qu'il faudra procéder à des délestages. La réserve stratégique est justement une mesure supplémentaire à pouvoir prendre afin d'éviter tout délestage.

Vous trouvez ici plus d'informations sur la réserve stratégique.

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Quelles mesures seront prises si on détecte tout de même une situation à risque sur le réseau ?

S’il s’avère que les marges en termes d’approvisionnement en Belgique sont considérablement réduites ou proches de zéro, Elia mettra en place un certain nombre d’actions pour faire face à cette situation :

  • Une demande de fourniture de volumes de réglage supplémentaires sera envoyée à tous les responsables d’équilibre. Elia peut ainsi faire appel à l'éventuelle capacité de production restante de toutes les centrales disponibles ou à des possibilités de réglage supplémentaires de la consommation d’électricité. Cela se fait par l’intermédiaire des « balancing warnings ».
  • Si nécessaire, Elia activera ses réserves contractées. Cela inclut l'activation d’unités au gaz spécifiques à démarrage rapide, le recours aux contrats avec des agrégateurs, la réduction contrôlée et contractée de la consommation de clients industriels ou encore la demande d’aide auprès des gestionnaires de réseau de transport voisins.
  • Si la situation l'exige, Elia analysera si des mesures exceptionnelles sont possibles au niveau de la coordination et de la collaboration avec d'autres gestionnaires de réseau de transport d'Europe du Centre-Ouest pour augmenter davantage la capacité d'importation possible de la Belgique.
  • Les réserves stratégiques pourront également être activées en Belgique à la suite d’un déclenchement économique ou technique.
  • Si les mécanismes de marché et les réserves ne suffisent pas, les autorités décident alors de limiter la consommation d’électricité. Des mesures de sensibilisation, potentiellement assorties de mesures d’interdiction, sont d’abord prises pour préserver l’équilibre sur le réseau pour les heures ou jours à venir.
  • Le dernier recours en cas de pénurie en Belgique est l’activation contrôlée du plan de délestage.

À noter que ces mesures ne seront pas forcément activées l’une à la suite de l'autre, celles-ci peuvent tout à fait s’entrecroiser.

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Quand et comment Elia applique-t-elle le tarif de déséquilibre de 4500 €/MWh ?

Ce tarif est uniquement appliqué si ces deux conditions sont remplies : les réserves stratégiques ont été activées et l’existence d’un déficit structurel est confirmée en temps réel.

Ce tarif est appliqué aux acteurs du marché de gros de l’électricité (appelés dans le jargon ARP – Access Responsible Party) qui ne sont pas en mesure de répondre à la demande en électricité de leurs clients (par exemple, un fournisseur qui n’est pas en mesure de produire lui-même suffisamment d'électricité/de l'acheter ailleurs pour alimenter ses clients). Les acteurs de marché qui bénéficient eux d’un excédent de production d’électricité sont rémunérés à ce tarif de 4500 €/MWh s’ils mettent leur production excédentaire à disposition des acteurs de marché qui n’en ont pas suffisamment. Elia intervient dans ce cas en tant que facilitateur.

Ce mécanisme, qui fait partie des règles de fonctionnement de la réserve stratégique approuvées par le régulateur fédéral (CREG), a pour but d’inciter les acteurs de marché à mettre en œuvre tous les moyens pour garder leur portefeuille respectif en équilibre.

Ce prix appliqué en dernier ressort est également repris dans la décision d’approbation de la CREG de la proposition tarifaire adaptée d’Elia du 3 décembre 2015. Il assure en effet que les fournisseurs ont intérêt à acheter sur les marchés l’énergie nécessaire pour servir leurs clients, même dans le cas où celle-ci est très chère. Dans des circonstances tendues, le prix de l’énergie sur la bourse Belpex peut déjà atteindre 3000 €/MWh.

L’objectif ultime est de diminuer la probabilité de devoir faire appel au plan de délestage.

Ce tarif de déséquilibre s'applique uniquement aux acteurs du marché de gros de l'électricité (ARP) et n'est pas lié directement au prix de l'électricité pour les consommateurs finals. Un tarif de déséquilibre est également appliqué en temps normal (vous pouvez consulter sa valeur actuelle sur la page « Tarifs de déséquilibre ») mais sa valeur est toujours inférieure à 4500 €/MWh.

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Quand le plan de délestage est-il mis en œuvre ?

Si l’ensemble des mécanismes mis en place pour assurer la sécurité d’approvisionnement ne suffit pas à satisfaire la demande en électricité, l’ultime recours est le plan de délestage. Le plan de délestage est un plan de crise qui, comme tout plan de crise, pourrait s’appliquer en tout temps, hiver comme été, cette année comme lors des années suivantes. Il intervient en ultime recours : il s’agit de délester ponctuellement certaines zones afin d’éviter l’effondrement du réseau tout entier, et ainsi pouvoir in fine revenir plus rapidement à une situation stable dans laquelle tout le monde peut à nouveau être alimenté. Plus d'informations dans cette présentation.

Pour toute question pratique relative au plan de délestage (rues concernées, durée des interventions, communication  en cas de délestage, etc.), rendez-vous sur le site web du SPF Économie.

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