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Non-confidentiel
Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38 1040 Bruxelles Tel.: 02/289.76.11 Fax: 02/289.76.09
COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE (F)160526-CDC-1513
relative au
"fonctionnement et évolution des prix sur le marché de gros belge de l'électricité - rapport de monitoring 2015"
faite en application de l’article 23, §2, alinéa deux, 2° et 19°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.
26 mai 2016
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TABLE DES MATIERES
PREAMBULE ........................................................................................................................ 4
EXECUTIVE SUMMARY ....................................................................................................... 5
FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE GROS DE L’ELECTRICITE .................................... 9
I. Introduction .................................................................................................................. 9
II. Production d’électricité ................................................................................................16
II.1 Types de centrales .................................................................................................16
II.2 Capacité des centrales de production et l’énergie produite .....................................29
II.3 Arrêts planifiés et non planifiés des unités de production (Outages) .......................35
III. Prélèvement électrique ................................................................................................40
III.1 Evolution de la consommation d’électricité..............................................................41
III.2 Evolution de la consommation d’électricité en fonction des phénomènes météo ....46
III.3 Profil d’utilisation et impact des panneaux solaires .................................................48
III.4 Capacité installée en énergie éolienne offshore et onshore ....................................55
IV. Échanges d'électricité ..................................................................................................62
IV.1 Marché à court terme ..............................................................................................62
IV.1.1 Marché day-ahead Belpex (DAM de Belpex) ...................................................62
IV.1.2 Marché intra-day continu (Belpex CIM) ............................................................87
IV.2 Marché à long terme ...............................................................................................90
IV.2.1 Prix futures par rapport au marché journalier Belpex .......................................90
IV.2.2 Prix futures dans la région CWE ......................................................................94
IV.2.3 Écarts de prix des baseload year-ahead futures sur le marché de l'électricité de
la région CWE ..................................................................................................96
V. Interconnexions ......................................................................................................... 100
V.1 Aperçu global ........................................................................................................ 100
V.2 Capacité ............................................................................................................... 102
V.2.1 Capacité physique ......................................................................................... 102
Non-confidentiel 3/171
V.2.2 Capacité commerciale ................................................................................... 102
V.3 Enchères de capacité à long terme ....................................................................... 105
V.3.1 Enchères de capacité annuelle ...................................................................... 106
V.3.2 Enchères de capacité mensuelle ................................................................... 107
V.4 Utilisation de la capacité d’interconnexion ............................................................ 113
V.4.1 Utilisation physique ........................................................................................ 113
V.4.2 Utilisation commerciale (nominations) ............................................................ 117
V.4.3 Utilisation physique versus utilisation commerciale ........................................ 129
V.4.4 Impact capacité nucléaire sur les importations et les TGV ............................. 130
V.4.5 Rentes de congestion sur base journalière .................................................... 135
VI. Balancing .................................................................................................................. 138
VII. Conclusions ............................................................................................................... 155
GLOSSAIRE ...................................................................................................................... 157
LISTE DES ABREVIATIONS .............................................................................................. 160
LISTE DES TRAVAUX CITES ............................................................................................ 163
LISTE DES FIGURES ........................................................................................................ 164
LISTE DES TABLEAUX ..................................................................................................... 170
Non confidentiel 4/171
PREAMBULE
Dans cette étude, la COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
(CREG) examine le fonctionnement et l'évolution des prix du marché de gros belge de
l'électricité pendant la période allant du 1er janvier 2015 au 31 décembre 2015 inclus. Depuis
2007, la CREG réalise tous les ans une telle étude.
L’objectif de ces études est d’informer toutes les parties intéressées de certains aspects
importants du marché belge de l’électricité, notamment les interconnexions avec l’étranger,
l’échange d’électricité sur les bourses d’électricité, la production, la consommation, et le
balancing.
Dans la mesure du possible, un historique des 9 dernières années (2007-2015) est donné. Si
l’année 2007 est reprise encore dans cette étude, c’est pour le motif que l’année 2007 précède
les crises financière(s) et économique(s) de la période étudiée. Ainsi, le lecteur pourra
comprendre plus aisément l'évolution du marché de gros de l’électricité.
Cette étude comporte cinq chapitres :
1. le premier examine la production d’électricité ;
2. le second se penche plus spécifiquement sur les prélèvements d’électricité ;
3. le troisième aborde l’échange d’électricité sur les marchés ;
4. le quatrième, analyse les interconnexions entre la Belgique et les pays limitrophes ;
5. le cinquième et dernier chapitre traite du balancing.
Un Executive Summary des cinq chapitres susmentionnés les précède et un résumé les suit.
Quelques conclusions seront également tirées à l’issue de cette étude. Le lecteur trouvera en
fin du document un glossaire, les principales abréviations utilisées dans l’étude, une liste des
travaux cités ainsi qu’un relevé des figures et tableaux ayant illustré ce travail.
Le Comité de direction de la CREG a approuvé la présente étude lors de sa réunion du 26 mai
2016.
Non confidentiel 5/171
EXECUTIVE SUMMARY
L’étude porte sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge de
l'électricité en 2015. Il s’agit du marché de l’électricité sur lequel l’énergie est achetée et
vendue avant d’être livrée aux clients finals, qu’ils soient particuliers ou professionnels.
En vue d’une meilleure compréhension de l'évolution des marchés en 2015, une période plus
longue, allant de 2007 à 2015 et appelée « période sous revue », est souvent prise en
considération dans l'étude.
Le bilan du marché de gros belge de l’électricité en 2015 ne peut être dressé sans tenir compte
de l’ensemble des ‘incidents’ survenus au sein des installations nucléaires pendant les années
2012 à 2015. Dans ce contexte, plusieurs mesures furent prises en 2014 et en 2015, comme,
notamment, la création d’une réserve stratégique en 2014 dont les moyens furent encore
renforcés en 2015 et l’instauration d’un tarif de déséquilibre de 4.500 €/MWh en cas de déficit
structurel.
I. Production
La production totale en 2015 dans la zone de réglage Elia est estimée à 54,6 TWh contre
59,5 TWh en 2014, soit une diminution de 8,1 % en un an. La part de marché d'Electrabel
relative à l'énergie produite en Belgique s’élève à 64,8% en 2015 alors qu’en 2007 elle était
encore de 86,2 %. Malgré cette baisse, le marché de la production reste encore très
fortement concentré.
Les centrales nucléaires ont produit 24,8 TWh en 2015 (45,9 TWh en 2007), soit le niveau le
plus bas des neuf années étudiées. Depuis 2012, le parc nucléaire belge connaît de graves
problèmes à répétition. Malgré cette situation exceptionnelle, la part de la production
nucléaire s’élève encore à 45,4% en raison d’éléments multifactoriels comme la diminution
totale de la production en Belgique et la baisse du prélèvement d’électricité. La production
conjointe des centrales au gaz et au charbon s’élève à 21,0 TWh en 2015 en hausse de 8,4%
par rapport à 2014. Les autres types de sources d’énergie ont contribué à la production
d’électricité à concurrence de 16,1%.
Non confidentiel 6/171
II. Prélèvement d’électricité
Le prélèvement d'électricité dans la zone de réglage Elia s’élève en 2015 à 77,2 TWh, soit
un niveau similaire à celui de 2014. Or cette dernière année, le prélèvement d’électricité
était à son niveau le plus bas de la période sous revue. De façon générale, la CREG
constate une tendance à la baisse du prélèvement d'électricité et, surtout, de la puissance
prélevée maximale qui n’est plus que de 12.634 MW en 2015.
La production décentralisée non contrôlable, telle que la production par panneaux solaires, est
considérée par la CREG comme une consommation négative. L'impact de la production par
les panneaux solaires sur la consommation est de plus en plus important (3,0 TWh en
2015). En 2015, les 3 parcs éoliens offshore ont injecté conjointement 2,5 TWh dans le réseau
de transport, soit une hausse de 18,5% par rapport à 2014. Si la production onshore estimée
totale est additionnée à la production offshore, la production éolienne en 2015 s’élève à 5,0
TWh, soit une hausse de 16,8% par rapport à 2014.
III. Echange d’électricité
Le prix annuel moyen de l’électricité dans la région Europe CWE affiche une tendance
contradictoire, avec une hausse de prix en Belgique et en France et une baisse aux Pays-Bas
et en Allemagne. La zone belge d'enchères présente le prix le plus élevé de la région en 2015.
L’indisponibilité du parc de production nucléaire pourrait expliquer pourquoi le prix du marché
day-ahead de l’électricité en Belgique divergeait de celui des pays voisins pendant 42% du
temps alors qu’antérieurement cette fréquence ne dépassait pas 5 %. La résilience du marché
journalier Belpex a fortement diminué par rapport à 2014 et ce, principalement en raison de
pics de prix extrêmes observés en septembre et octobre 2015.
Le volume total négocié sur le marché journalier Belpex atteint à nouveau un record (23,7
TWh), avec une hausse des importations commerciales à 14 TWh. La valeur totale des
contrats traités enregistre également un nouveau record (>1 milliard d'euros). Les smart
orders, introduits en février 2014, représentent une part croissante de cette activité : le volume
proposé via ces smart orders est supérieur à celui proposé via des block orders.
Le volume négocié sur le marché intra-day connaît une légère diminution en 2015, à 642,9
GWh.
Le prix moyen de l’électricité sur le marché à long terme augmente à mesure que la durée de
la période contractuelle s'allonge.
Non confidentiel 7/171
IV. Interconnexions
En 2015, la capacité commerciale d'interconnexion moyenne disponible de la zone de réglage
belge est de 3.492 MW dans le sens des importations et de 3.213 MW dans le sens des
exportations.
Les importations commerciales nettes vers la Belgique s’élèvent en moyenne en 2015 à 2.398
MW, ce qui correspond à des importations commerciales nettes totales de 23,7 TWh
pendant toute l'année. Il s'agit d'un record absolu pour la période étudiée et d'une
augmentation de pas moins de 25% par rapport à 2014, l’année record précédente.
Comme en 2014, l'indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires en 2015 a été en grande
partie compensée par une importation supplémentaire d'électricité. Il s'avère cependant
qu’une baisse de la production nucléaire est de plus en plus souvent compensée par les
centrales TGV, vu que l'importation d'électricité s’est rapprochée de plus en plus des limites
physiques des capacités d'interconnexion.
L'introduction du système de couplage de marché basé sur les flux entre les pays de la
région CWE le 20 mai 2015 a été un moment important pour le réseau électrique belge et les
interconnexions avec les pays voisins. À partir du 21 mai, les capacités d'interconnexion
disponibles sont utilisées de façon plus intense et plus efficace.
Les rentes de congestion, qui constituent un bon baromètre de la convergence des prix entre
la Belgique et les pays voisins, restent avec 107,9 millions d’euros à un niveau élevé, malgré
la baisse par rapport à l’année record 2014.
V. Balancing
En 2015, l’énergie totale activée des moyens de réserve, hors participation à la plate-forme
IGCC (Internation Grid Control Cooperation), augmente légèrement à 0,8 TWh par rapport à
2014.
La réserve secondaire est saturée pendant environ 4 % du temps pour le réglage à la baisse
et à la hausse.
Les parts des réserves tertiaires contractuelles et d’inter-GRT restent négligeables en termes
de volumes activés. La CREG estime que la zone de réglage Elia recèle encore un grand
potentiel en ce qui concerne la demand response.
Non confidentiel 8/171
L’activation de clients interruptibles est relativement exceptionnelle et le volume interrompu
par événement et le nombre moyen d’heures par événement d’interruption sont eux aussi
relativement limités.
Depuis le passage à un tarif « Single marginal price » en 2012, la volatilité des tarifs pour les
déséquilibres positifs et négatifs est très proche, ces tarifs n’étant plus différenciés que par la
valeur de l’incitant. Alors que l’année 2014 a été marquée par une forte diminution de la
volatilité des tarifs de déséquilibre - plus importante encore que celle du prix du Belpex DAM
- en 2015, les volatilités ont augmenté de manière sensible pour atteindre presque les valeurs
de 2013 (pour les tarifs de déséquilibre), voire en la dépassant (pour le prix du Belpex DAM).
Un prix de déséquilibre de -100 €/MWh ou moins est atteint moins souvent en 2014 qu’en
2013, et moins souvent en 2015 qu’en 2014. Les mois de décembre 2012 et 2013 sont
particulièrement surprenants, compte tenu du fait que la production solaire était peu importante
et que plusieurs périodes tombaient pendant les vacances de Noël (après le 21 décembre).
Les données de décembre 2014 et 2015 ne confirment pas cette tendance. Une explication
partielle du phénomène trouve sa source dans les indisponibilités importantes connues par le
parc nucléaire belge en 2014 et 2015.
Non confidentiel 9/171
FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE GROS DE
L’ELECTRICITE
I. Introduction
a) Le marché de l’énergie
1. Le marché de l’électricité n’évolue pas seul et de nombreux paramètres l’impactent
de manière plus ou moins importante. Pour la période allant du 1er janvier 2007 jusqu’au 31
décembre 2015, le « monde de l’énergie » a considérablement évolué. La Figure 1 ci-dessous
illustre, par exemple, les modifications, parfois considérables, des prix de trois énergies parmi
les plus importantes.
Figure 1: Evolution des prix de l’électricité (€/MWh), du gaz (€/MWh) et du pétrole (€/baril) de 2007 à 2015 Sources: Belpex, ICE ENDEX et calculs CREG
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Belpex DAM APX TTF DAM Brent 1 Month Ahead
€/MWh €/baril
Non confidentiel 10/171
b) Le marché électrique belge
2. La CREG a reçu presque toutes les données1 reprises dans cette étude du
gestionnaire du réseau de transport (ci-après le GRT et/ou Elia) et de la bourse Belpex ; elle
les a ensuite traitées, en y ajoutant parfois des informations complémentaires, mais en y
indiquant chaque fois l’origine des données et des calculs réalisés au bas des tableaux et des
figures.
3. La présente étude porte sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de
gros belge de l'électricité en 2015. Le marché de gros correspond au marché de l’électricité
sur lequel sont négociés les achats et les ventes d’énergie avant d’être livrés aux clients
ultimes que ce soit des particuliers ou des entreprises. Quoique faisant partie du marché de
gros, le marché over-the-counter (OTC) n’a pas été examiné dans le cadre de la présente
étude.
Le Tableau 1 et la Figure 2 ci-après illustrent globalement le marché belge de l’électricité.
c) Le bilan énergétique du marché électrique de 2007 à 2015
4. Le bilan énergétique du réseau Elia repris dans le Tableau 1 donne pour la période
allant de 2007 à 2015, une synthèse (GWh), par année:
des flux physiques bruts2 des importations et des exportations par pays ;
de la charge sur le réseau Elia et de ses pertes ;
des injections dans le réseau Elia en Belgique par les centrales (pompage
compris) y raccordées et les injections nettes à partir des réseaux de
distribution et des productions locales (>30 kV) ;
du bilan à l’équilibre si ‘aux exportations – les importations’ sont ajoutés les
‘prélèvements – les injections nettes’.
Des différences statistiques semblent apparaître entre ce bilan énergétique et certains chiffres
repris dans cette étude, notamment pour le motif que, selon le sujet traité, certaines données
sont ou non agrégées à un moment donné, comme par exemple, la prise en compte ou non
des centrales de pompage dans la donnée ou des pertes de réseau. La définition de la ‘charge
du réseau Elia’ en bas de page du chapitre III « Echange d’électricité » en est un autre
exemple. Dans toute la mesure du possible, les différences statistiques reprises sous un
même vocable seront définies et/ou justifiées.
1 Les données communiquées sont les données disponibles au moment de la publication de l’étude. Ces données peuvent varier des études antérieures pour le motif que ces données sont parfois des estimations, certaines données peuvent même faire l’objet de corrections des années plus tard. 2 Voir section V.4 Utilisation de la capacité d'interconnexion, V.4.1 Utilisation physique.
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Tableau 1: Bilan énergétique du réseau Elia de 2007 à 2015 (GWh) Source : Elia
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Non confidentiel 12/171
Pour la période étudiée, l’année 2015 se caractérise par :
des importations nettes records (20.999 GWh), en provenance surtout des
Pays-Bas (59,0%) et de la France (39,9%) ;
des injections nettes sous la barre des 60 TWh (57.606 GWh) ;
des prélèvements électriques (77.229 GWh) au niveau le plus bas
essentiellement sous le poids de la baisse de la distribution, les prélèvements
électriques des clients directs raccordés au réseau Elia connaissant une
hausse modérée par rapport aux deux années antérieures.
5. Tout comme en 2014, le bilan du marché de gros belge de l’électricité en 2015 ne
peut être dressé sans mettre en toile de fond la problématique du parc nucléaire belge et les
menaces de risques de délestages involontaires. Dans ce contexte, plusieurs mesures
additionnelles furent prises en 2015 comme notamment la création d’une réserve stratégique3
complémentaire, l’amélioration du plan de délestage de 2014 pour éviter l’effondrement du
réseau électrique pendant la période hivernale et, la prolongation des centrales de Doel 1 &
24.
d) Le marché électrique de gros en 2015
6. La Figure 2 synthétise, pour tous les jours ouvrables5 de l'année 2015, l'évolution
des moyennes journalières (MW et C°) de :
la charge sur le réseau Elia (ligne bleue) ;
la capacité d’importation commerciale disponible (ligne rouge) additionnée à la
capacité de production (ligne orange), représentent la capacité totale (ligne
jaune) ;
les flux physiques nets d'importation (ligne grise) ;
la production d’électricité issue des centrales nucléaires (ligne mauve) ;
la température équivalente6 (ligne pointillée verte).
3 Voir paragraphe 32. 4 Le principe relatif à la prolongation des centrales de Doel 1 & 2 a été approuvé par une loi du 28 juin 2015 modifiant la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité afin de garantir la sécurité d’approvisionnement sur le plan énergétique (MB du 6 juillet 2015). 5 Les samedis, dimanches et jours fériés sont généralement caractérisés par une baisse de la consommation électrique. Afin d'améliorer la lisibilité du graphique, ces jours ne sont pas repris dans la Figure 2. 6 La température journalière équivalente s'obtient en additionnant 60 % de la température moyenne du jour J à 30 % de la température du jour J-1, et en additionnant ce résultat à 10 % de la température du jour J-2 (source : http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-en-publicaties/graaddagen).
Non confidentiel 13/171
7. A l’inverse de l’année 2014, il appert que la capacité de production (ligne orange) en
2015 a été plus souvent insuffisante pour répondre seule à la consommation (ligne bleue), ce
qui explique notamment le niveau record des importations (ligne grise). En 2015, la capacité
disponible combinée de production et d’importation était suffisante, même pour le mois de
septembre lorsque la demande était fort proche de l’offre. La période la plus critique pour la
sécurité d’approvisionnement du pays se situe entre fin août et les trois premières semaines
du mois de septembre 2015. Non seulement la production nucléaire était au plus bas (1.430
MW le 30 août) mais en outre la capacité d’importation (ligne rouge) s’est considérablement
contractée.
Les capacités totales de production et d’importation disponibles combinées (courbe jaune) ont
été suffisantes tout au long de l’année 2015, même pendant le mois de septembre pendant
lequel l’offre (courbe jaune) et la demande (courbe bleue) se sont sensiblement rapprochées.
Toutefois la moyenne annuelle 2015 de la capacité totale (13.064 MW) a été considérablement
inférieure à celle de l’année 2014 (14.512 MW).
Pendant cette période, la capacité d'importation commerciale disponible était inférieure aux
flux physiques d'importation durant la période d’indisponibilité simultanée de cinq centrales
nucléaires, seules Doel 2 et Tihange 3 étaient opérationnelles.
8. Plus particulièrement pour ce qui concerne le parc nucléaire belge, plusieurs
évènements importants sont à mettre en exergue. Les arrêts de Doel 3 et Tihange 2 se sont
prolongés jusque dans les derniers jours de l’année. Doel 1 a été arrêtée (15 février) puis a
ensuite été redémarrée (30 décembre) comme Doel 2 (arrêt : 23 octobre et redémarrage : 25
décembre). Outre ces évènements connus de longue date, Tihange 1, Tihange 3 et Doel 4 ont
connu une série d’incidents (et entretiens) qui ont nécessité des arrêts prolongés. La
puissance maximale réelle de production (4.755 MW) du parc nucléaire a été atteinte en 2015
le 31 décembre, moment où toutes les centrales nucléaires étaient en activité, à l’exception
de Doel 3.
Par rapport à 2014, la production électrique d’origine nucléaire en 2015 s’est encore
contractée de 7,3 TWh pour atteindre une production annuelle de 24,8 TWh (45,9 TWh en
2011). La courbe mauve de la Figure 2 illustre l’évolution de la production nucléaire en 2015.
La moyenne annuelle de la puissance des centrales nucléaires s’est élevée à 2.834 MW en
2015 contre 3.664 MW en 2014.
En 2015, toutes les centrales nucléaires ont connu une activité inférieure à celle de 2014 à
l’exception de Doel 4.
Non confidentiel 14/171
9. La décroissance de la production électrique générée par les centrales au gaz et au
charbon s’est interrompue, probablement due à la faible disponibilité du parc nucléaire et à la
capacité d’importation d’électricité parfois limitée.
10. Le 3ème parc domanial éolien en mer du Nord, Northwind, est devenu pleinement
opérationnel en mai 2014. Pour l’ensemble des éoliennes raccordées au réseau Elia, la pointe
horaire (814 MW) de production a été atteinte le 23 février 2015.
11. En 2015, l'électricité produite provenait en moyenne à 33 % des centrales nucléaires,
à 24 % des centrales à gaz et à 27 % de l'étranger (importations). Les jours de consommation
électrique élevée (par exemple, le 22 janvier 2015), la part relative de la production nucléaire
et les importations diminuent tandis que la production des centrales à gaz augmente. L'effet
inverse se produit durant les jours de consommation électrique faible (par exemple, le 2 août
2015).
12. La corrélation entre la production nucléaire et les importations (valeurs négatives) est
devenue moins négative en ces deux dernières années qu’antérieurement (voir section V.4.4),
par contre pour la même période la relation entre la production nucléaire et les TGV est
devenue plus négative (paragraphe 213), ce qui pourrait signifier qu’à certaines périodes de
l’année, les importations étaient proche de leur limite maximale et par conséquent les TGV ont
retrouvé leur caractère de rentabilité. En 2015, la production horaire des TGV était supérieure
à la production nucléaire pendant plus de 27,7% du temps.
Non confidentiel 15/171
Figure 2: Evolution de la consommation moyenne (bleu), la capacité cumulée (jaune) de production (orange) et d’importation nette (rouge), la production nucléaire (violet), les flux physiques d’importation (gris - valeur négative) et la température moyenne (vert - échelle de droite) en 2015
Sources : CREG et Elia
-9,0
-6,0
-3,0
0,0
3,0
6,0
9,0
12
,0
15
,0
18
,0
21
,0
24
,0
27
,0
-6.0
00
-2.0
00
2.0
00
6.0
00
10
.00
0
14
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0
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0
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MW
°C
8.8
14
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2.8
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11
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13
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9.5
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*
* m
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nn
ue
lle
Non confidentiel 16/171
II. Production d’électricité
13. Ce chapitre analyse les unités de production situées en Belgique en ce qui concerne
leur capacité, leur propriété, le type de combustible et l'énergie produite. Seules les centrales
de production raccordées au réseau Elia (tension de 30 kV ou plus) sont prises en compte.
14. Malgré l’augmentation de la capacité de production sur le réseau de distribution et
l’impact considérable de ces installations sur le fonctionnement du marché, la CREG estime
qu’il n’est pas conseillé d’inclure ces installations de production dans ce chapitre-ci. En effet,
la capacité de production sur le réseau de distribution est composée en grande partie d’unités
non contrôlables (productions éolienne et solaire) qui, par conséquent, ne réagissent pas
souvent aux indications de prix du marché de gros. Cette production peut également être
considérée comme de la consommation négative. Au vu de la part toujours croissante de cette
consommation négative au cours de ces dernières années, la CREG a réalisé une estimation
de l’impact de la production d’électricité par les panneaux solaires et une estimation de l’éolien
dans la section7 relative au prélèvement d’électricité.
II.1 Types de centrales
Centrales nucléaires
15. La Belgique possède 7 réacteurs nucléaires répartis sur deux sites (Doel et Tihange)
offrant une capacité théorique de production totale de 5.926 MW fin 2015. Le Tableau 2 donne
un aperçu des 7 centrales et de leur puissance maximale (Pmax) respective ainsi que leur
actionnariat.
7 Sections III.3, page 48 et III.4, page 55.
Non confidentiel 17/171
Tableau 2 : Ventilation des puissances maximales des centrales nucléaires entre leurs propriétaires (Electrabel et EDF8) et / ou bénéficiaires de droits de tirage dont E.ON au 31 décembre 20159
Source : CREG
16. Electrabel est le responsable d’équilibre (ARP) pour les 7 centrales, mais ne dispose
pas de la totalité de l'énergie produite. Le tableau ci-dessus donne un aperçu de l’actionnariat
du parc nucléaire belge. Celui-ci intègre notamment l’accord entre Electrabel et E.ON de début
novembre 2009, relatif notamment aux droits de tirage (drawing rights swap). La capacité de
production maximale mentionnée de 5.926 MW est celle qui est théoriquement disponible en
décembre 2015. Il en ressort que la part d’Electrabel (EBL) dans la capacité nucléaire est
passée de 89,06 %10 avant février 2009 à 76,1 % à la fin de l’année 2015.
17. Sous la législature précédente, la décision de fermer les centrales de Doel 1 et de
Doel 2 en 2015 et de prolonger Tihange 1 jusqu’en 2025, a été coulée dans la loi du 31 janvier
2003, amendée le 18 décembre 2013, relative à la sortie progressive de l'énergie nucléaire à
des fins de production industrielle d'électricité. Cette loi modifiée a fixé le calendrier de la sortie
du nucléaire pour la production d’électricité et a prolongé la durée de vie de la centrale de
Tihange 1 de dix ans.
18. Les centrales de Doel 1 & 2, qui devaient être fermées dans le courant de l’année
2015, ont été prolongées de dix ans supplémentaires par la loi du 28 juin 201511 modifiant la
loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production
industrielle d’électricité afin de garantir la sécurité d’approvisionnement sur le plan
énergétique.
8 « EDF Belgium détient 63,5% des actions d'EDF Luminus. Cette société opère actuellement dans un contexte économique difficile avec des prix de l'énergie à la baisse dans un marché très concurrentiel. Par ailleurs, le futur de la participation nucléaire d'EDF Luminus dans Doel 3 et Tihange 2 est incertain suite à l'arrêt de ces unités. De ce fait, une réduction de valeur sur la participation dans EDF Luminus a été enregistrée pour une valeur de 567,8 M€ » (source rapport de gestion (C8) des comptes annuels 2014 déposés auprès de la Banque Nationale). 9 selon l’Asset Swap Transaction Agreement et Drawing Rights Swap Transaction Agreement entre, d’une part Electrabel et, d’autre part E.ON. Les droits de tirage de Doel 1 sont échus depuis janvier 2015 et ceux de Doel 2 et Tihange 1 arriveront à échéance respectivement en janvier et avril 2016. 10 Voir l’étude de la CREG (F)130530-CDC-1247 du 30 mai 2013 au paragraphe 4. 11 Art. 4/2. § 1er. Le propriétaire des centrales nucléaires Doel 1 et Doel 2 verse à l'Etat fédéral, jusqu'au 15 février 2025 pour Doel 1 et jusqu'au 1er décembre 2025 pour Doel 2, une redevance annuelle en contrepartie de la prolongation de la durée de permission de production industrielle d'électricité à partir de la fission de combustibles nucléaires.
Parc nucléaire Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3
2015 (MW) 433 433 1.006 1.038 962 1.008 1.046 5.926 100,0%
dont: Electrabel 100,0% 61,7% 89,8% 89,8% 30,9% 89,8% 89,8% 4.677 78,9%
EDF 10,2% 10,2% 50,0% 10,2% 10,2% 899 15,2%
E.ON 0,0% 38,3% 19,1% 350 5,9%
Total
Non confidentiel 18/171
19. Le graphique ci-dessous illustre l’évolution des capacités nucléaires disponibles
jusqu’en 2025 en fonction des modifications successives apportées à la loi du 31 janvier 2003.
Toutes les centrales nucléaires12 seraient donc opérationnelles jusqu’en 2022, Doel 3,
fermerait le 1er octobre 2022 et Tihange 2, le 1er février 2023. Les 5 autres centrales nucléaires
seraient fermées dans le courant de l’année 2025. En 2026, il n’y aurait donc plus aucune
centrale nucléaire opérationnelle. A la date de leurs fermetures respectives, trois centrales
nucléaires (Doel 1 & 2 et Tihange 1) auront eu une durée de vie de 50 ans et quatre (Doel 3
& 4 et Tihange 2 & 3) de 40 ans.
Figure 3: Part d’Electrabel dans le parc nucléaire belge Source : CREG
20. Depuis 2012, le parc nucléaire belge connaît un certain nombre d’incidents avec des
impacts de longue durée. Ceux-ci peuvent être regroupés en deux périodes.
La première période a débuté au milieu de l’année 2012 ; il a été annoncé que 2 centrales
nucléaires - Doel 3, le 1er juin 2012, et Tihange 2, le 17 août 2012, - seraient indisponibles
pour une période prolongée, en raison de l’éventuelle insécurité liée à la cuve des réacteurs13.
Les centrales nucléaires ont redémarré en juin 2013.
12 Sous réserve des décisions des tribunaux compétents suite aux recours déposés par différentes parties opposées à la prolongation des centrales nucléaires belges. 13 Les deux centrales ont redémarré respectivement les 3 et 7 juin 2013.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
MW
Parc nucléaire belge Electrabel EDF E.ON Electrabel/Total (%)
2022: fermetures Doel 3 et Tihange 2
2025: fermetures Tihange 1&3 et Doel 4
2025: fermetures Doel 1&2
Non confidentiel 19/171
La seconde période a commencé le 25 mars 2014 lorsque Doel 3 et Tihange 2 ont, à nouveau,
été arrêtées en raison de l’éventuelle insécurité liée à la cuve des réacteurs. Ce n’est qu’en fin
d’année que les deux réacteurs ont été remis en service ; Doel 3 a redémarré le 20 décembre
2015 et Tihange 2 six jours plus tôt.
Le 5 août 2014, Doel 4 était indisponible du fait d’un supposé acte de sabotage. Ce réacteur
nucléaire était à nouveau disponible le 19 décembre 2014.
L’indisponibilité de ces centrales s’est traduite par une production nucléaire d’électricité
significativement plus faible comme. La Figure 4 illustre, mensuellement, les productions
nominées totales des 7 centrales nucléaires depuis 2007 (TWh).
21. La période des années 2007 à 2013 a été agrégée dans la zone grisée de la figure
en y reprenant pour chaque mois des 7 années le minimum et le maximum des moyennes de
la production nominée totale des centrales nucléaires. Les années 2014 et 2015, par contre,
apparaissent distinctement dans la figure.
Avec 24,8 TWh produite, l’année 2015 correspond à la production nucléaire la plus basse de
la période sous revue. Aux 9 premiers mois de l’année correspondent les productions
mensuelles les plus basses jamais enregistrées, seule la production des 3 derniers mois de
l’année 2015 sont légèrement supérieurs aux productions mensuelles moyennes de l’année
2014. La production nucléaire mensuelle est descendue jusqu’à 1,2 TWh en septembre 2015
en raison de l'indisponibilité complète de Doel 1, Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et, pendant près
de 88% du temps de Tihange 1.
Non confidentiel 20/171
Figure 4: Production nominée totale mensuelle des 7 centrales nucléaires par année (TWh) Sources : Elia et CREG
22. Comme le montre la Figure 5 ci-après, Doel 3 et Tihange 2 ont été, parmi les 7
centrales nucléaires, celles ayant connu le taux d’indisponibilité le plus élevé au cours des 9
dernières années. Pendant cette période, ces 2 centrales ont été indisponibles respectivement
pendant 37,1% et 32,8% du temps. Par contre, Doel 2 et Tihange 3 ont connu un taux
d’indisponibilité inférieure à 10% du temps. Les raisons de ces indisponibilités sont de tous
types : entretiens prévus, sécurité ou limitation de la durée de vie légale et pannes.
4,2
4,0
3,8
2,5
2,9
2,5
2,8
2,2
1,4
1,6
2,1
2,2
2,8
2,42,3
1,7
2,12,2
1,8
1,4
1,2
2,1
2,2
2,7
2,9
2,7
2,9
2,12,2
3,33,5
3,1
2,7
2,1
2,62,8
4,4
3,9
4,1
4,0 4,0 4,0 4,0
4,3
3,9
4,44,3
4,4
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2014 2015 min 2007-2013 max 2007-2013
TWh
Non confidentiel 21/171
Figure 5: Nombre de jours d’indisponibilité des 7 centrales nucléaires par année Sources: Elia et CREG
23. La Figure 6 indique, pour tous les jours de l'année 2015, la production nucléaire
moyenne ainsi que la disponibilité ou l'indisponibilité14 des réacteurs nucléaires. En 2015, la
production d'électricité quotidienne moyenne par les unités nucléaires s'élevait à 2.834 MW.
Cela représente une production totale d'électricité nucléaire de 24,8 TWh en 2015, soit 47,8 %
de la production théoriquement possible. La puissance installée atteint en effet 5.926 MW. La
production quotidienne moyenne minimale a été enregistrée le 30 août 2015 (1.430 MW),
lorsque seules Doel 2 et Tihange 3 étaient disponibles. La production d'énergie nucléaire la
plus élevée a été observée le dernier jour de 2015, le 31 décembre : une moyenne de
4.755 MW pour Doel 1, Doel 2, Doel 4, Tihange 1, Tihange 2 et Tihange 3. Seule Doel 3 était
indisponible à ce moment.
14 Les journées au cours desquelles une unité nucléaire est disponible sont indiquées en vert. Les journées au cours desquelles une unité nucléaire est indisponible sont indiquées en rouge. Une unité nucléaire est considérée comme « indisponible » lorsque la production quotidienne de cette unité s'élève à moins de 20 % de la capacité totale de cette unité.
44 29 41 4 49 52 0 52
78 31 73 52 44 43 66 18
62 32 33 730 0 44 53
37 38 35 61 36 37 048
42 18 35 36 53 55 55 0
32 43
213
43 0126 136
38
6 21153
23 61 61153
36
21 18
279162
50 50
279
8
315
75
358
49 97 97
345
58
19,4%
9,3%
37,1%
15,3%11,9%
15,9%
32,8%
9,5%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
365
730
1.095
1.460
1.825
2.190
2.555
2.920
3.285
DOEL 1 DOEL 2 DOEL 3 DOEL 4 TIHANGE 1N TIHANGE 1S TIHANGE 2 TIHANGE 3
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 interruptions cumulées 2007-2015 (%)
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Non confidentiel 22/171
Les deux pics relatifs au sein de la production d'électricité lors de la période août –
septembre 2015 (c.-à-d. la période dotée d'une disponibilité nucléaire minimale) coïncident
avec le retour de Tihange 3 suivi de la soudaine indisponibilité de Doel 4 d'une part, ainsi que
la courte disponibilité de Tihange 1 d'autre part. En effet, le 18 septembre 2015, Tihange 1
s'est de nouveau arrêtée automatiquement - après avoir été redémarrée un jour plus tôt à la
suite de travaux d'entretien - en raison d'un défaut technique du générateur de vapeur.
Figure 6: Production d'électricité quotidienne moyenne par les centrales nucléaires en 2015 (ligne noire) et (in)disponibilité des centrales nucléaires (vert / rouge))
Sources: Elia et CREG
Centrales de pompage
24. La Belgique compte 2 sites équipés de centrales de pompage : Coo, dont la capacité
de production maximale s'élève à 1.216 MW et Plate Taille, plus petite, dont la capacité de
production maximale s'élève à 141 MW. La première centrale est à la disposition d'Electrabel
et la seconde de Lampiris. Il s'agit d'unités qui produisent de l'électricité à partir d'eau
préalablement pompée vers un bassin situé en amont à l'aide de turbines et ensuite la
déversent dans un bassin situé en aval. Le volume des bassins est limité. De ce fait, l'énergie
pouvant être livrée est également limitée. Lorsque l'eau est pompée (souvent la nuit), l'unité
consomme de l'électricité à un coût moindre que son prix de vente. En effet, les turbines sont
(souvent) en fonctionnement pendant les heures de pointe. En 2015, elles ont produit 1.099
GWh, en baisse de 5,9% par rapport à 2014. Cette production est la plus faible depuis 2007.
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
-2.000
-1.000
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Unité nucléaire indisponible Unité nucléaire disponible Production nucléaire totale Production moyenne Capacité théorique
Doel 1
Doel 2
Doel 3
Doel 4
Tihange 1
Tihange 2
Tihange 3
31/12/2015maximum = 4.755 MW
MW
30/8/2015minimum = 1.430 MW
2015moyenne = 4.755 MW
capacité théorique= 5.926 MW
Non confidentiel 23/171
25. Initialement, les centrales de pompage ont été construites, hormis pour des raisons
économiques, en vue de garantir la sécurité du réseau électrique dans le cadre de la création
des grandes centrales nucléaires. Les principales centrales nucléaires ont une capacité
d’environ 1.000 MW et l'arrêt imprévu d'une telle centrale doit pouvoir être compensé
rapidement par la zone de réglage d’Elia. Les centrales de pompage, qui doivent pouvoir
passer de 0 MW à une puissance maximale en quelques minutes, conviennent parfaitement
pour ce type de compensation, permettant ainsi de mieux garantir l'équilibre sur le réseau
d'électricité. La nuit, les centrales de pompage peuvent consommer de l'électricité (souvent
meilleur marché) pour remplir à nouveau les bassins ; les centrales de pompage peuvent
également fournir la flexibilité nécessaire pour la consommation et la production, par exemple
en cas de forte hausse de la consommation en début de journée ou dans le cas de moyens
de production intermittents telle que l'énergie éolienne.
Turbines gaz-vapeur (TGV)
26. En 2015, dans la zone de réglage Elia, il y avait 9 grandes centrales TGV15, dotées
chacune d'une puissance d'environ 400 MW16. Une centrale TGV (Turbine Gaz Vapeur)
possède une ou deux turbines à gaz et une turbine à vapeur. Les turbines à gaz sont
actionnées par les gaz d'échappement chauds générés par la combustion du gaz naturel.
Après la mise en marche de la turbine à gaz, la chaleur résiduelle des gaz d'échappement est
partiellement récupérée afin de produire de la vapeur actionnant la turbine à vapeur. La chaleur
résiduelle permet d'augmenter le rendement moyen d'une telle centrale à 50-55 % et pour les
TGV les plus récentes, même parfois au-delà de 60 % (sans récupération de chaleur de
condensation (PCI)17). Ces rendements moyens ne sont obtenus que lorsque les unités
tournent à leur puissance maximale. Si les centrales doivent produire à une puissance
moindre, le rendement instantané diminue sensiblement. Les centrales TGV sont des unités
de production relativement flexibles et sont également utilisées dans la zone de réglage d’Elia
pour les réserves secondaires.
Le Tableau 3 ci-dessous donne un aperçu des 8 plus grandes centrales TGV dans la zone de
réglage Elia avec leur capacité de production et leur propriétaire. La capacité de production
15 La centrale de Vilvoorde (1er janvier 2014), anciennement TGV, est devenue une TG en 2014 et a été versée dans les réserves stratégiques, tout comme Seraing (31 octobre 2014) et Twinerg (1er octobre 2015). 16 La zone de réglage Elia comprend la Belgique et une partie du Grand-Duché de Luxembourg, qui comptabilise une unité TGV (Esch-Sur-Alzette). Par conséquent, le territoire belge ne compte que 8 unités TGV. 17 Le pouvoir calorifique inférieur (PCI) est l’énergie thermique libérée par la combustion d'un kilogramme de combustible sous forme de chaleur sensible, à l'exclusion de l’énergie de vaporisation (chaleur latente) de l'eau présente en fin de réaction.
Non confidentiel 24/171
totale de l’ensemble de ces centrales est de 3.269 MW. L’unité de Marcinelle (405 MW) est la
plus récente des grandes centrales TGV, opérationnelle depuis 2012. Par rapport à il y a deux
ans, trois unités (Vilvoorde, Seraing et Esch-Sur-Alzette (Twinerg)) font partie de la réserve
stratégique. La capacité de production en 2015 s’établit à 3.269 MW, soit un niveau inférieur
à celui de la fin de l’année 2014 qui s’élevait à 3.645 MW.
Tableau 3: Les 8 plus grandes centrales TGV (+/- 400 MW) de la zone de réglage Elia, sans les trois centrales de la réserve stratégique
Source : CREG
27. Depuis 2010, la production d’électricité par les TGV suit une tendance générale à la
baisse. Cette tendance s’est interrompue depuis le quatrième trimestre 2014, comme en
témoigne la Figure 7. Cette figure illustre par mois l’énergie totale nominée (TWh) en day-
ahead sur les TGV de la zone de réglage Elia. La ligne bleue indique le volume minimum
moyen devant être nominé afin de pouvoir fournir les réserves secondaires18 (et donc le must-
run) symétriques et continues19 d’une valeur de 140 MW, au sein de la zone de réglage d’Elia.
Cette réserve est activable à la hausse comme à la baisse. L’activation à la hausse se traduit
par une augmentation de la puissance injectée sur le réseau Elia alors que l’activation à la
baisse entraîne une diminution de la puissance injectée.
28. Au fil des années, le nombre de TGV dont dispose le marché a été porté de 8 TGV
jusqu’en février 2009 à 11 TGV à partir de février 2012 pour redescendre depuis, à 8 TGV
dans le courant de l’année 2015. Les périodes pendant lesquelles un nombre différent de TGV
était en activité sont indiquées en nuances de gris. La figure illustre pour l’année 2015 une
18 L’utilisateur de réseau qui signe un contrat de réserve secondaire s’engage à mettre à la disposition d’Elia la réserve fixée dans le contrat, dans un délai entre 30 secondes et 15 minutes après la demande d’Elia et ce, selon la vitesse de démarrage de l’unité de production ou « ramping rate ». (source : Elia). 19 Fonction du nombre d’heures par mois.
Propriétaire Unité MW
Electrabel AMERCOEUR 1 420
Electrabel DROGENBOS 460
Electrabel HERDERSBRUG 460
Electrabel SAINT-GHISLAIN 350
Electrabel 50% / BASF 50% ZANDVLIET POWER 395
EdF/SPE RINGVAART 357
T-Power T-POWER 422
Enel Marcinelle Energie 405
Total Electrabel 1.888
Total EdF/SPE 357
Total 3.269
Grandes TGV (± 400 MW) dans la zone de réglage Elia
Non confidentiel 25/171
inversion de la tendance à la baisse observée ces dernières années. Aux mois de septembre
et octobre 2014, un pic de production avait été observé au moment même où la production
nucléaire était la plus basse. L’augmentation de la production d’électricité en 2015 à partir du
gaz naturel à 17,3 TWh dont 12,2 TWh à partir des grandes TGV s’explique par la
problématique du parc nucléaire belge. Les 3 premiers mois de l’année 2015, comme les
quatre derniers mois se caractérisent par une production mensuelle supérieure à 1 TWh ;
pendant les mois d’avril à août 2015, la production mensuelle était, par contre, inférieure à 1
TWh.
Figure 7: Energie nominée totale en day-ahead des TGV de la zone de réglage Elia, par mois, ainsi qu’une indication du volume minimum moyen devant être nominé pour les réserves secondaires (ligne bleue).
Sources : Elia et CREG
29. Compte tenu du contexte économique moins favorable aux centrales au gaz – crise
du parc nucléaire belge excepté - depuis plusieurs années, plusieurs producteurs d’électricité
ont, soit annoncé des fermetures, soit retiré du marché des centrales au gaz afin de les placer
dans la réserve stratégique. Le CSS (clean spark spread) est utilisé pour évaluer la rentabilité
économique20 d’une centrale au gaz. Le graphique ci-après illustre cette problématique.
La figure ci-après reprend la valeur que devrait atteindre la tonne de carbone sur les marchés
afin de s’assurer qu’une technologie plus propre, à savoir le gaz, soit utilisée à la place du
20 correspondant à la marge brute, ou au chiffre d’affaires moins les coûts des ventes (gross profit margin = revenue minus cost of goods sold).
2,26
1,28
1,90
1,78
0,49
1,10
0,50
0,84
1,48
0,59
1,34
1,08
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
8 unités 9 unités 10 unités 11 unités Total R2 (3*150+140) Poly. (Total )
TWh
Non confidentiel 26/171
charbon21. Le coût de la tonne de CO2 pour lequel le clean spark spread (CSS) est égal au
clean dark spread (CDS) est représenté en ligne pointillée mauve (Prix de la tonne CO2 quand
CSS = CDS (€/t)). Ce prix - month ahead - représente la valeur de la tonne de carbone pour
laquelle le producteur est indifférent entre ces deux types de centrales pour produire de
l’électricité. Pour l’année 2015, ce prix aurait dû varier entre 34 et 52 €/t compte tenu des
hypothèses retenues22.
Il ressort de la figure que le baseload CSS est encore meilleur à la fin 2015 que celui de 2012,
2013 et du premier semestre de 2014, malgré le retour de l’ensemble du parc de production
nucléaire. Cette amélioration s’explique par la baisse du prix du gaz relativement plus forte
que celle du prix de l’électricité.
Figure 8: Ecarts (spreads) entre le prix de l’électricité et son coût estimé de production entre 2009 et 2015 (lignes continues) et estimation du prix de la tonne de CO2 afin qu’une unité de production de gaz produise de l’électricité au même coût qu’une unité de charbon (ligne discontinue).
Sources : Elia et CREG
21 Etude (F)110203-CDC-1036 du 3 février 2011 relative à l’analyse du concept des spreads (page 25/32, paragraphes 62 à 68) et Working Paper (Z)151113-CDC-1476 of 13 november 2015 on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September 2015. 22 Les hypothèses retenues sont notamment :
un rendement de 35% pour une centrale au charbon et de 50% pour une centrale au gaz ;
le nombre de tonnes de CO2 émises suite à la combustion d’un MWh thermique de charbon/ gaz naturel est de respectivement de 0,301 t/CO2 / 0,19 t/CO2 par MWh thermique brûlé.
Non confidentiel 27/171
30. Plusieurs producteurs ont fermé des centrales en 2015 et ont annoncé une série de
fermetures supplémentaires, soit temporairement soit définitivement, comme la Figure 9 ci-
après l’illustre.
Celle-ci reflète d'une part, le cumul des mises effectives à l'arrêt de centrales électriques entre
décembre 2013 et avril 2016 et d'autre part, les mises à l'arrêt annoncées de mai 2016 à
décembre 2016 inclus. Les arrêts totaux pour l’année 2015 représentent 661 MW et les arrêts
pour l’année 2016 devraient dépasser 1.275 MW.
Les 2 unités TGV mises à l'arrêt en 2014 ont été contractées dans la réserve stratégique pour
une période de trois ans à compter du 1/11/2014. 4 unités (TGV) – totalisant 493 MW - ont
également été mises à l’arrêt en 2015. Au cours de l’année 2016, 3 arrêts complémentaires
(672 MW) de TGV s’ajouteront aux déjà nombreuses fermetures antérieures.
Le cadre légal relatif aux mises à l'arrêt de Doel 1 et Doel 2 prévues en 2015 a été modifié et
ces deux centrales, prolongées pour une décennie, ont redémarré à la fin du mois de
décembre. Les réacteurs nucléaires de Tihange 2 et Doel 3, indisponibles pendant la quasi-
totalité de l’année 2015, n’ont pas été considérés comme une mise à l'arrêt.
Globalement, la figure montre qu’une capacité de production de 1.275 MW devrait encore être
mise à l'arrêt l'année prochaine dont 560 MW ont déjà été annoncés.
Figure 9: Mises à l'arrêt effectives jusqu’en avril 2016 et annoncées à partir de mai 2016 Source: CREG
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
MW
Autres
TG
TGV
Nucléaire
Non confidentiel 28/171
31. Le Tableau 4 ci-dessous donne, par année, l’énergie nominée (TWh) en day-ahead
des TGV dans la zone de réglage Elia, l’évolution de la production exprimée en pourcentage,
le nombre de TGV moyen et la production moyenne par TGV. Pour 2015, avec 7,8 TGV en
moyenne, un volume de 12,2 TWh a été nominé, c’est-à-dire un niveau de production
correspondant à 54,9% de la production la plus élevée (2010) de la période sous revue. En
2015, la production a augmenté de 12,4% par rapport à 2014. De ce fait, la production nominée
moyenne en day-ahead par TGV est passée de 2,3 TWh en 2007 à 1,6 TWh en 2015, soit une
diminution globale de près de 32,9 % en 9 années. Par rapport à 2013 et 2014, la production
par unité a toutefois augmenté de 1,1 TWh à 1,6 TWh, soit une hausse de 45 %.
Tableau 4: Production nominée moyenne des TGV dans la zone Elia Sources: Elia, CREG
Les réserves stratégiques
32. L’article 5 de la loi du 26 mars 2014 modifiant la loi électricité a prévu l'introduction
d'un mécanisme de réserve stratégique23. La réserve stratégique est destinée à garantir,
jusqu'à un certain niveau, la sécurité d’approvisionnement électrique pendant les périodes
hivernales. Elle se compose en partie d'unités de production ayant notifié leur mise hors
service et en partie de la gestion de la demande. Pour déterminer le volume de réserves
stratégiques requis, le gestionnaire de réseau réalise une analyse probabiliste des besoins en
capacité de production, afin de pouvoir atteindre les critères LOLE (Loss of load expectation)
fixés par la loi. Sur base de cette analyse, la Direction Générale de l'Énergie remet un avis au
ministre, qui donne ensuite instruction à Elia de contracter un volume donné. Pour la période
23 Le 29 avril 2015, la Commission européenne a ouvert une enquête sectorielle dans 11 pays, dont la Belgique, sur des mécanismes visant à garantir l’approvisionnement en électricité. Le 13 avril 2016, le rapport intermédiaire de l’enquête sectorielle sur les mécanismes de capacité dans le secteur de l’électricité a mis en lumière d’importantes lacunes.
(TWh)
Production totale
Nomination
Evolution
(%)
Nombre
moyen de
TGV
Nomination/
Unité
Evolution
(%)
2007 18,5 8,0 2,3
2008 17,4 -6,1% 8,2 2,1 -7,9%
2009 21,0 21,0% 9,0 2,3 9,7%
2010 22,1 5,2% 9,1 2,4 4,4%
2011 17,4 -21,4% 10,7 1,6 -33,1%
2012 15,3 -12,3% 11,0 1,4 -15,0%
2013 12,5 -18,3% 11,0 1,1 -18,2%
2014 10,8 -13,3% 9,7 1,1 -1,4%
2015 12,2 12,4% 7,8 1,6 38,7%
2007-2015 16,4 -34,3% 9,4 1,8 -32,9%
Non confidentiel 29/171
hivernale 2014-2015, le ministre avait, sur la base de l'arrêté ministériel du 16 juillet 2014,
donné instruction à Elia de contracter 1.200 MW. Pour la réserve stratégique, Elia a contracté
en 2014, 750 MW de capacité de production (485 MW pour l'unité TGV de Seraing et 265 MW
pour l'unité transformée TG de Vilvoorde) pour une période de 3 ans, et près de 100 MW en
gestion de la demande pour une période d'un an.
Pour la période hivernale 2015-2016, un arrêté ministériel du 15 janvier 2015 a donné
instruction à Elia de constituer, à partir du 1er novembre 2015, une réserve stratégique pour
un volume complémentaire de 2.75024 MW par rapport aux 750 MW déjà contractés. Les coûts
liés à la mise en œuvre de la réserve stratégique, y compris les coûts de gestion et de
développement, sont couverts par une surcharge tarifaire facturée par Elia aux utilisateurs de
son réseau, dont le montant est approuvé par la CREG25.
II.2 Capacité des centrales de production et l’énergie produite
33. Une évaluation tant de la capacité des centrales de production26 que de l'énergie
produite - selon l'acteur du marché ou selon le type de combustible - figure ci-après pour la
période 2007-2015. Cette évaluation comprend quatre types de données :
- la capacité de production par type de combustible ;
- l’énergie produite par type de combustible ;
- la capacité de production par acteur du marché ;
- l’énergie produite par acteur du marché.
24 Elia a reçu des offres pour un volume de 1.312,8 MW, dont seulement 804,8 MW étaient conformes aux conditions du cahier de charges. De ces 804,8 MW, 358,4 MW résultent de la diminution de la demande et 446,4 MW proviennent de la production contractée par Elia pour la période hivernale 2015-2016. 25 Voir la décision (B)140605-CDC-1330 - http://www.creg.be/fr/producte9.html 26 Au début de la présente section, il a été précisé que seules les unités raccordées au réseau Elia étaient prises en considération. Ceci signifie donc que la production à un niveau de tension inférieur à 30kV n'est pas prise en compte. La CREG n'a dès lors pas traité de chiffres relatifs à la capacité de production et à l'énergie produite à ce niveau de tension dans la présente étude. Il est fait référence, pour cela, à l'étude spécifique Etude (F)111013-CDC-1113 de la CREG relative à la capacité de production en Belgique, qui envisage également les unités situées sous les 30 kV.
Non confidentiel 30/171
34. Capacité de production par type de combustible. Le Tableau 5 ci-dessous fournit une
estimation de la capacité théorique de production par type de combustible pour les 9 dernières
années. Le mois de décembre de l'année est systématiquement pris comme période de
référence.
Tableau 5: Parts de marché de la capacité de production électrique par type de combustible Sources : Elia, CREG
En 2015, les unités nucléaires27 représentent 41,8% (41,4% en 2014) de la capacité
théorique28 de production et les unités au gaz 31,9% (32,1% en 2014). Comme décrit ci-
dessus, les 8 grandes TGV encore en activité ont une capacité de production de 3,3 GW, soit
plus de 72,4% des unités au gaz (4,5 GW). Depuis 2008, ces dernières avaient une capacité
de production supérieure aux unités nucléaires, mais depuis 2013 cette hiérarchie s’est
inversée.
Les combustibles nucléaire et gazeux représentent ensemble 73,7% de la capacité de
production raccordée au réseau Elia. Les centrales de pompage et les centrales au charbon
représentent respectivement 9,8% et 5,2%. Le top quatre des unités de production représente
88,7% de la capacité de production totale. L’éolien a une part de marché grandissante et atteint
pour la première fois une part de marché supérieure à 6,2%. Les «autres unités
renouvelables»29, détiennent une part cumulée de 3,52%, le solde étant marginal, avec des
parts de 1,6%.
35. Energie produite par type de combustible. Le Tableau 6 fournit une estimation de
l'énergie produite par type de combustible pour les 9 années écoulées. L'année complète est
prise en compte.
27 Les données relatives à la capacité nucléaire reprises dans les quatre tableaux ci-après tiennent compte du seul marché belge pour les sociétés Electrabel, E.ON et EDF. 28 Doel 3 et Tihange 2 à l’arrêt depuis 25 mars 2014 sont considérés comme faisant partie du parc nucléaire. 29 Les combustibles de ces unités regroupent notamment l’eau et les déchets recyclés.
Type de combustible 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Nucléaire 5,8 5,8 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 38% 36% 37% 36% 36% 36% 39% 41% 42%
Gaz naturel 5,7 6,5 6,4 6,6 6,7 6,7 5,5 4,6 4,5 37% 40% 40% 40% 41% 41% 37% 32% 32%
Centrales de pompage 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 9% 9% 9% 8% 8% 9% 9% 10% 10%
Charbon 1,5 1,5 1,5 1,2 1,3 1,0 0,7 0,7 0,7 10% 9% 9% 7% 8% 6% 5% 5% 5%
Eolien 0,0 0,1 0,1 0,3 0,3 0,5 0,7 0,9 0,9 0% 0% 1% 2% 2% 3% 5% 6% 6%
Autres renouvelables 0,3 0,3 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 2% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 4%
Autres 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,3 0,2 4% 3% 3% 3% 3% 2% 1% 2% 2%
Total 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,2 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Part de marché (%)Capacité de production (GW)
Non confidentiel 31/171
Tableau 6: Parts de marché de l’énergie électrique produite par type de combustible Sources : Elia, CREG
En 2015, les unités de production raccordées au réseau d'Elia ont généré 54,6 TWh, soit la
production la plus basse des 9 années étudiées. Par rapport à 2014, il s’agit d’une baisse de
4,8 TWh, soit 8,1 % de la production, une baisse qui vient après une année 2014 qui avait déjà
connu une diminution exceptionnelle de 10,9 TWh par rapport à 2013.
Pour comprendre cette forte chute de la production, il faut se tourner avant tout vers les unités
nucléaires, qui n’ont produit que 24,8 TWh en 2015 alors que 5 ans plus tôt en 2011 la
production s’élevait encore à 45,9 TWh. Il s’agit d’une baisse de production nucléaire de 22,6%
en un an, avec une part de marché qui descend pour la première fois sous la barre des 50%
à 45,4%. La production reprise dans ce tableau donne une image plus correcte de la situation
de la production que celle du tableau précédent qui reprend des capacités de production,
notamment des centrales nucléaires même si celles-ci sont en arrêt prolongé.
La production est à la hausse pour tous les autres types de combustible, à l’exception des
centrales de pompage qui connaissent une baisse de 5,9%.
La production d’électricité à partir de gaz naturel inverse sa tendance à la baisse depuis
plusieurs années en valeur absolue pour atteindre 17,3 TWh en 2015. En valeur relative, la
part du gaz naturel atteint un peu moins du tiers de la production totale.
Les centrales alimentées au charbon30 ont généré 3,7 TWh en 2015, ce qui représente une
hausse de 16,7% par rapport à 2014. Il faut toutefois souligner qu’en 2007, la production
d’électricité avec des unités alimentées au charbon était encore de 7,6 TWh.
Par type de combustible, l’énergie nucléaire (45,4%), le gaz naturel (31,7%) et le charbon
(6,8%) représentent ensemble 83,9% de l’électricité totale produite en 2015 ; en 2007, le top
3 représentait encore 95,0 % de l’électricité produite totale. Cette évolution en 9 ans
correspond à une baisse de 32,7 TWh, soit en valeur relative à une diminution de 39,5% de la
production dite conventionnelle.
30 La dernière centrale au charbon Genk-Langerlo a été fermée à la fin du mois d’avril 2016.
Type de combustible 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Nucléaire 45,9 43,4 45,0 45,7 45,9 38,5 40,6 32,1 24,8 56% 56% 53% 53% 57% 54% 58% 54% 45%
Gaz naturel 25,0 23,0 29,8 30,0 23,5 21,3 17,6 16,2 17,3 30% 30% 35% 35% 29% 30% 25% 27% 32%
Charbon 7,6 6,9 6,4 5,2 4,5 5,1 4,3 3,2 3,7 9% 9% 7% 6% 6% 7% 6% 5% 7%
Centrales de pompage 1,3 1,3 1,4 1,4 1,2 1,3 1,3 1,2 1,1 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2%
Eolien 0,0 0,0 0,2 0,3 0,9 1,1 1,8 2,5 2,9 0% 0% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5%
Autres renouvelables 1,6 1,8 1,8 2,1 2,2 2,3 2,6 2,4 2,7 2% 2% 2% 2% 3% 3% 4% 4% 5%
Autres 1,1 1,1 1,0 1,8 1,8 1,9 2,1 2,0 2,1 1% 1% 1% 2% 2% 3% 3% 3% 4%
Total 82,6 77,4 85,5 86,5 80,1 71,5 70,3 59,5 54,6 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Energie produite (TWh) Parts de marché (%)
Non confidentiel 32/171
36. Exprimée mensuellement, l’énergie électrique produite par les unités de production
raccordées au réseau Elia, selon le type de combustible utilisé, est illustrée à la Figure 10.
Durant la période 2012-2015 pendant laquelle plusieurs centrales nucléaires ont été arrêtées
pour de longues périodes, cette figure montre que ce ne sont pas les autres unités non
nucléaires qui ont compensé le plus le déficit de production mais essentiellement les
importations électriques, comme le montre le chapitre relatif aux interconnexions (voir infra).
Les TGV ont toutefois davantage produit au cours des quatre derniers mois de l’année 2014,
qui comportent la période (52 jours) durant laquelle les centrales nucléaires étaient
simultanément indisponibles. En 2015, les unités au gaz naturel ont produit à nouveau plus
d’électricité et ont dépassé le niveau de 2014 (+1,1 TWh). La baisse relative jusqu’en 2013 de
la part des unités de gaz naturel, illustrée dans le Tableau 6, figure également dans la Figure
10. Depuis 2013, la part relative du gaz naturel a progressé, tout en restant en-deçà des
niveaux atteints pendant les années 2009/2010. Moins visible est la part croissante de l’éolien
dans l’ensemble des unités de production électrique.
Figure 10: Energie électrique générée mensuellement par les unités de production selon le type de combustible utilisé entre 2007 et 2015
Sources : Elia et CREG
37. La Figure 11 reprend, sous un autre angle, une comparaison relative (%) de l’énergie
électrique produite en 2015 par rapport à celle produite, en moyenne, entre 2007 et 2014 par
les unités de production par type de combustible utilisé. Toutes les productions par type de
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
Nucléaire Gaz naturel Charbon Centrales de pompage Eolien Autres renouvelables Autres
GWh
Non confidentiel 33/171
combustible croissent, à l’exception du charbon et du nucléaire. La progression la plus
importante est à mettre à l’actif de l’éolien.
Figure 11: Comparaison relative de l’énergie électrique produite en 2015 par rapport à la moyenne produite entre 2007 et 2014 par les unités de production par type de combustible utilisé (%) Sources : Elia et CREG
38. Capacité de production par acteur du marché. Le Tableau 7 fournit une estimation de
la capacité de production par acteur du marché pour les 9 années écoulées. Le mois de
décembre pour chaque année est systématiquement pris comme période de référence.
Tableau 7: Parts de marché de gros des acteurs du marché dans la capacité de production d’électricité Sources : Elia, CREG
39. Il ressort de ce tableau que l’érosion de la part de marché d'Electrabel depuis 2007
poursuit son trend baissier en 2015 ; elle est passée de 85,4% en décembre 2007 à 64,5 %
en décembre 2015, le niveau le plus bas depuis 2007. Depuis 2011, la part de marché
d’Electrabel continue à s’éroder mais à un rythme moins soutenu qu’entre 2007 et 2010.
54,9%
30,4%
7,0%
1,7%
1,1%
2,7%
2,1%
45,4%
31,7%
6,8%
2,0%
5,2%
5,0%
3,9%
0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0% 60,0%
Nucléaire
Gaz naturel
Charbon
Centrales depompage
Eolien
Autres renouvelables
AutresEnergie produite par type de combustible
2015vs moyenne
2007/2014
(GW) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Electrabel 13,1 13,6 12,0 11,5 11,2 10,9 9,9 9,4 9,3 85% 85% 74% 70% 68% 67% 66% 66% 65%
EDF-Luminus 1,9 2,0 2,3 2,4 2,4 2,3 2,2 1,8 1,7 12% 13% 14% 14% 14% 14% 15% 13% 12%
E.ON 0,0 0,0 1,4 1,4 1,4 1,4 1,0 1,0 1,3 0% 0% 8% 8% 8% 8% 7% 7% 9%
T-Power 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0% 0% 0% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
Enel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0% 0% 0% 0% 2% 2% 3% 3% 3%
Autres (<2%) 0,4 0,4 0,5 0,7 0,7 0,9 1,1 1,3 1,3 3% 3% 3% 4% 4% 6% 7% 9% 9%
Total 15,3 16,0 16,1 16,3 16,4 16,3 15,0 14,3 14,4 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
HHI 7.440 7.350 5.820 5.220 4.900 4.740 4.660 4.540 4.420
Capacité de production (GW) Part de marché (%)
Non confidentiel 34/171
Par rapport à 2014, la capacité de production en valeur absolue de :
Electrabel s’est très légèrement contractée confirmant la décroissance de sa capacité
de production, amorcée en 2008 ;
EDF-Luminus prolonge son lent déclin, initié en 2011.
Bien que la diminution de la capacité de production d’Electrabel depuis 2008 soit significative,
elle est loin d'être suffisante pour pouvoir parler d'une structure de marché compétitive. Le
Herfindahl-Hirschman Index (HHI), qui est une mesure de la concentration du marché, est,
quoiqu’en légère baisse par rapport à l’année précédente, encore à 4.42031 fin 2015. Un
marché est considéré comme très concentré à partir d'un HHI de 2.000. Si la Belgique souhaite
développer un marché de production compétitif, le chemin à parcourir semble encore long.
40. Energie produite par acteur du marché. Le Tableau 8 fournit une estimation de
l'énergie produite par acteur du marché pour les 9 années écoulées. L'année entière est prise
en compte pour cette évaluation ; lorsque la propriété de l’unité de production change dans le
courant de l'année, ce changement est pris en compte également.
Tableau 8: Parts de marché de gros des acteurs du marché dans l’énergie produite Sources : Elia, CREG
Les données témoignent, pour la cinquième année consécutive, d’une baisse de la production
totale. Selon ces données, 54,6 TWh ont été produits en 2015 contre 59,6 TWh en 2014, soit
une diminution de 8,1 % par rapport à 2014 et de 36,8 % par rapport à 2010, année ayant
connu la production la plus importante de la période sous revue.
41. Electrabel a produit 35,4 TWh en 2015, soit 4,3 TWh en moins qu’en 2014 et 35,8
TWh en moins qu’en 2007. La part de marché d’Electrabel s’établit en 2015 à 64,8 %, soit le
niveau le plus bas des 9 dernières années. L’une des principales raisons de la baisse de la
production d’Electrabel et de l’ensemble de la zone de réglage Elia est l’indisponibilité de
plusieurs centrales nucléaires. Si ces centrales avaient été disponibles, la production
31 Pour la détermination du HHI, les données relatives au couplage de marché – tant pour l’importation que l’exportation - n’ont pas été intégrées pour le motif que la CREG ne dispose pas de ces données.
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Electrabel 71,2 65,8 69,4 62,4 58,0 49,8 48,9 39,8 35,4 86% 85% 81% 72% 72% 70% 69% 67% 65%
EDF-Luminus 9,3 9,4 12,2 12,2 9,3 8,5 8,8 7,8 6,9 11% 12% 14% 14% 12% 12% 13% 13% 13%
Eneltrade 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 1,3 1,4 0,7 1,2 0% 0% 0% 0% 0% 2% 2% 1% 2%
E.ON 0,0 0,0 1,3 8,8 8,5 7,8 6,9 6,3 4,7 0% 0% 2% 10% 11% 11% 10% 11% 9%
Autres (<2%) 2,1 2,2 2,6 3,0 4,3 4,1 4,4 5,0 6,5 3% 3% 3% 3% 5% 6% 6% 8% 12%
Total 82,6 77,4 85,5 86,5 80,1 71,5 70,3 59,6 54,6 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
HHI 7.570 7.370 6.800 5.520 5.490 5.120 5.090 4.720 4.470
Energie produite (TWh) Parts de marché (%)
Non confidentiel 35/171
d’électricité nucléaire supplémentaire, à puissance maximale, aurait été, en 2014 et 2015, de
14 à près de 21 TWh/année plus élevée, dont presque 76 % pour Electrabel et 20 % pour
EDF-Luminus.
II.3 Arrêts planifiés et non planifiés des unités de production
(Outages)
42. Le règlement (UE) n°543/201332 stipule en son article 15 les obligations de publication
relatives à l’indisponibilité des générateurs33 et unités de productions par les GRT et, le cas
échéant, par les fournisseurs de données. Ces informations concernent les unités d’au moins
100 MW.
Depuis le début de l’année 2015, la plateforme de transparence européenne Entso-E
rassemble, notamment, ces informations. Pour les données belges en possession d’Elia, ces
mêmes données sont disponibles sur le site du GRT34.
43. La CREG a calculé - à partir des données communiquées35 par Elia - un taux de
disponibilité théorique de toutes les unités raccordées au réseau Elia, obtenu en divisant la
durée durant laquelle l’unité est opérationnelle par la durée totale maximale théorique. Ce taux
pourrait donc théoriquement varier entre 0 et 100%, mais ces extrêmes sont rarement atteints.
Plusieurs causes peuvent expliquer la variation de la disponibilité d’une unité de production et
notamment :
son âge et sa flexibilité ;
les aspects liés à la sécurité ;
la durée de vie légale des centrales (unités nucléaires) ;
son entretien périodique ;
ses défaillances ;
son type de production : production de base ou de pointe, intermittente et / ou
prioritaire;
32Règlement (UE) n°543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l’électricité et modifiant l’annexe I du règlement (CE) n° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil. 33 Parmi les indisponibilités, il est possible de distinguer les indisponibilités planifiées (unavailable planned) et celles qui ne le sont pas (forced outage). 34 http://www.elia.be/fr/grid-data/production/arrets-non-planifies : les tableaux y reprennent le nom de l’unité, le combustible, la puissance avant et après l’arrêt ainsi que la date et l'heure du début de l’indisponibilité, à l’exception des unités de production Langerlo 1 & 2 reprisent sur Entso-E (https://transparency.entsoe.eu/). 35 CIPU nomination (source : Elia).
Non confidentiel 36/171
l'absence de demande d'électricité.
44. La Figure 12 ci-après reprend les disponibilités des unités de production, selon le
combustible utilisé, pour la période allant de 2007 à 2015 :
l’évolution la plus spectaculaire de la disponibilité théorique est celle des centrales
nucléaires qui sont passées de 91,7% en 2007 à un peu moins de 50,0% en 2015 ;
à l’autre extrême, l’éolien connaît la disponibilité théorique la plus élevée en atteignant
100% en 2015. Ce constat doit se comprendre sous l’angle des parcs et non sous celui
de chaque éolienne prise individuellement, car ces dernières données ne sont pas
encore à la disposition de la CREG.
Figure 12: Disponibilité (%) des centrales de production d’électricité par type de combustible, de 2007 à 2015 Sources : CREG et Elia
45. Dans le tableau ci-après, la CREG a déterminé, pour chaque année et par type de
combustible, le rapport de l’énergie produite par la production maximale théorique – soit la
puissance maximale des unités multipliée par le nombre d’heures par année – afin de le
comparer au ratio de l’énergie produite par la production maximale disponible. Ainsi pour
l’année 2015, l’ensemble du parc nucléaire a produit en moyenne 47,8% de la production
théorique totale et les unités disponibles ont fonctionné à concurrence de 95,7% de leur
77%74%
78%
88%
77%
87%
92%86%
88%90% 90%
76%
80%
63%
50%
70% 70%
95%
78%
83%84%
96%
100% 100%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Charbon Gaz naturel Nucléaire Autres Autres renouvelables Centrales de pompage Eolien
Non confidentiel 37/171
puissance maximale. Ces résultats sont corroborés par la figure ci-dessus qui reprend une
disponibilité de ces centrales de 50,0% (47,8% / 95,7%) (voir Tableau 9).
Les unités au charbon disponibles ont fonctionné à 73,2% de leur puissance maximale, soit le
plus haut niveau de ces 9 dernières années, et celles du gaz naturel à un peu moins de 42,7%,
en augmentation par rapport à 2012-2014 mais nettement en deçà des années précédentes.
Quant aux unités éoliennes, elles ont tourné, en 2015, à leur niveau le plus élevé pour la
période sous revue.
Tableau 9: Parts relatives (%) de l’énergie produite (E) par rapport à la production maximale théorique (PmaxT) et à la production maximale disponible (PmaxA)
Sources : Elia, CREG
46. La problématique nucléaire a profondément marqué le paysage électrique belge
depuis 2012. Avec la figure ci-après, il est plus aisé d’appréhender globalement l’importance
des indisponibilités de ces centrales. De 2007 à 2011, les indisponibilités totales ont varié
entre 8,3% (2007) et 13,9% (2008) dont les arrêts non-planifiés (forced outages) ont fluctué
entre 1,5% (2011) et 3,5% (2008). Depuis 2012, la situation s’est détériorée sensiblement,
puisque les indisponibilités ont fluctué entre 20,3% (2013) et 50,0% (2015) et les arrêts non-
planifiés ont même atteint 29,5% (2014). L’importante variation des arrêts non-planifiés ces
deux dernières années, s’explique par le fait qu’en 2014, sur la base des données que la
CREG a reçues, les arrêts de Doel 3 et de Tihange 2 ont été considérés comme des forced
outages alors qu’en 2015, ils ont été comptabilisés comme des arrêts planifiés, compte tenu
de la durée de leur indisponibilité sur deux exercices.
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
E/PmaxT Charbon 51,9% 47,2% 47,0% 44,1% 40,2% 51,7% 50,8% 49,1% 57,4%
E/PmaxA Charbon 59,3% 61,4% 56,3% 55,1% 46,4% 57,8% 68,6% 55,3% 73,2%
E/PmaxT Gaz 50,6% 44,8% 53,3% 54,3% 38,9% 36,2% 30,9% 32,8% 37,2%
E/PmaxA Gaz 57,7% 55,0% 61,7% 61,3% 50,6% 42,3% 36,5% 36,5% 42,7%
E/PmaxT Nucléaire 88,3% 83,3% 86,6% 88,1% 88,5% 73,9% 78,3% 61,8% 47,8%
E/PmaxA Nucléaire 96,3% 96,8% 97,9% 97,9% 97,8% 97,7% 98,3% 98,4% 95,7%
E/PmaxT Other 17,8% 17,3% 15,1% 20,3% 21,7% 33,5% 40,2% 41,8% 44,9%
E/PmaxA Other 19,6% 19,2% 18,1% 28,9% 30,9% 38,8% 40,5% 45,8% 47,8%
E/PmaxT Other ENR 51,4% 54,3% 50,6% 55,5% 54,0% 56,4% 59,5% 55,3% 62,6%
E/PmaxA Other ENR 54,1% 55,3% 53,0% 57,1% 57,7% 67,8% 73,5% 70,6% 75,5%
E/PmaxT Pompage 10,6% 11,1% 11,8% 11,1% 10,1% 10,6% 10,9% 9,7% 9,0%
E/PmaxA Pompage 12,6% 13,2% 14,4% 12,6% 12,6% 12,2% 12,1% 10,3% 9,4%
E/PmaxT Eolien 17,8% 12,0% 18,3% 20,6% 36,0% 24,5% 26,8% 32,3% 39,8%
E/PmaxA Eolien 17,8% 12,0% 18,7% 23,3% 36,1% 25,1% 27,1% 32,3% 39,8%
Non confidentiel 38/171
Figure 13: disponibilité de la puissance des centrales nucléaires (%) en distinguant les indisponibilités planifiées (planned unvailable) et les arrêts non planifiés (forced outages) de 2007 à 2015
Sources : CREG et Elia
47. La figure « radar » ci-après résume, sous un autre angle, la problématique nucléaire
pendant la période connue la plus troublée du parc nucléaire belge. La figure reprend par
centrale nucléaire le nombre cumulé de jours d’interruption planifiée (PU) ou non (FO) 36. En
2015, trois centrales ont été à l’arrêt pendant la quasi-totalité de l’année, ce qui n’avait jamais
été observé antérieurement. Depuis 2012, les arrêts ont progressivement augmenté – 2013
exceptée - pour atteindre un maximum en 2015.
36 PU = planned unavailability en FO = forced outage
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015PMax Disponible PMax Indisponibilité planifiée PMax Arrêt non planifié
Non confidentiel 39/171
Figure 14: nombre de jours cumulés d’interruption des unités nucléaires de production électrique entre 2012 et 2015 Sources : CREG et Elia
32
126
61
162
279
315
358
97
3450
50
100
150
200
250
300
350
DOEL 1 (433 MW)
DOEL 2 (433 MW)
DOEL 3 (1.006 MW)
DOEL 4 (1,038 MW)
Tihange 1S (481 MW)
Tihange 1N (481 MW)
TIHANGE 2 (1.008 MW)
TIHANGE 3 (1.046 MW)
2012 2013 2014 2015
Non confidentiel 40/171
III. Prélèvement électrique
48. Ce chapitre analyse l'évolution du prélèvement électrique (ou la charge du réseau)
dans la zone de réglage d’Elia37 sur base des données fournies par le GRT. Il ne s’agit donc
pas de l'ensemble de la consommation d'électricité en Belgique38, mais l’approche choisie
donne une bonne image du point de vue du fonctionnement du marché.
37 La charge du réseau d’Elia est un calcul basé sur les injections d’énergie électrique dans le réseau d’Elia. Elle comprend la production nette des centrales (locales) qui injectent à une tension d’au moins 30 kV et le bilan des importations et des exportations. Les installations de production raccordées à une tension inférieure à 30kV dans les réseaux de distribution sont uniquement prises en compte pour autant qu’une injection nette sur le réseau d’Elia soit mesurée. L’énergie nécessaire au pompage de l’eau dans les réservoirs de stockage des centrales de pompage connectées au réseau d’Elia est soustraite. Les injections de la production décentralisée qui injectent de l’énergie à une tension inférieure à 30 kV dans les réseaux de distribution ne sont pas incluses dans la charge du réseau d’Elia. Le réseau d’Elia comprend les réseaux à une tension d’au moins 30 kV en Belgique ainsi que le réseau Sotel/Twinerg dans le sud du Grand-Duché de Luxembourg (source : Elia). 38 Synergrid communique des estimations sur la consommation d’électricité en Belgique. Celle-ci s’élève à 81,5 TWh en 2015 contre 80,4 TWh en 2014, soit une augmentation de 1,4% :
d’une part, la consommation des clients raccordés aux GRD directement via le réseau Elia (48,1 TWh) correspond au niveau de prélèvement le plus bas pour la période sous revue, toutefois grâce aux unités de production raccordées directement aux GRD, la consommation totale nette de ces clients (54,2 TWh1) s’avère en légère hausse par rapport à 2014 (+1,1%). Cette situation est probablement en partie la résultante de températures moins clémentes que l’année précédente ;
d’autre part, le niveau de consommation des grands clients raccordés au réseau Elia (27,3 TWh) est, pour la seconde année consécutive, en hausse (+1,9% en 2015), autoproduction comprise2, par rapport à 2014.
1 Estimations de la production et de l’autoproduction : 8,5 TWh en 2015 contre 7,1 TWh en 2014. 2 Estimations : 9,5 TWh en 2015 contre 8,2 TWh en 2014. Source :Synergrid (http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=18213#) (http://www.synergrid.be/download.cfm?fileId=2015_F_FLUX__ELECTRICITE.pdf).
Non confidentiel 41/171
Figure 15 : Qui consomme l’électricité provenant des producteurs et des importations nettes en 2015 Sources : Elia, CREG
III.1 Evolution de la consommation d’électricité
49. L’électricité transitant par le réseau Elia39 s’est élevée à 77,2 TWh en 2015 à un
niveau similaire à celui de l’année précédente, soit un niveau parmi le plus bas de la période
sous revue. Ce constat est illustré dans la Figure 16 par l’évolution de la monotone de
consommation électrique. Cette courbe représente la consommation d’électricité des 9
dernières années, chaque quart d’heure de l’année étant classé par ordre décroissant, du
quart d’heure le plus chargé au quart d’heure où la consommation est la plus faible. En
abscisse, sont représentées, par quart d’heure, les 8.76040 heures que comporte une année
et en ordonnée, les puissances appelées de consommation, exprimées en MW.
En moyenne, la puissance prélevée maximale au cours des années 2007-2013 était
légèrement supérieure à 13.500 MW, l’année 2007 ayant connu la pointe quart-horaire la plus
élevée avec 14.033 MW. Tant en 2014 qu’en 2015, le plancher des 13.500 MW est enfoncé
avec une puissance maximale de 12.736 MW en 2014 et 12.634 MW en 2015, soit un écart
de 1.399 MW comparativement à l’année 2007. Pour répondre à la pointe, il faut mettre en
39 Les écarts observés entre les estimations de consommation d’électricité de Synergrid et Elia, proviennent principalement du fait que la production raccordée aux GRD et les pertes de réseaux des GRD ne sont pas prises en compte dans le relevé de l’électricité transitant uniquement par le réseau Elia (voir aussi note de bas 38). 40 Plus 24 heures en 2008 et 2012, car ce sont deux années bissextiles.
12,1%
0,6%
16,5%
57,8%
11,7%
1,3%
35,0%
60,0%
3,3%1,7%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Production et Importation Prélèvement et Exportation
Importations France Importations Luxembourg Importations Pays-Bas Production centrales Productions locales
Injection à partir de GRD Prélèvements clients Elia Prélèvements clients GRD exportation Pertes de réseau
Non confidentiel 42/171
œuvre des moyens importants ou importer de l’électricité pendant de très courtes périodes de
temps discontinues, soit en moyenne - pour la période étudiée - environ 1.600 MW (1.594 MW
en 2015) pendant 400 heures (4,6 % du temps), au sein desquelles environ 1.000 MW pendant
100 heures ou environ 1.300 MW pendant 200 heures.
Figure 16: Monotones de consommation électrique des années 2007 à 2015 dans la zone de réglage d’Elia Sources : Elia, CREG
50. La puissance moyenne prélevée entre 2007 et 2015 est de 9.400 MW environ (8.802
MW en 2015). La baseload peut être estimée sur la même période, en moyenne, à un peu
moins de 6.000 MW pendant les 8.760 heures de l’année.
51. Le Tableau 10 reprend le prélèvement électrique total des années 2007 à 2015, ainsi
que les puissances maximales et minimales demandées au cours de ces années. Au total en
2015, la consommation d'électricité dans la zone de réglage Elia s'élevait à 77,2 TWh, soit un
niveau similaire à celui de 2014. Il s'agit, avec l’année 2014, de la consommation la plus basse
des 9 dernières années. A la situation économique s’ajoutent, pour expliquer cette baisse,
notamment les évolutions techniques pour l’utilisation plus rationnelle de l’énergie et
l’importance croissante de la production décentralisée, comme par exemple celle générée par
les panneaux solaires et les éoliennes. La section III.3 (paragraphes 57 et suivants) explique
plus en détails cette évolution.
12,634
5,529
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
1/4 heure
MW
100 heures
200 heures
400 heures
14.033
Non confidentiel 43/171
Tableau 10: Consommation (TWh) et puissance demandée (MW) entre 2007 et 2015 Sources : Elia, CREG
La puissance maximale demandée s’élève à 12.634 MW en 2015, le niveau le plus faible de
la période étudiée. Le prélèvement minimal d'électricité en 2015 est de 5.529 MW, soit
également le niveau le plus faible de la période sous revue. Le prélèvement baseload s’élève,
quant à lui, à 48,4 TWh, ou 62,7 % de la consommation totale, niveau le plus bas des 9
dernières années, mais correspond plus ou moins aux années précédentes.
52. Figure 17 illustre l'évolution de la puissance prélevée annuelle moyenne et maximale
dans la zone de réglage Elia ainsi que leur droite de tendance. Il en découle que la puissance
prélevée moyenne d’électricité baisse d’environ 1,6 % par an depuis 2007. Plus important
encore est la baisse continue de 1,4%/an en moyenne de la puissance prélevée maximale
d’électricité entre 2007 et 2015. La puissance maximale prélevée en 2015 est la plus basse
des 9 années analysées. Cette baisse se poursuit malgré le fait que les conditions
météorologiques observées en 2014 (seuls 1.828 degrés-jours41 en 2014) ne se soient pas
reproduites en 2015. 2.112 degrés-jours ont été constatés en 2015 soit un niveau inférieur de
8,2% à celui des degrés-jours normaux, mais sensiblement supérieur à celui de 2014.
41 Source : http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=17601&language_code=FRA.
Consommation 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Total (TWh) 88,6 87,8 81,6 86,5 83,3 81,7 80,5 77,2 77,2
Puissance maximale demandée (MW) 14.033 13.431 13.513 13.845 13.201 13.369 13.385 12.736 12.634
Puissance minimale demandée (MW) 6.378 6.330 5.895 6.278 6.232 5.845 5.922 5.889 5.529
Baseload (TWh) 55,9 55,6 51,6 55,0 54,6 51,3 51,9 51,6 48,4
% baseload 63% 63% 63% 64% 66% 63% 64% 67% 63%
Non confidentiel 44/171
Figure 17: Evolution des puissances moyennes et maximales d’électricité (MW) dans la zone de réglage Elia et leurs courbes de tendance pour la période 2007-2015
Sources : Elia et CREG
53. La Figure 18 représente de manière plus détaillée l'évolution des puissances
prélevées d’électricité dans la zone de réglage Elia pour les 9 dernières années. Quatre
niveaux y sont représentés :
- le plus élevé (ligne bleue – « maxCap ») ;
- 100 heures après le niveau le plus élevé (ligne rouge – « Cap@hr100 ») ;
- 200 heures après le niveau le plus élevé (ligne verte – « Cap@hr200 ») ;
- 400 heures après le niveau le plus élevé (ligne mauve – « Cap@hr400 »).
Jusqu’en 2014, toutes les tendances observées étaient de plus en plus négatives au fil des
années. Il apparaît que, plus le niveau de la puissance prélevée était bas, plus la tendance
négative croissait et moins la variation de cette tendance était forte, le pouvoir prédictif (R²)
augmentant. La baisse de la puissance prélevée d’électricité à la 100ème heure était estimée à
1,2 % en moyenne par année. En 2015, le trends baissier marque une légère pause toutefois
la baisse de la puissance prélevée d’électricité à la 100ème heure est estimée à 1,4 % en
moyenne par année.
La différence annuelle entre le niveau de puissance prélevée le plus élevé (« maxCap ») et
celui de l’heure 100 (« Cap@hr100 ») oscille entre 900 et 1.300 MW. En d’autres termes, cela
14.033
13.43113.513
13.845
13.201
13.369 13.385
12.736 12.634
10.1169.991
9.312
9.875
9.515
9.3039.193
8.8088.811
y = -140,23x + 14051R² = 0,7114
y = -159,64x + 10234R² = 0,8284
8.500
9.500
10.500
11.500
12.500
13.500
14.500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Maximum moyenne Linéaire (maximum) Linéaire (moyenne)
MW
Non confidentiel 45/171
signifie qu’une capacité de +/- 1.100 MW supplémentaires n’est nécessaire que pendant moins
de 100 heures pour satisfaire la demande. Pour les 100 heures suivantes (« Cap@hr200 »),
un peu plus de 200 MW viennent s’y ajouter. Pour les 400 heures (« Cap@hr400 »), soit 4,6
% du temps, il faut compter en moyenne sur 1.600 MW, soit 12,0 % de la pointe (12,6% pour
l’année 2015).
Figure 18: Evolution des niveaux de prélèvement classés au sein de la zone d’Elia (MW) pour 2007-2015 (pour le ¼ heure le plus élevé, l’heure 100, l’heure 200 et l’heure 400), ainsi que leur courbe de tendance
Sources : Elia et CREG
54. Concernant la zone de réglage d’Elia, les chiffres repris ci-dessus n’ont pas été
pondérés pour tenir compte de la température et de la production locale. Pour le prélèvement
à la pointe, une plus grande élasticité des prix a été observée par la CREG, lorsque de grands
consommateurs réduisent leur consommation au moment où les prix sont élevés. Quoi qu’il
en soit, la CREG se demande dans quelle mesure les évolutions constatées ci-dessus sont
ou non structurelles, liées à la conjoncture, à des circonstances climatiques (non observées
en 2015 par rapport à 2014) ou à d’autres raisons encore. En d’autres termes, la tendance à
la baisse du prélèvement maximal et du prélèvement moyen d’électricité va-t-elle se
poursuivre, par exemple en raison de la croissance économique ? Afin de pouvoir répondre
avec plus de certitude à cette question, une analyse plus approfondie serait nécessaire.
Toutefois, une telle analyse sort du cadre du présent rapport de monitoring.
14.033
13.43113.513
13.845
13.201
13.36913.385
12.736
12.634
12.889
12.544
12.242
12.841
12.330
12.315
12.287
11.64511.647
12.672
12.370
11.981
12.605
12.11012.041
12.038
11.35611.365
12.405
12.150
11.697
12.302
11.821
11.67311.682
11.009 11.039
y = -140,23x + 14051R² = 0,7114
y = -135,05x + 12980R² = 0,7016
y = -145,29x + 12786R² = 0,7215y = -159,04x + 12548
R² = 0,771811.000
11.500
12.000
12.500
13.000
13.500
14.000
14.500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MaxCap Cap@hr100 Cap@hr200 Cap@hr400
Linéaire (MaxCap) Linéaire (Cap@h100) Linéaire (Cap@h200) Linéaire (Cap@h400)
MW
Non confidentiel 46/171
III.2 Evolution de la consommation d’électricité en fonction des phénomènes météo
55. La consommation électrique dans la zone de réglage d’Elia entre 200742 et 2015
reprise à la Figure 19 est ici présentée mensuellement. La forme des courbes donne une
indication importante des effets saisonniers sur la consommation d’électricité. Durant les mois
d’hiver, la consommation moyenne d’électricité est sensiblement supérieure (jusqu’à 2.000
MW) à celle des mois d’été.
Figure 19: Consommation mensuelle moyenne dans la zone de réglage Elia entre 2007 et 2015 Sources : Elia et CREG
56. La Figure 19 ne tient pas compte de l'influence de température, il est pertinent d'en
décrire l’impact sur la consommation d'électricité. La consommation d'électricité évolue en
effet en fonction non seulement des saisons, mais aussi des conditions météorologiques plus
locales et temporelles telles que les vagues de chaleur et les périodes de grand froid. La Figure
20 illustre ainsi la relation linéaire entre la température journalière équivalente43 et les quatre
séries de données:
42 La période des années 2007 à 2013 a été agrégée dans la zone grisée de la figure en y reprenant pour chaque mois des 7 années le minimum et le maximum des moyennes de la consommation mensuelle dans la zone de réglage Elia. Les années 2014 et 2015, par contre, apparaissent distinctement dans la figure. 43 La température journalière équivalente s'obtient en additionnant 60 % de la température moyenne du jour J à 30 % de la température du jour J-1, et en additionnant ce résultat à 10 % de la température du jour J-2 (source : http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-en-publicaties/graaddagen).
9.801
9.589
9.92110.009
8.547
8.080
8.224
7.958 7.981
8.571
9.1539.064
10.175
10.360
9.375
8.793
8.535
8.3058.130 8.154
8.703
8.978
9.7249.600
11.065 10.993
10.676
10.379
9.589
9.692
9.0559.185
9.777
10.304
10.904
10.998
7.500
8.000
8.500
9.000
9.500
10.000
10.500
11.000
11.500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
2014 2015 courbe min 2007-2013 courbe max 2007-2013
MWh/h
Non confidentiel 47/171
1. la charge du réseau Elia (en bleu) ;
2. la demande totale d'électricité (en orange) : outre la charge du réseau Elia, elle
comprend l’injection des installations PV et éoliennes sur le réseau de distribution
(<30 kV). La demande totale d'électricité dans la zone de réglage d’Elia apparaît
donc mieux ;
3. la charge du réseau de distribution (en vert) : la somme de la charge de tous les
réseaux exploités par les gestionnaires du réseau de distribution ;
4. la charge du réseau de transport (en jaune) : la différence entre la charge du réseau
Elia et la charge des réseaux de distribution sous-jacents.
La régression linéaire n'est effectuée que durant les jours de la semaine. En effet, une
consommation d'électricité inférieure durant les jours de week-end et les jours fériés est
observée. Cela résulte d'une activité (économique) généralement moindre par rapport aux
jours de la semaine. En outre, les jours durant lesquels la température équivalente moyenne
est supérieure à 16 °C ne sont pas pris en considération (les points de couleur moins
prononcée de la figure ci-dessus). Comme la figure l’indique clairement, la relation linéaire
disparaît en effet au-delà de cette frontière. On peut affirmer intuitivement que dès lors que la
température descend en dessous de 16 °C, la consommation d'électricité à des fins de
chauffage augmente.
Il ressort de la Figure 20 que, en cas de baisse de 1 °C de la température journalière
équivalente, la demande totale d'électricité augmente de 160 MW. La charge du réseau Elia
augmente en revanche de 145 MW seulement. On peut s'attendre intuitivement à ce qu'une
partie de la hausse (ou baisse) de la température soit liée à une meilleure météo et donc à
une augmentation de la production des panneaux photovoltaïques. Cette situation fait diminuer
la charge du réseau (en cas de demande d'électricité identique). Ce qui explique la plus faible
sensibilité à la température de la charge du réseau Elia par rapport à la demande totale
d'électricité.
Sur l'augmentation de 145 MW par degré Celsius, 133 MW relèvent de la distribution. La
charge du réseau de transport augmente également en cas de baisse de la température, à
savoir de 14 MW/°C. Le pouvoir explicatif des régressions est relativement élevé pour la
charge de l'ensemble du réseau Elia et du réseau de distribution et pour la demande totale
d'électricité (le R² oscille aux alentours de 0,66). Au niveau du transport, cette régression
linéaire est peu explicative (R² = 0,08). Plus encore qu'au niveau de la distribution, la charge
du réseau s'explique donc ici par d'autres facteurs que la température journalière équivalente.
Non confidentiel 48/171
Figure 20: Influence de la température journalière équivalente (Teq, axe horizontal, en °C) sur la consommation totale d'électricité (en organe) et sur la charge du réseau Elia (en bleu), répartie en transport (en jaune) et distribution (en vert) pour tous les jours ouvrables de 2015
Source : CREG
III.3 Profil d’utilisation et impact des panneaux solaires
57. La Figure 21 illustre l'évolution de la puissance prélevée moyenne par quart d’heure
dans la zone de réglage Elia pour les années 2007 à 2015. Cette figure illustre la diminution
progressive et continue du prélèvement pendant les années 2009 (ligne verte), 2012 (ligne
orange), 2013 (ligne noire) et surtout 2014 (ligne rouge-orangée continue) et 2015 (ligne verte
pointillée). Les profils des années 2014 et 2015 - assez semblables - confirment
l’aplatissement progressif de la période diurne et dans une moindre mesure de la période
nocturne. La pointe de fin de matinée a disparu depuis 2013. La production issue des
panneaux solaires a incontestablement contribué à la disparition de la pointe de midi. Par
contre, le point bas de la journée pendant la période nocturne qui s’était ‘creusé’ jusqu’à 7.496
MW juste avant 4 :00 se confirme en 2015 avec un niveau assez similaire (7.547 MW).
y = -159,72x + 12071
R² = 0,6612
y = -145,48x + 10733
R² = 0,6671
y = -13,884x + 3688,4
R² = 0,0775
y = -133,35x + 7067,1
R² = 0,66980
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
-5 0 5 10 15 20 25 30
Demande totale d'électricité Charge du réseau d'Elia Charge du réseau de transmission Charge du réseau de distribution
MW
Teq (°C)
16°C
Non confidentiel 49/171
Figure 21: Prélèvement moyen d’électricité par quart horaire dans la zone Elia pour les années 2007 à 2015 (MW) Sources : Elia et CREG
58. La Figure 21 montre non seulement que les prélèvements d’électricité en milieu de
journée ont baissé en 2014 et 2015 par rapport aux années précédentes, mais également que
la diminution des prélèvements est moins prononcée pendant les heures creuses. La
variabilité du prélèvement d’électricité en journée semble donc baisser. Ces observations sont
confirmées par la Figure 22 qui représente la variabilité moyenne du prélèvement au cours de
la journée mesurée à l’aide de l’écart type (« Av D-Stdev » – ligne bleue) ainsi que l’écart type
de la différence de prélèvement d’électricité entre deux journées consécutives (« StdDev of
DvD-1 » – ligne rouge). La Figure 22 illustre également sur l’axe de droite l’écart type de la
différence entre deux quarts d’heure consécutifs (« Stdev of QtoQ – right axis » – ligne verte).
Ces dernières statistiques baissent également, mais dans une moindre mesure jusqu’en 2012.
A partir de 2013, la baisse s’accentue. Il en découle que la variabilité de la demande
d’électricité diminue non seulement au cours d’une journée mais aussi entre deux quarts
d’heure consécutifs. Pour ce qui concerne la variabilité entre deux journées consécutives, la
variabilité en 2015 chute au niveau le plus bas des 9 années étudiées.
9.733
11.221
7.696
9.1329.217
7.496
8.804
9.701
9.044
8.7638.659
7.547
8.746
7.000
7.500
8.000
8.500
9.000
9.500
10.000
10.500
11.000
11.500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MW
Non confidentiel 50/171
Figure 22: Variabilité annuelle moyenne du prélèvement d’électricité au cours d’une journée (« Av D-Stdev » – ligne bleue), la différence entre deux journées consécutives (« StdDev of DvD-1 » – ligne rouge) et, sur l’axe de droite, la différence entre deux quarts d’heure consécutifs (« Stdev of QtoQ » – ligne verte) (MW). Les ordonnées de gauche et de droite commencent respectivement à 600 MW et à 110 MW.
Sources : Elia, CREG
59. Une baisse de la variabilité n’implique pas nécessairement un besoin moindre de
flexibilité. En effet, la variabilité n’est pas la même chose que la prévisibilité. Comme détaillé
dans le chapitre six sur le balancing, le gestionnaire du réseau devait, jusqu’en 2012, mettre
tous les ans davantage de moyens en œuvre afin de conserver l’équilibre, et ce, malgré la
(légère) baisse de la variabilité de la demande d’électricité constatée ci-dessus. Depuis 2013,
par contre, une baisse des moyens nécessaires pour réaliser l’équilibre est observée.
Impact de la production solaire
60. Jusqu’à la fin de l’année 2012, la CREG ne disposait pas de données détaillées
relatives à la production solaire décentralisée. Pour y pallier, celle-ci avait été estimée pour la
Flandre sur la base de l’octroi total de certificats verts par mois et sur la base des données
disponibles de production solaire en Allemagne. Concrètement, la production horaire en
Flandre avait été déterminée comme suit : la production solaire mensuelle totale dans la zone
de réglage de TenneT - Allemagne était comparée à celle de la Flandre (sur la base du nombre
de certificats octroyés). Ensuite, la production solaire allemande était pondérée sur la base de
cette comparaison afin d’obtenir l’estimation de la production belge.
949
925
916
863
829
790 772772
753
802
755
741 741731
724 728701
678
139
137
132
134
131130
127
118 117
110
115
120
125
130
135
140
145
150
600
650
700
750
800
850
900
950
1.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Av D-Stdev StdDev of D-D-1 StDev of QtoQ - right axis
MW MW
Non confidentiel 51/171
Pour les années 2013 et 2015, la CREG dispose de données du GRT. A ces dernières ont été
juxtaposées celles de l’année 2012 telles que calculées selon la méthodologie présentée ci-
dessus afin de réaliser la Figure 23.
61. La Figure 23 illustre les profils journaliers moyens de production, maximum et
minimum de 2012 à 2015. Si l’évolution de la production minimale est négligeable, les profils
journaliers moyen et maximal, quant à eux, ont fortement augmenté entre 2012 et 2013. A
partir de 2014, les profils journaliers moyens de production maximum ont encore progressé
mais dans une moindre mesure que les années antérieures, indiquant un ralentissement de
l’installation de nouveaux panneaux solaires d’une année à l’autre. Pour l’année 2014, la
pointe moyenne est de 2.159 MW et de 2.266 MW en 2015. La production moyenne aux
heures d’ensoleillement maximal avait plus que doublé entre 2011 et 2013. En 2015, la
progression n’est plus que de 2,1% par rapport à 2014.
Figure 23: Estimation de la production quart horaire moyenne, maximale et minimale par les panneaux solaires installés (MW) entre 2012 et 2015.
Sources: Elia (2013 à 2015) et CREG (estimations en 2012 - §60)
62. Sur la base de ces données, la production totale d’électricité des panneaux solaires
passe de 1,0 TWh environ en 2011 à 3,0 TWh en 2015, soit une hausse de 200 % pour cette
période.
620
0
1.376
1.973
16
1.067
2.159
19
1.090
2.266
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
mean_2012
max_2012
min_2012
mean_2013
max_2013
min_2013
mean_2014
max_2014
min_2014
mean_2015
max_2015
min_2015
MW
Non confidentiel 52/171
Tableau 11: Production d’électricité d’origine solaire 2011-2015 Source : CREG
63. La Figure 24 illustre, sur la base de ces mêmes données, l’évolution de la production
mensuelle maximale et de la production mensuelle moyenne à l’heure 13. Antérieurement, les
maxima de production (Max@heure13) étaient observés de plus en plus tôt dans l’année, ce
n’est plus le cas en 2015 puisque la pointe est observée en juillet. La production maximale
estimée s’élevait à 846 MW en septembre 2011, 1.371 MW en août 2012, 1.965 MW en mai
2013, 2.157 MW en avril 2014 et 2.239 en juillet 2015. Ce constat pourrait s’expliquer, outre
des conditions météorologiques particulières, d’une part, par une capacité croissante de
production moindre en cours de ces deux dernières années et, d’autre part, par un rendement
des panneaux solaires plus élevé lorsqu’il ne fait pas trop chaud.
Figure 24: Evolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à la treizième heure du jour Sources: Elia (2013 et 2015) et CREG (estimations en 2011 et 2012 - §60)
(TWh) Production solaire
2011 1,0
2012 1,7
2013 2,6
2014 2,9
2015 3,0
138
526
229
953
171
1.456
392
1.563
271
1.566
1.702
1.413
459
846
488
1.371
669
1.965
965
2.157
930
2.239
1.074
233
26
482 521
632
916
y = 13,95x + 393,85R² = 0,2988
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Moyenne@heure13 Max@heure13 Min@heure13 Linéaire (Moyenne@heure13)
MW
Non confidentiel 53/171
64. La variabilité de la production solaire devrait également être perceptible en cas de
variabilité plus élevée du prélèvement sur le réseau Elia en milieu de journée. La Figure 2544
illustre par année un profil journalier de variabilité du prélèvement, mesuré à l’aide de l’écart-
type du prélèvement par quart d’heure. Il en découle que, depuis 2012, la variabilité du
prélèvement pour les quarts d’heure en milieu de journée avait augmenté de 100 à 200 MW
par rapport aux années précédentes, soit une augmentation de 10 à 20 %. Cette tendance
s’était accentuée en 2013. Toutefois, tant l’année 2014 que 2015 s’inscrivent en rupture par
rapport à ces deux années antérieures. Outre ces observations, force est de constater que la
variabilité pendant la période diurne s’est très considérablement réduite, comme pendant la
période nocturne ; en effet, 2014 et 2015 se sont inscrites à un niveau significativement plus
bas par rapport à toutes les autres années.
Figure 25: Ecart-Type par quart horaire du prélèvement sur le réseau dans la zone de réglage Elia (MW) entre 2007-2015. L’ordonnée commence à 500 MW.
Sources : Elia et CREG
Il convient de pondérer quelque peu la variabilité observée à la Figure 25. En effet, cette
dernière reflète la variabilité de la demande d’électricité par quart d’heure pour une année
44 La période des années 2007 à 2013 a été agrégée dans la zone grisée de la figure en y reprenant pour chaque mois des 7 années le minimum et le maximum des écarts-types par quart horaire du prélèvement sur le réseau dans la zone de réglage Elia (MW). Les années 2014 et 2015, par contre, apparaissent distinctement dans la figure.
701
561
1.135
595
705
766
627
766
923 997
751
918
1.080
1.551 1.564
1.078
500
700
900
1.100
1.300
1.500
1.700
min 2007-2013 max 2007-2013 2014
2015 courbe min 2007-2013 courbe max 2007-2013
MW
Non confidentiel 54/171
entière. Si pour la demande d’électricité, l’écart-type de la différence entre deux quarts d’heure
consécutifs est analysé, il appert que la variabilité a diminué plus fortement encore en 2014
tout comme en 2015 et ce, par rapport aux années précédentes. C’est également ce qu’illustre
la Figure 2645. Celle-ci démontre que la variabilité de la différence entre deux quarts d’heure
consécutifs baisse ces deux dernières années tout comme en 2012 et 2013 pour presque tout
le profil journalier, par rapport aux années précédentes. En 2015, la variabilité calculée était
pendant 38,5% (86,5% en 2014)46 du temps la plus basse des 9 années étudiées.
Figure 26: Ecart-type de la différence de prélèvement d’électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). Sources : Elia et CREG
65. L’impact de l’installation de nouveaux panneaux solaires sur la production sera
probablement un peu plus important en 2016, car les chiffres ci-dessus constituent une
moyenne pour l'ensemble de l'année 2015. En 2013, les modifications des règles d’octroi des
subsides régionaux ont sensiblement ralenti les installations de PV dans le pays, ce qui
explique vraisemblablement le ralentissement observé tant en 2014 qu’en 2015.
45 La période des années 2007 à 2013 a été agrégée dans la zone grisée de la figure en y reprenant pour chaque mois des 7 années le minimum et le maximum des écarts-types de la différence de prélèvement d’électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). Les années 2014 et 2015, par contre, apparaissent distinctement dans la figure. 46 Cumulées, ces deux dernières années représentent 95,8% du temps.
67
56
151
62
70 69
76 76
90
162
142
89
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2014 2015 courbe min 2007-2013 courbe max 2007-2013
MW
Non confidentiel 55/171
III.4 Capacité installée en énergie éolienne offshore et onshore
66. La puissance installée totale d'éoliennes offshore a augmenté de 6 MW en 2015, pour
atteindre un total de 713,1 MW. Cette hausse résulte de la mise en service par BELWIND en
août 2015 de la turbine de test Haliade 150 – 6 MW (ex ALSTOM, désormais GENERAL
ELECTRIC).
Le Tableau 12 ci-dessous dresse un aperçu de la puissance nominale des parcs éoliens
offshore dont le financial close a été conclu avant la fin 2015. Par arrêté ministériel du 11
septembre 2015 (MB du 23 septembre 2015), Belwind nv a cédé partiellement à Nobelwind
nv sa concession domaniale.
Tableau 12: Aperçu de la puissance nominale des parcs éoliens offshore existants et en construction en 2015 Source : CREG
La puissance installée totale des éoliennes onshore raccordées au réseau Elia47 était de 20,6
MW en janvier 2007 pour atteindre 153,5 MW fin 2014. Depuis, il n’y a plus eu de nouvelle
puissance installée.
67. La Figure 27 illustre l’évolution mensuelle de la capacité installée des parcs éoliens
onshore à partir de janvier 2007 et offshore à partir du mois d’avril 2009.
68. En 2015, tous les parcs éoliens offshore ont injecté ensemble 2.533 GWh dans le
réseau de transport. La production nette d'électricité (avant transformation) de toutes les
éoliennes offshore certifiées s'élevait à 2.612 GWh pour l'année 2015, ce qui représente une
augmentation de près de 18% par rapport à la production nette en 2014 (2.221 GWh).
47 Pour les seules unités de production pour lesquelles un contrat CIPU a été conclu avec Elia.
Nom du parc
(MW) début 2015 fin 2015 total
Belwind 165 171 171
Nobelwind 0 0 165
C-Power 326 326 326
Northwind 216 216 216
Total 707 713,1 878
Capacité
Non confidentiel 56/171
Figure 27: Evolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore et onshore raccordée au réseau Elia entre 2007 et 2015
Source : CREG
La production d’énergie éolienne a débuté par l’onshore. Ce n’est qu’en 2009, que les
premières éoliennes offshore ont produit de l’énergie électrique. Depuis, la progression de la
puissance installée a été significative comme le confirme le graphique ci-dessus toutefois
l’année 2015 n’a pas confirmé cette tendance.
En 2015, tous les parcs éoliens offshore ont injecté ensemble 2,5 TWh dans le réseau de
transport, en hausse de 17,5% par rapport à 2013. Si la production onshore raccordée au
réseau Elia est additionnée à la production offshore, la production éolienne en 2015 s’élève à
2,9 TWh en hausse de 17,2% par rapport à 2014. La Figure 28 reprend la production
mensuelle nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore raccordées au réseau Elia
entre 2007 et 2015.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
MW
C-Power (offshore) Belwind (offshore) Northwind (offshore) Onshore Installed Offshore Capacity
Non confidentiel 57/171
Figure 28: Production nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore raccordées au réseau Elia entre 2007 et 2015
Source : CREG
69. Depuis le mois de février 2012, Elia communique des données quart horaire
permettant d’offrir une image plus exacte de la production éolienne belge en cumulant, d’une
part, les unités pour lesquelles des mesures sont disponibles et d’autre part, celles pour
lesquelles le GRT estime la production à défaut de disposer de relevés48 périodiques. La
capacité éolienne installée en Belgique, pour laquelle Elia présente des prévisions et des
mesures, s’élève à 1.961 MW (monitored capacity) à la fin de l’année 2015.
70. Les Figure 29 et Figure 30 résument l’évolution de la production éolienne ces quatre
dernières années. La production nette d’électricité générée en 2015 par les éoliennes s’élève
à 5,0 TWh49 en hausse de 16,8% par rapport à l’année précédente. Cette hausse est tirée vers
le haut tant par la production offshore en hausse de 18,5% que la production onshore qui
augmente de 15,0% sur la même période. La production offshore (51,2%) dépasse la
production onshore (48,8%) estimée par Elia. En 2015, la production horaire moyenne, sur
base mensuelle, cumulée de l’éolien onshore et offshore varie entre 289 MWh (octobre) et
1.009 MWh (décembre). La production moyenne, également en hausse, atteint 573 MWh en
2015, soit une hausse de 17,3% par rapport à 2014.
48 http://www.elia.be/fr/grid-data/production/production-eolienne 49 La production raccordée au réseau Elia s’élève à 2,9 TWh.
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
200.000
220.000
240.000
260.000
280.000
300.000
320.000
340.000
360.000
380.000
400.000
420.000
Offshore Onshore
MWh
Non confidentiel 58/171
Figure 29: Puissance moyenne (MW, échelle de gauche) et production annuelle nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore de l’ensemble des parcs belges de février 2012 à 2015 (TWh, échelle de droite)
Sources : Elia et CREG
Figure 30: Production horaire moyenne nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore durant les mois de février 2012 à décembre 2015 (MWh)
Sources : Elia, CREG
1,51,8
2,12,4
0,6
1,2
2,2
2,5
263
349
487
573
2,1
3,0
4,3
5,0
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
0
100
200
300
400
500
600
2012 feb-dec 2013 2014 2015
onshore (TWh) offshore (TWh) Puissance moyenne (MW) Production totale
MW TWh
87
48
99
76
387
420
500
0
100
200
300
400
500
600
hiver onshore offshore
MWh
Non confidentiel 59/171
71. Ces évolutions sont également la résultante de conditions météorologiques. Si la
production éolienne offshore a augmenté de 18,5% entre 2014 et 2015, la capacité installée
n’a, quant à elle, augmenté que de 0,8%.
Le facteur de charge50 annuel moyen des éoliennes offshore est passé de 37% en 2014 à 41%
en 2015. Le facteur de charge mensuel moyen offshore a connu d’importantes variations en
2015 ; il est passé entre un minimum de 23% (octobre) et un maximum de 70% (décembre).
En comparant les années 2014 et 2015, le facteur de charge mensuel moyen de l’année 2015
a été supérieur à celui de l’année 2014 pendant 8 mois sur 12.
Le facteur de charge varie également entre parcs éoliens (39% pour C-POWER, 42 % pour
BELWIND sans la turbine éolienne Haliade et 46% pour NORTHWIND).
Depuis la construction des parcs offshore en Belgique, le facteur de charge onshore moyen a
toujours été moindre que celui de l’offshore. Cet écart suivant les mois de l’année 2015 varie
entre 10% (avril) et 27% (décembre).
72. Les prévisions de production des éoliennes offshore par rapport à la production
effective d’énergie électrique ont été meilleures en 2015 qu’en 2014 comme l’illustre la Figure
31. L’écart entre la prévision et la production a varié en 2015 entre -6,5% (avril) et +6,1%
(juillet) alors qu’en 2014, cet écart a évolué entre -27,7% (juillet) et +4,9% (avril).
Par contre, la qualité des prévisions pour les éoliennes onshore a été moindre pour celles
raccordées aux réseaux des GRD.
50 Le load factor correspond au ratio entre la production horaire moyenne et la capacité installée.
Non confidentiel 60/171
Figure 31: Ecarts mensuels moyens entre les productions réelles et les prévisions moyennes d'électricité des éoliennes onshore et offshore entre les mois de février 2012 et décembre 2015 (%) Sources : Elia, CREG
73. La Figure 32 illustre les monotones de charge du réseau dans la zone de réglage Elia
pour les années 201251 à 2015 incluse. De cette charge est déduite l'injection de l'énergie
éolienne des réseaux de distribution (lignes continues), d'une part, et l'injection de l'énergie
éolienne du réseau de transport, d'autre part (lignes pointillées). La différence entre les lignes
continues et pointillées représente l'injection d'énergie éolienne sur la charge du réseau.
74. Il ressort de la Figure 29 que l'énergie produite par l'éolien entre 2012 et 2015 a
sensiblement augmenté. Cet accroissement n'a toutefois que peu d’impact sur la capacité de
pointe nécessaire pour répondre aux moments où la charge du réseau est la plus élevée ; en
effet en 2015, la charge de pointe, éolien inclus, s'élève à 12.349 MW, contre une charge de
pointe, hors éolien, de 12.642 MW (Figure 32). La monotone de charge pour 2015 éolien inclus
(ligne pointillée rouge) indique que, pour les 100 heures de pointe les plus élevées, 892 MW
de capacité de pointe sont nécessaires pendant 31,5 heures en moyenne par année. Hors
éolien (ligne continue rouge), la capacité nécessaire se contracte à 743 MW pendant 26,9
heures en moyenne. Plus la capacité éolienne installée est importante, plus les valeurs
susmentionnées divergent, comme l’illustre la Figure 33 jusqu’en 2014 inclus.
51 Les données relatives à l'énergie éolienne produite ne sont disponibles que depuis le 1er février 2012. La figure reprenant les données de 2012 n'est donc pas complète.
4,9%
-27,7%
-6,5%
6,1%
27,9%
5,1%
-25,6%
-14,0%
15,2%
-
100
200
300
400
500
600
-30%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
Ecart entre production et prévision offshore ELIA Ecart entre production et prévision onshore GRD
Ecart entre production et prévision onshore Elia
Non confidentiel 61/171
75. Comme mentionné ci-dessus, la capacité éolienne installée a légèrement augmenté
en 2015 (+0,8 % par rapport à 2014). L’injection accrue d’énergie éolienne en 2015 par rapport
à 2014 (à capacité installée identique) laisse donc supposer que les conditions
météorologiques sont à l’origine de l’augmentation de l’injection d’énergie éolienne. C’était
toutefois moins le cas pendant les heures de pic de 2015 (les 100 premières heures des
monotones) que pendant les heures de pic de 2014, ce qui a fait augmenter le taux d’utilisation
des centrales de pointe, vent inclus, en 2015 par rapport à 2014.
76. En conclusion, l’augmentation de capacité de production éolienne exige une capacité
de pointe supérieure, pour un taux d'utilisation moindre. Cette particularité est, d’un côté,
néfaste pour la rentabilité des centrales de production mais, d’un autre côté, elle est positive
pour le développement de la demand response. Cette situation s’est inversée en 2015, en
raison d’une moindre injection d’énergie éolienne durant les premières heures de pic, mais
d’une baisse de l’injection si le total de 100 heures est considéré.
Figure 32: Monotones de charge du réseau pour les 100 heures de pointe les plus élevées de la zone de réglage Elia, énergie éolienne incluse (lignes pointillées) et hors énergie éolienne (ligne continue) pour les années 2012 (jaune), 2013 (vert), 2014 (bleu) et 2015 (rouge).
Source: CREG
11.000
11.500
12.000
12.500
13.000
13.500
14.000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99
Grid load + DSO wind 2012 Grid load + DSO wind 2013Grid load + DSO wind 2014 Grid load + DSO wind 2015Grid load - TSO wind 2013 Grid load - TSO wind 2014Grid load - TSO wind 2015 Grid load - TSO wind 2012
MW
743
892
Non confidentiel 62/171
Figure 33: Capacité de production nécessaire (axe de gauche) pendant les 100 heures de pointe les plus élevées de l’année et taux d'utilisation moyen de la capacité de production (axe de droite), hors énergie éolienne (bleu) et énergie éolienne incluse (gris) pour les années 2012 – 2015
Source: CREG
IV. Échanges d'électricité
77. Ce chapitre analyse l'échange d'électricité en Belgique. C'est principalement la
bourse d'électricité Belpex qui y sera traitée, tant pour le marché day-ahead (DAM) que pour
le marché intra-day continu (CIM).
IV.1 Marché à court terme
IV.1.1 Marché day-ahead Belpex (DAM de Belpex)
IV.1.1.1 Contexte
78. Après le couplage du marché d'Europe du Nord-Ouest - couplage du marché NWE
entre la Belgique, le Danemark, l'Estonie, la Finlande, la France, l'Allemagne/Autriche, la
Grande-Bretagne, la Lettonie, la Lituanie, le Luxembourg, les Pays-Bas, la Norvège, la
Pologne (via le lien SwePol) et la Suède -, la région du Sud-Ouest de l'Europe - SWE,
1.178 835 755 7431.057 908 1.152 892
24,60
26,56
33,68
26,92
28,33 28,42
20,86
31,50
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2012* 2013 2014 2015
Capacité nécessaire (hors éolien) Capacité nécessaire (éolien inclus) Taux d'utilisation (hors éolien) Taux d'utilisation (éolien inclus)
MW heures
Non confidentiel 63/171
regroupant l'Espagne, la France et le Portugal -, y a été couplée le 13 mai 2014, dans un
groupe appelé Multi-Regional Coupling (MCR).
En parallèle, la Roumanie, la Tchéquie, la Slovaquie et la Hongrie ont été couplées le 19
novembre 2014, dans un groupe appelé 4M market Coupling. Parallèlement au Multi-Regional
Coupling (MCR) des régions NWE et SWE, l'implémentation d'un couplage de marché basé
sur les flux au sein de la région CWE poursuit son cours.
79. Un couplage de marché basé sur les flux calcule et attribue la capacité
d'interconnexion en optimalisant le bien-être social sur la base des carnets de commande des
divers marchés spot reliés, compte tenu des limites physiques des éléments critiques du
réseau au lieu de capacités agrégées par frontière. En incluant de manière détaillée les limites
physiques du réseau dans le couplage du marché, le marché s’attend à ce que la méthode
basée sur les flux mette plus de capacité d'interconnexion à sa disposition, ce qui favorise le
bien-être économique dans la région.
80. Les résultats du couplage du marché ont été publiés chaque semaine à partir de
2013, et chaque jour à partir de février 2014, parallèlement aux résultats du couplage du
marché ATC. Lors d'une évaluation des résultats de ces parallel runs, plusieurs incertitudes
quant aux avantages du système sont apparues dès l'été 2014, comme par exemple, une
diminution du bien-être par rapport à l'actuelle méthode ATC dans certaines situations, et la
situation plus avantageuse pour des zones de dépôt des offres plus vastes par rapport aux
zones plus petites sur le plan de la capacité d'importation en période de pénurie.
81. Le couplage du marché basé sur les flux est entré en vigueur dans la région CWE52
le 20 mai 2015 (livraison 21 mai 2015). Ce mécanisme de couplage du marché, qui est
considéré comme un modèle à privilégier pour le couplage du marché dans les réseaux
fortement maillés, a pour but de calculer la capacité d'interconnexion disponible et de l'attribuer
avec un maximum d'efficacité sur la base du bien-être économique créé dans la région, dans
un but d'harmonisation des prix.
82. Le 17 avril 2015, APX, Belpex et EPEX SPOT annonçaient l'intégration de leurs
services (Figure 34). L'argumentation en faveur de l'intégration est reprise dans le
communiqué de presse publié sur le site Internet d'EPEX SPOT 53: « The integration of EPEX
52 Cette méthodologie du couplage de marché a été approuvée par la CREG le 23 avril 2015 dans sa décision finale (B)150423-CDC-1410 relative à la demande d'approbation de la proposition de la SA Elia System Operator relative à la mise en place d’un couplage de marchés journaliers basé sur les flux dans la région CWE (Europe de Centre-Ouest). (http://www.creg.info/pdf/Decisions/B1410FR.pdf) 53 https://www.epexspot.com/en/press-media/press/details/press/APX_Group_and_EPEX_SPOT_integrate_their_businesses.
Non confidentiel 64/171
SPOT and APX Group will further reduce barriers in power trading in the CWE and UK region.
Market participants will benefit from harmonised trading systems, one single rulebook and one
admission process for the entire region, therefore reducing trading costs and lowering entry
barriers for new participants. Moreover, they will have access to a wider range of products and
benefit from best-of-both standards and reliable customer support. Overall, the integration will
lead to a more effective governance and further facilitate the creation of a single European
power market fully in line with the objectives of the European electricity regulatory framework. »
Figure 34: Nouvelle structure de l'actionnariat d'EPEX SPOT après l'intégration du Groupe APX Source : EPEX SPOT
83. Le règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une
ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (CACM) est
entré en vigueur le 14 août. Le CACM a pour objet de fixer des lignes directrices détaillées
relatives à l'allocation de la capacité d'échange entre zones et à la gestion de la congestion
sur les marchés journalier et intra journalier, y compris les exigences concernant
l'établissement de méthodologies communes pour déterminer les volumes de capacité
simultanément disponibles entre les différentes zones de dépôt des offres, ainsi que les
critères d'évaluation en termes d'efficacité et un processus de révision de la configuration des
zones de dépôt des offres.
Suivant cette entrée en vigueur, la Ministre de l'Énergie est compétente pour désigner les
NEMO (Nominated Electricity Market Operators). L'échéance pour la désignation des NEMO
était le 14 décembre 201554. La liste détaillée de tous les NEMO désignés est disponible sur
le site d’ACER55.
54 Le 28 janvier 2016, la ministre de l’Energie a désigné par arrêté ministériel la SA Belpex and NordPool comme NEMO. 55 http://www.acer.europa.eu/Electricity/FG_and_network_codes/CACM/Pages/NEMO%20list.pdf.
Non confidentiel 65/171
84. Enfin, la première phase de reporting sous le règlement (UE) n°1227/2011 du
Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence
du marché de gros de l’énergie (REMIT) a commencé le 7 octobre 2015. Au cours de cette
phase, tous les contrats standard ont été négociés sur des marchés réglementés et des
données fondamentales agrégées ont été communiquées à ACER. Durant la deuxième phase
du reporting, qui entre en vigueur à partir du 7 avril 2016, l'obligation de reporting s'applique
aussi aux contrats non-standard.
IV.1.1.2 Analyse
a) Prix
Comparaison avec les pays voisins
85. Étant donné le contexte d'intégration régionale évoqué ci-dessus, l'évolution du prix
du marché journalier en Belgique est comparée à celle des pays voisins. La Figure 35 montre
le prix du marché journalier moyen par an observé en Allemagne (DE), Belgique (BE), Pays-
Bas (NL) et France (FR) pour la période allant de 2007 à fin 2015.
86. La différence de prix, ou price spread, entre les Pays-Bas et l'Allemagne n'a pas
changé par rapport à l'an dernier (€8,42/MWh). Cette constatation s'applique pratiquement
aussi à la différence de prix entre la Belgique et la France : 6,16 €/MWh en 2014 contre 6,20
€/MWh en 2015.
87. Le prix moyen annuel supérieur de 9,5 % dans la zone belge de dépôt des offres de
l'an dernier s'explique par l'indisponibilité accrue des unités nucléaires. Le prix moyen annuel
inférieur de 3,4 % en Allemagne s'explique par l'intégration croissante des sources d'énergies
renouvelables bon marché et la diminution de prix de charbon. De ce fait, la différence de prix
maximale dans la région CWE augmente pour atteindre 13,05 €/MWh (+55 %), entre la
Belgique et l’Allemagne.
Non confidentiel 66/171
Figure 35 : Prix annuel moyen du marché journalier, par zone de dépôt des offres Sources : CREG sur la base de données ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot
Tableau 13 : Prix annuel moyen du marché journalier, par zone de dépôt des offres Sources : CREG sur la base de données ELIA, BELPEX, APX, EPEX Spot
88. Les deux raisons évoquées ci-dessus expliquent aussi la tendance divergente des
prix moyens du marché journalier depuis 2012. La divergence de prix est observée jusque fin
2014 pour atteindre des prix moins élevés mais convergents dans le groupe Pays-Bas-
Belgique et des prix bien moins élevés mais convergents dans le groupe Allemagne-France.
En 2015, par contre, la convergence des prix par groupe n’est plus observée. Il semble au
contraire y avoir une différence de prix structurelle mais constante dans le groupe Pays-Bas-
Allemagne et le groupe Belgique-France.
70,61
40,79
44,6841,18
40,05
34,6338,48
32,76 31,6330
35
40
45
50
55
60
65
70
75
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
BE NL FR DE
€/MWh
(€/MWh) Belgique Pays-Bas France Allemagne
2007 41,78 41,92 40,88 37,99
2008 70,61 70,05 69,15 65,76
2009 39,36 39,16 43,01 38,86
2010 46,30 45,38 47,50 44,49
2011 49,37 52,03 48,89 51,13
2012 46,98 48,00 46,94 42,60
2013 47,45 51,95 43,24 37,78
2014 40,79 41,18 34,63 32,76
2015 44,68 40,05 38,48 31,63
Non confidentiel 67/171
89. Cette évolution est examinée plus en profondeur via le prix moyen mensuel du
marché DAM pour la Belgique, la France, l'Allemagne et les Pays-Bas pour la période 2012-
2015 (Figure 36). Jusqu'en été 2012, les prix moyens du marché journalier dans la région
CWE présentent une convergence des prix. À partir du mois de septembre 2012, les prix
affichent une tendance à la baisse en Allemagne tandis qu'en Belgique, ils diminuent jusqu'au
mois d'avril 2013, brisant ainsi la convergence avec les prix néerlandais. Le prix du marché
journalier moyen français fluctue entre ceux de l'Allemagne et des Pays-Bas-Belgique, sauf
durant la période estivale de 2013 où le prix de la zone de dépôt des offres en France est le
moins cher de la région.
90. Comme l'illustre le graphique, la convergence des prix entre la Belgique et les Pays-
Bas d'une part, et la Belgique et la France de l'autre, dépend du degré de disponibilité des
unités nucléaires. Seules les périodes d'indisponibilité prolongées imprévues sont reprises, et
non celles qui sont liées, notamment, à l'entretien (les indisponibilités des centrales nucléaires
sont identifiées en rouge et les redémarrages en vert). L'arrêt des unités nucléaires suscite
aussi diverses observations liées aux échanges commerciaux avec les pays voisins durant le
marché journalier (Figure 37). Depuis l'arrêt de Doel 3, Tihange 2 et Doel 4 en 2014, la zone
belge de dépôt des offres importe en continu à partir des Pays-Bas et de la France.
Figure 36 : Prix moyen mensuel du marché DAM en Belgique sur les quatre bourses de la région CWE pour la période 2007-2015
Sources : CREG sur la base de données ELIA, BELPEX, APX, POWERNEXT, EEX
41,89
60,25
55,4153,50
82,45
23,39
44,54
22,7625,36
20
30
40
50
60
70
80
90
100€/MWh
BE NL FR DE
D3+T2
D3+T2
D3+T2 D4
D4
T1
T1
T2+D3
FB MC
Non confidentiel 68/171
Figure 37: Échanges commerciaux mensuels moyens du marché DAM entre la zone belge de dépôt des offres et les zones de dépôt des offres des Pays-Bas et de la France pour la période 2008-2015
Sources : CREG sur la base de données BELPEX
91. Bien que le prix moyen annuel de la zone allemande de dépôt des offres soit le plus
bas de la région CWE, celui de la zone française de dépôt des offres est le plus bas de la
région CWE à partir de 2013 et uniquement pendant la période estivale (juin, juillet, août). Ce
n'est plus le cas en 2015, mais l'observation générale selon laquelle les prix des zones
française et allemande de dépôt des offres convergent durant les mois d'été, et que durant les
mois d'hiver, le prix dans la zone française de dépôt des offres converge plutôt avec celui des
zones de dépôt des offres belge et néerlandaise, reste d'application.
92. Comparé à la période précédant l'entrée en vigueur du couplage du marché basé sur
les flux, le prix dans la zone néerlandaise de dépôt des offres est moins sensible aux
fluctuations de prix que dans la zone belge. Ce fait se traduit par un coefficient de corrélation
plus faible : 64 % après mai 2015 contre 77 % auparavant jusque fin 2012. Le prix de la zone
néerlandaise de dépôt des offres est plus étroitement corrélé à celui de la zone allemande :
82 % contre 64 %. En parallèle, la corrélation augmente aussi entre les prix des zones belge
et allemande de dépôt des offres : de 61 % à 77 %. Sur la base de quelques données
disponibles concernant l'effet du couplage du marché basé sur les flux, les prix semblent plus
étroitement corrélés dans toute la région CWE.
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
BE-FR BE-NL
MWh/h
Non confidentiel 69/171
93. A ce stade, il est encore difficile de dire si le couplage du marché basé sur les flux
entraîne de fait une augmentation de la fréquence de la convergence des prix dans la région
CWE, compte tenu de l'absence d'une période significative similaire à celle observée sous le
couplage du marché ATC. Une comparaison des prix dans les zones de dépôt des offres au
sein de la région CWE sur base horaire (Tableau 14) démontre que par rapport à 2014, la
Belgique voit la convergence des prix avec les Pays-Bas diminuer de 34,32 points56 de
pourcentage et de 9,50 points de pourcentage avec l'Allemagne. La convergence des prix
avec la zone française de dépôt des offres a légèrement diminué (-2,97 points de
pourcentage). Par conséquent, la fréquence à laquelle la zone belge de dépôt des offres est
isolée a fortement augmenté, passant de 5,37 % à 42,08 %.
94. La convergence des prix au fil du temps est passée d'une convergence entre la
Belgique, la France et les Pays-Bas (2007-2010), à une convergence incluant l'Allemagne
(2011-2012), puis à une convergence avec uniquement les Pays-Bas (2013-2014) et enfin à
une divergence de prix avec les autres pays de la région CWE.
Tableau 14 : Convergence complète des prix (<0,01 €/MWh) entre la zone de dépôt des offres belge et la région CWE
Sources : Calculs CREG sur la base de données ELIA, BELPEX, APX et EPEX spot
95. L'augmentation de la fréquence de la divergence totale des prix se constate à partir
d'avril 2015 (Figure 38). En avril-mai, une convergence des prix plus fréquente avec la zone
néerlandaise de dépôt des offres est aussi observée. C'est seulement à partir de juin 2015
que la divergence totale de prix se consolide à une fréquence d'environ 50 % ou plus. Cette
hausse est corrélée avec l'arrêt de Tihange 1 en plus des centrales nucléaires déjà
indisponibles. Tihange 1 était certes à nouveau disponible en octobre, tandis que la fréquence
de divergence des prix ne baissait que partiellement.
56 Ce chiffre correspond à la somme des différences entre les années 2014 et 2015 des colonnes 2, 3, 6 et 7.
BE = DE BE ≠ DE BE = DE BE ≠ DE BE = DE BE ≠ DE BE = DE BE ≠ DE
2007 0,23% 62,29% 0,10% 26,32% 0,01% 9,48% 0,00% 1,58%
2008 0,07% 69,18% 0,05% 15,22% 0,01% 14,74% 0,00% 0,73%
2009 0,07% 56,72% 0,00% 13,23% 0,03% 28,36% 0,00% 1,59%
2010 8,00% 52,38% 0,05% 26,34% 0,18% 11,81% 0,00% 1,24%
2011 65,77% 5,17% 1,55% 26,70% 0,10% 0,24% 0,00% 0,46%
2012 46,49% 12,89% 11,09% 14,98% 1,89% 11,23% 0,00% 1,43%
2013 14,66% 19,00% 17,39% 20,50% 0,67% 25,05% 0,01% 2,72%
2014 18,66% 10,96% 4,95% 11,92% 5,81% 42,33% 0,00% 5,37%
2015 18,92% 10,17% 0,67% 13,75% 0,27% 14,08% 0,06% 42,08%
BE = FR BE ≠ FR
BE = NL BE ≠ NL BE = NL BE ≠ NL
Non confidentiel 70/171
96. Il est intéressant de voir aussi une hausse dans la fréquence de la convergence totale
des prix à partir de mai 2015 avec un maximum en juillet 2015 (43,55 %). Cette hausse est en
corrélation avec l'entrée en vigueur du couplage de marché basé sur les flux.
97. Il est encore trop tôt pour tirer des conclusions générales concernant la performance
du mécanisme de couplage basé sur les flux relative à la convergence des prix dans la région
CWE. Les fréquences de la convergence des prix ayant pour référence la zone allemande de
dépôt des offres sont fournies pour information (Figure 39). La fréquence élevée de la
divergence des prix s'explique, entre autres, par un manque d'intégration de l'énergie
renouvelable, injectée en Allemagne, avec les zones de dépôt des offres voisines57. Le type
d'unités de production composant chaque parc de production voisin varie en effet, et en
particulier selon les technologies nucléaires et celles qui sont basées sur le charbon ou le gaz.
Figure 38: Convergence complète des prix (<0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et la région CWE Sources : Calculs CREG sur la base de données ELIA, BELPEX, APX et EPEX spot
57 Cette limitation, appelée Fonction C, explique pourquoi, lors d'une augmentation de l'injection renouvelable en Allemagne, cette énergie ne peut être exportée que dans une moindre mesure vers les pays voisins. Pour plus d'informations, consulter : http://www.tennet.eu/de/fileadmin/downloads/Kunden/bestimmungenubertragungskapazitat20120924_fin_en.pdf. http://www.amprion.net/sites/default/files/pdf/Approved%20capacity%20calculation%20scheme.pdf.
9,81% 10,71% 8,76%4,86%
15,99%
26,53%
43,55%
20,70%
7,78%
25,40%21,94%
29,70%
38,17%32,44%
33,15%
12,08%
4,57%
3,90%
3,89%
34,14%50,00%
34,10%
21,81% 7,93% 10,42%
6,59%
17,88%
6,85%
19,00%
35,69%
55,24%5,51%
3,49%
8,89%
4,03%5,14%
5,38%
4,99%
25,28%22,04%
66,94%
49,19%
75,40%82,64%
62,63% 60,42%53,36%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
201501 201502 201503 201504 201505 201506 201507 201508 201509 201510 201511 201512
BE = FR; BE = NL; BE = DE BE = FR; BE = NL; BE ≠ DE BE = FR; BE ≠ NL; BE = DE BE = FR; BE ≠ NL; BE ≠ DE
BE ≠ FR; BE = NL; BE = DE BE ≠ FR; BE = NL; BE ≠ DE BE ≠ FR; BE ≠ NL; BE = DE BE ≠ FR; BE ≠ NL; BE ≠ DE
Non confidentiel 71/171
Figure 39: Convergence complète des prix (<0,01 €/MWh) entre la zone allemande de dépôt des offres et la région CWE
Sources : Calcul CREG sur la base de données ELIA, BELPEX, APX et EPEX spot
Évolution du prix du marché journalier belge
98. Les prix présentés dans cette étude sont toujours libellés en valeur nominale58.
L'inflation cumulative s'établit à -12,4 % pour la période 2007-2015. Autrement dit, le prix de
l'électricité en décembre 2015 mesuré en valeur devise de 2007 a diminué par rapport au prix
de l'électricité en 2007. C'est la conséquence du développement des sources d'énergies
renouvelables, de la croissance négative du prélèvement d’électricité, de la baisse du prix du
charbon, du gaz et du CO2 et du retour à la disponibilité du parc de production nucléaire en
Belgique.
99. En 2015, la valeur réelle de l'électricité, surtout en septembre et octobre, était
supérieure à celle qui avait été observée au cours des deux années précédentes. L'impact de
l'inflation sur le prix de l'électricité a diminué par rapport à début 2015 : de 5,9 €/MWh à 5,4
€/MWh.
58 Le prix nominal (ou courant) est le prix tel que désigné à un moment donné. Le prix réel (ou constant) correspond à une correction du prix nominal, corrigé par rapport à l'inflation selon un point de référence donné dans le temps.
9,81% 10,71% 8,74%4,86%
15,99%
26,39%
43,55%
20,70%
7,78%
25,40%21,94%
29,70%
3,90%
3,89%
22,22%
36,29%
10,62%19,20%
10,35%
8,89%
5,56%
9,68%
13,33%
6,18%
76,21%
68,15%75,27%
60,00%
41,26%
67,64%
51,48%
75,54% 78,06%
61,29%64,44% 63,71%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
201501 201502 201503 201504 201505 201506 201507 201508 201509 201510 201511 201512
DE=FR;DE=NL;DE=BE DE=FR;DE=NL;DE≠BE DE=FR;DE≠NL;DE=BE DE=FR;DE≠NL;DE≠BE
DE≠FR;DE=NL;DE=BE DE≠FR;DE=NL;DE≠BE DE≠FR;DE≠NL;DE=BE DE≠FR;DE≠NL;DE≠BE
Non confidentiel 72/171
100. Le prix journalier de l'électricité Belpex a affiché des pics de prix pour 65 heures (>100
€/MWh), ce qui est nettement plus que les 7 heures observées l'an dernier (Figure 41 et
Tableau 15). Les pics de prix se situent principalement autour du début du mois de février, fin
mars, en septembre et en octobre, périodes de la saison intermédiaire entre la période
hivernale et la période estivale. La saison intermédiaire est caractérisée par des
indisponibilités planifiées de centrales (p. ex. travaux d'entretien), surtout dans le but de
garantir l'état optimal du parc de production durant la période hivernale. Dans la période
septembre-octobre, il faut en outre tenir compte de l'arrêt de la centrale nucléaire de Tihange
1. Pendant chaque période, 2.447 MW de capacité nucléaire supplémentaire sont
indisponibles.
101. La faible disponibilité de capacité de production, notamment, a entraîné des pics de
prix extrêmement élevés pendant certaines journées spécifiques en 2015. Ces journées se
situent principalement en septembre et octobre 2015. Certaines journées - 22 septembre, 15
et 16 octobre -, ont fait l'objet d'une analyse plus approfondie et d'une étude séparée59.
Figure 40 : Évolution des prix Belpex DAM en valeur nominale (courante) et en valeur réelle (constante) exprimée soit en début soit en fin de période.
Source : CREG sur la base de données Belpex
59 Study on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015 : http://www.creg.info/pdf/Studies/F1520EN.pdf.
88,7
34,8 41,3
30,5
40,17
48,6
55,4
35,9
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Prix courant Belpex DAM Prix constant Belpex DAM (début de période) Prix constant Belpex DAM (fin de période)
€/MWh
Non confidentiel 73/171
Figure 41 : Prix hebdomadaire du marché journalier en Belgique (minimum, moyen et maximum), 2015 Source : CREG sur la base de données BELPEX
102. Les prix plus élevés pendant la saison intermédiaire (par rapport aux prix plus bas en
période hivernale et estivale) s’observent également dans les trois statistiques suivantes de la
déviation standard (Figure 42):
« av of D-stddev » (bleu) : l’écart-type moyen sur base journalière ;
« stddev of D-av » (rouge) : l’écart-type du prix journalier moyen ;
« stddev of M-av » (vert) : l’écart-type du prix mensuel moyen.
103. Selon ces trois statistiques, la volatilité augmente en 2015 par rapport à 2014. Dans
la ligne des observations, la hausse est la plus forte dans la déviation standard du prix
journalier moyen.
104. Plus de 50 % des prix se situaient entre 40 €/MWh et 60 €/MWh, 95 % se situaient
même entre 20 €/MWh et 80 €/MWh. La répartition des prix s'amenuise ensuite jusqu'au
segment 300 €/MWh - 500 €/MWh, pour un total d'environ 65 heures, un nombre qui n'a plus
été observé depuis la période 2007-2008. Par opposition à cette période, l'évolution vers des
segments de prix plus bas est également moins importante : 3,25 % des prix seulement étaient
inférieurs à 20 €/MWh.
97,53 115,00
200,00
448,70 448,70
123,4669,71 86,44
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Prix Belpex DAM maximal Prix Belpex DAM moyen Prix Belpex DAM minimal
€/MWh
Non confidentiel 74/171
Figure 42 : Volatilité du prix du marché journalier Belpex selon trois statistiques Source : calculs CREG sur la base de données Belpex
Tableau 15 : Part de tranche tarifaire entre 2007 et 2015, par an Source : CREG sur la base de données Belpex
19,9
22,7
12,311,6
13,8
11,3
12,1
9,4
10,8
30,1
18,4
11,6 11,0
13,1 11,4
14,5
8,1
15,4
19,6
10,1
8,47,2
6,47,1
8,8
4,5
6,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015av of D-stdev stdev of D-av stdev of M-av
€/MWh
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
€-500/MWh -
€0/MWh0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,08% 0,17% 0,02% 0,00%
€0/MWh -
€20/MWh17,05% 4,02% 10,72% 5,22% 9,30% 4,21% 9,46% 5,07% 3,25%
€20/MWh -
€40/MWh47,83% 8,62% 47,00% 27,64% 11,79% 28,40% 21,83% 43,13% 35,50%
€40/MWh -
€60/MWh20,21% 23,97% 31,18% 50,12% 53,26% 50,15% 44,22% 46,03% 50,67%
€60/MWh -
€80/MWh6,91% 30,87% 8,33% 15,00% 24,87% 14,70% 21,36% 5,45% 9,09%
€80/MWh -
€100/MWh3,87% 19,07% 2,27% 1,40% 0,55% 1,59% 2,45% 0,22% 0,74%
€100/MWh -
€200/MWh3,48% 13,25% 0,49% 0,59% 0,22% 0,83% 0,50% 0,07% 0,33%
€200/MWh -
€300/MWh0,29% 0,15% 0,00% 0,02% 0,00% 0,03% 0,00% 0,01% 0,25%
€300/MWh -
€500/MWh0,17% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,16%
€500/MWh -
€1000/MWh0,16% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
€1000/MWh -
€3000/MWh0,05% 0,00% 0,00% 0,00% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Non confidentiel 75/171
b) Volumes
Évolution des volumes belges
105. En 2015, 23,7 GWh ont été négociés, ce qui correspond à une hausse de 19,9 % par
rapport à 2014. Le volume négocié équivaut à 30,7 % du prélèvement annuel dans la zone de
réglage Elia, soit la proportion la plus élevée depuis la création du segment de marché. Cette
évolution est également attribuable, en partie, à une baisse du prélèvement mesuré (-3,38
TWh ; -4,20 %).
106. Le volume total acheté augmente de 20,4 % (4,0 TWh), pour atteindre 23,6 TWh,
alors que la vente60 progresse de 0,1 TWh seulement. La partie restante de l’augmentation du
volume acheté (3,9 TWh) est obtenue par les importations. Le volume total importé via Belpex
DAM (14,0 TWh) est le volume le plus élevé observé depuis 2007. Par contre, pour la première
fois depuis 2007, aucun volume d'exportation significatif n'est enregistré.
Tableau 16 : Volumes échangés et échanges transfrontaliers sur le marché journalier Belpex (TWh), ainsi que la part relative du volume négocié en fonction des prélèvements mesurés par Elia.
Sources : CREG sur la base de données Belpex et Elia
60 Si ces volumes diffèrent, d’une part, entre eux et d’autre part, par rapport au volume total négocié, c'est précisément en raison du couplage de marché et des flux avec la France et les Pays-Bas. L’exemple suivant est donné à titre explicatif. Supposons que durant,
une heure, 1.000 MWh/h soient achetés et 900 MWh/h soient vendus sur Belpex => 100 MWh/h seront donc importés ;
une autre heure, 800 MWh soient achetés et 1.000 MWh/h soient vendus => 200 MWh/h seront donc exportés.
Le volume moyen négocié durant les deux heures sur Belpex serait donc de 1.000 MWh/h, le volume moyen vendu serait de 950 MWh/h et le volume moyen acheté s’élèverait à 900 MWh/h.
(TWh) achat vente négoce importations exportationsimportations
nettes
négoce /
prélèvement
2007 6,8 4,8 7,6 -2,7 0,8 -2,0 8,6%
2008 10,4 4,3 11,1 -6,8 0,7 -6,1 12,6%
2009 6,0 9,1 10,1 -1,0 4,1 3,1 12,4%
2010 9,6 8,9 11,8 -2,9 2,3 -0,7 13,7%
2011 10,3 9,2 12,4 -3,1 2,1 -1,1 14,8%
2012 15,8 8,9 16,5 -7,6 0,6 -6,9 20,1%
2013 16,1 11,2 17,1 -5,9 1,0 -4,9 21,3%
2014 19,6 9,5 19,8 -10,3 0,2 -10,1 25,6%
2015 23,6 9,6 23,7 -14,0 0,0 -14,0 30,7%
2007-2015 118,2 75,6 130,1 -54,4 11,8 -42,7 17,8%
Non confidentiel 76/171
Figure 43 : Volumes moyens échangés, achetés et vendus sur le marché journalier Belpex entre 2007 et 2015 Sources : CREG sur la base de données Belpex
107. La hausse des achats et du volume échangé se constate dès mars 2014 (Figure 43).
C'est la conséquence de l'indisponibilité des centrales nucléaires (meilleur marché) et du coût
plus élevé de la production d'énergie électrique avec les autres centrales du parc belge de
production tandis que l'importation d'énergie provenant des pays voisins se fait à un coût
moindre.
Valeur des contrats négociés
108. En 2015, la valeur des contrats négociés a augmenté de 30,1 % par rapport à l'année
précédente, à €1.080,4 millions, soit le niveau le plus élevé depuis l'apparition de ce segment
de marché (Figure 44).
329
254
687 703
1.580
960
1.617
1.210
818
1.971
1.556
2.1642.234
2.7422.653
2.414
1.752
2.7062.639
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Achat Vente Négoce
MWh
Non confidentiel 77/171
Figure 44 : Valeur des contrats négociés sur le marché Belpex DAM Sources : CREG sur la base de données Belpex
Parts de marché des opérateurs sur le marché journalier Belpex
109. La part de marché des 3 principaux opérateurs sur le marché journalier Belpex pour
l'achat d'électricité est restée stable en 2015 (8,96 TWh) par rapport au niveau de l'année
précédente (Figure 45). Le solde (62 %) d'énergie électrique est acheté par d'autres acteurs
du marché en Belgique. Par rapport à 2014, 4,0 TWh d'électricité supplémentaires ont été
achetés en 2015. D’un point de vue commercial, il n'y a eu pratiquement aucune exportation
d'énergie pour satisfaire la demande d'acteurs actifs sur d'autres marchés journaliers couplés.
La composition de chaque segment évolue au fil des années.
110. La part de marché de tous les acteurs sur le marché journalier Belpex pour la vente
d'électricité n'a augmenté que de 1,5 % (Figure 46). Les acteurs du marché actifs sur d'autres
marchés journaliers couplés ont importé 3,74 TWh de plus vers la Belgique qu'en 2014 pour
répondre à la demande.
365,9
802,2
388,5
560,8 618,7
804,3
859,4
830,2
1.080,4
0
200
400
600
800
1.000
1.200
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
M€
Non confidentiel 78/171
Figure 45 : Évolution des parts de marché sur le marché Belpex DAM pour l'achat d'électricité en 2007-2015 Sources : calculs CREG sur la base de données Belpex
Figure 46 : Évolution des parts de marché sur le marché Belpex DAM pour la vente d'électricité en 2007-2015 Sources : calculs CREG sur la base de données Belpex
4,99
7,27
3,00
6,29 6,44
8,697,82
8,66 8,96
1,81
3,16
3,06
3,303,84
7,15 8,27
10,94
14,70
0,78
0,67
4,09
2,252,06
0,651,05
0,16
0,03
0
5
10
15
20
25
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Top 3 Autres Exportation
TWh
2,16 2,75
5,70 5,94 5,904,92
6,294,72
5,492,67 1,57
3,45 2,97 3,374,00
4,91
4,764,15
2,74
6,78
1,002,93
3,12
7,56
5,9310,30
14,04
0
5
10
15
20
25
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Top 3 Autres Importation
TWh
Non confidentiel 79/171
111. La hausse de 19,9 % du volume échangé est en bonne partie compensée par la
hausse du volume importé. En dépit d'une demande record en 2015, la capacité encore
disponible mais inexploitée du parc de production belge est entièrement compensée, dans la
courbe de l'offre, par les installations étrangères de production.
Résilience du marché journalier
112. La résilience (ou solidité) du marché est une mesure de sensibilité du prix d'un marché
par rapport aux fluctuations de l'offre ou de la demande. Moins le prix du marché réagit à une
offre ou une demande supplémentaire, plus il est solide et plus sa résilience est élevée. Par
conséquent, la résilience du marché peut également être considérée comme une mesure de
la liquidité du marché.
113. La résilience du marché DAM est simulée chaque mois par Belpex SA afin de
déterminer le prix horaire du marché DAM dans le cas d’une augmentation du volume de l'offre
ou de la demande. La résilience est calculée dans 6 situations (Figure 47): lorsque 500 MWh/h,
250 MWh/h, ou 50 MWh/h supplémentaires ont été achetés (respectivement B500, B250, et
B50), et lorsque 50 MWh/h, 250 MWh/h, ou 500 MWh/h supplémentaires ont été vendus
(respectivement S50, S250, et S500 Figure 47). La dimension régionale intégrée dans les
calculs de la résilience comprend les zones d’offres opérées par Belpex, APX, et EPEX Spot,
c’est-à-dire que la région CWE, APX UK y est incluse. Les zones d’offres voisines sont
représentées par des hubs et des interconnexions virtuelles61.
114. Les résiliences moyennes en 2015 sont toutes plus élevées en valeur absolue que
leur niveau de 2014 (Figure 47). La différence est plus marquée en cas de demande
supplémentaire et ce, compte tenu de l'écart du prix du marché de référence : une
augmentation moyenne de 250 MWh/h de la demande entraîne une augmentation de prix une
fois et demie supérieure à l'effet de la baisse des prix pour une diminution de 250 MWh/h. Le
facteur est de 2,3 pour un volume de 500 MWh/h.
115. La résilience accrue du marché, tant en cas d'achat qu’en cas de vente
supplémentaire d'énergie, se constate à partir d'avril et jusque fin octobre 2015, avec un pic
en septembre (Figure 48). En valeur absolue, la résilience du marché est constamment plus
élevée tant en cas de demande supplémentaire qu'en cas d'offre supplémentaire. Ceci
démontre qu'en 2015, le prix du marché se trouvait plutôt à l'extrémité de la courbe d’offre.
Ces observations concordent avec celles déjà mentionnées ci-dessus relatives à (i) la moindre
61 https://www.belpex.be/wp-content/uploads/20150826_Resilience_Analysis_Note_Belpex_BE.pdf.
Non confidentiel 80/171
capacité de production disponible résultant d'une part de l'indisponibilité inattendue des
centrales nucléaires, et d’autre part d'indisponibilités planifiées à la suite de travaux d'entretien
en vue de la période hivernale, et (ii) la fréquence de convergence (partielle) moindre des prix
dans la région CWE.
Figure 47 : Résilience moyenne du marché journalier Belpex de 2007 à 2015 Source : calcul CREG sur la base de données Belpex
-3,35
-2,00
-0,530,00
0,60
3,02
7,77
-4
-2
0
2
4
6
8
10
S500 S250 S50 B50 B250 B500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
€/MWh
Non confidentiel 81/171
Figure 48 : Résilience moyenne du marché DAM sur la bourse de Belpex lorsque 500 MWh/h supplémentaires sont achetés ou vendus, par mois
Source : CREG sur la base de données Belpex
Comportement de l'offre sur le marché Belpex DAM
116. Un opérateur du marché a - dans la zone belge de dépôt des offres - quatre types de
produits ou d'offres à sa disposition pour conclure des contrats sur le marché journalier Belpex:
'limit order', 'normal block order', 'linked block order', et 'exclusive block order'. Le rapport de
monitoring de 2014 (voir paragraphes 114 et suivants) reprend une description de chaque type
d'offre et de son utilisation.
117. En 2015, le type limit order représente 95,6 % des offres acceptées en vue d'acheter
de l'électricité sur le marché journalier Belpex (Figure 49). Le nombre de smart orders est limité
mais dépasse en volume le nombre de block orders. Dans tous les cas, les limit orders restent
le produit privilégié pour connaître la demande d'électricité sur le marché journalier.
-8,60 -8,55
-4,28 -4,69
-0,96
-3,53-2,14
13,7712,52
22,30
6,61
4,356,01
5,80
2,01
41,43
y = -0,0006x - 2,1909
y = 0,0104x + 2,6953
-15
-5
5
15
25
35
45
500 MW vente supplémentaire 500 MW achat supplémentaire
€/MWh
Non confidentiel 82/171
Figure 49 : Volume proposé par type d'offre à l’achat d’électricité, 2007-2015 Sources : CREG sur la base de données Belpex
Figure 50 : Volume proposé par type d'offre à la vente d’électricité, 2007-2015 Sources : CREG sur la base de données Belpex
5,81
9,88
5,85
9,40 10,03
15,09 15,39
18,49
22,61
1,00
0,54
0,21
0,190,25
0,75 0,70
0,71
0,39
0,07
0,19
0,33
0,47
0
5
10
15
20
25
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Limit Buy Block Buy Linked Buy Exclusive Buy
TWh
4,70
3,76
8,58 8,55 8,38
7,20
8,72
7,18 7,04
0,14
0,56
0,56 0,36 0,89
1,72
2,47
1,411,23
0,280,30
0,61 1,08
0
2
4
6
8
10
12
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Limit Sell Block Sell Linked Sell Exclusive Sell
TWh
Non confidentiel 83/171
118. Les limits orders représentent 73,0% des offres acceptées à la vente sur le Belpex
DAM, soit une proportion moindre que l'année précédente (Figure 50). Le volume total d'offres
acceptées n'en a pas moins très légèrement augmenté. C'est surtout l'offre accrue d'exclusive
orders' (+77 %) qui explique cette hausse. Du côté de l'offre également, la proportion de 'smart
orders' (‘linked orders’ et ‘exclusive orders’) dépasse pour la première fois celle de 'normal
block orders'.
119. La hausse de la part de block orders peut présenter de nouveaux défis liés au calcul
du résultat de marché optimal au moyen de l'algorithme Euphemia. Cela se traduit notamment
par une part croissante d'offres rejetées paradoxalement62. Compte tenu uniquement des
block orders déjà bien connus des acteurs du marché, cette part augmente en 2015 au-delà
de 1 % du nombre total de block orders proposés et ce, tant pour l'offre que pour la demande.
La présence de PRB est inhérente à l'actuelle conception du marché et s'explique par l'objectif
de maximisation du bien-être et l’exigence ‘all-or-none’ des ‘block orders’. L'acceptation de
l'offre introduit en effet plus de volume dans la courbe d'offre. Une offre acceptée pour l'achat
de volume supplémentaire fait augmenter les prix dans une même courbe d'offre, alors qu'une
offre acceptée pour la vente de volume supplémentaire fait diminuer les prix dans une même
courbe de demande. L'acceptation d'une offre peut donc faire changer le prix de cette façon-
là, rendant l'offre non rentable. L'actuelle conception du marché n'accepte aucune offre
déficitaire. De ce fait, elles sont finalement rejetées. En d'autres termes, une offre rejetée
paradoxalement est une offre qui aurait été non rentable si elle avait été acceptée.
62 Les Paradoxically rejected block orders (PRB) sont des offres non convexes qui, sur la base des prix obtenus du marché, auraient dû être acceptées mais qui ont quand même été rejetées.
Non confidentiel 84/171
.
Figure 51 : Le nombre de block orders rejetés paradoxalement (barre) et sa quote-part en comparaison du nombre
total de block orders introduits (ligne), par an sur la période 2010-2015 Sources : CREG sur la base de données Belpex
120. Le couplage du marché basé sur les flux attribue des positions nettes, pour
l'importation ou pour l'exportation, à chaque zone de dépôt des offres sur la base du critère de
maximisation du bien-être dans l'ensemble de la région. Ces échanges de bien-être sont donc
définis d’une part, par la différence de prix du marché et d’autre part, par les élasticités des
courbes résiduelles de demande dans les cahiers de commande des zones de dépôt des
offres : plus la différence de prix est importante, plus les courbes sont élastiques, plus
importante est l'augmentation de bien-être produite par un même volume d'échanges
commerciaux. C'est pourquoi l'on vérifie quel segment de prix est offert ou demandé sur le
Belpex DAM.
121. Le volume offert via des limit orders, avec l'intention d'acheter de l'électricité sur le
marché journalier Belpex, montre qu'en 2015, 68 % en moyenne du volume a été proposé à
3.000 €/MWh, ce qui correspond à une hausse par rapport à l'année précédente en
contrepartie d’un volume moindre dans la fourchette de prix comprises entre 200 €/MWh- et
300 €/MWh (Figure 52). Un volume plus élevé de normal block orders est proposé durant la
période automnale et hivernale par rapport à la période estivale (Figure 53).
122. Le volume proposé via des limit orders dans la fourchette de prix €40/MWh-€60/MWh
avec l'intention de vendre de l'électricité sur le marché journalier Belpex, augmente vers la fin
0,0%
0,2%
0,4%
0,6%
0,8%
1,0%
1,2%
1,4%
1,6%
0
50
100
150
200
250
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Sell PRB (block order) Buy PRB (block order)
Non confidentiel 85/171
de l'année en 2015 au détriment du volume proposé dans la fourchette de prix 60 €/MWh-100
€/MWh durant la période estivale (Figure 54). Le volume en diminution de normal block orders
observé à partir de mars 2014 se poursuit en 2015 (Figure 55). Ce fait s'explique par l'utilisation
croissante de smart orders.
123. L'évolution du volume proposé sous forme d'exclusive orders pour vendre de
l'électricité, compte tenu du fait que plusieurs offres appartiennent à un même groupe, montre
que les offres se situent principalement dans la fourchette de prix 40 €/MWh-60 €/MWh avec,
fin 2015, une hausse de volume dans la fourchette des 20 €/MWh-40 €/MWh. Le dernier
volume offert est observé en septembre et octobre 2015, ce qui est intéressant étant donné
l'évolution mensuelle des prix (Figure 36). Cette baisse peut s'expliquer par la faible capacité
de production disponible durant cette période.
Non confidentiel 86/171
0
0,51
1,52
2,53
30
00
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R/M
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- 5
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- 3
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- 2
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- 1
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- 5
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200704
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200804
200807
200810
200901
200904
200907
200910
201001
201004
201007
201010
201101
201104
201107
201110
201201
201204
201207
201210
201301
201304
201307
201310
201401
201404
201407
201410
201501
201504
201507
201510
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Non confidentiel 87/171
Figure 56: Volume proposé par offre de type block order, avec intention de vente, par mois, 2007-2015 Sources : CREG sur la base de données Belpex
IV.1.2 Marché intra-day continu (Belpex CIM)
IV.1.2.1 Historique
124. Le 8 septembre, 2015, le Belpex CIM a migré d'Elbas vers le système Eurolight 8,
plateforme d'échange utilisée par Belpex DAM.
125. Comme signalé dans l'historique du rapport de monitoring 2014, le projet 'Cross-
border Intra-day (XBID) Market' (paragraphe 134) est actuellement en phase de
développement. Le lancement est attendu vers le troisième trimestre 2017.
IV.1.2.2 Analyse
126. En 2015, les volumes échangés sur le marché intra-day ont baissé de 16,3 % par
rapport au niveau de l'an dernier, mais également sous le niveau de 2013 (Tableau 17). Il
s’agit de la première baisse de volume depuis le lancement du commerce intra-day. Le prix
annuel moyen en intra-day est à peu près égal au prix annuel moyen en day-ahead et
augmente par rapport à l'an dernier, à l'instar du prix day-ahead.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
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[40 EUR/MWh - 60 EUR/MWh[ [60 EUR/MWh - 80 EUR/MWh[ [80 EUR/MWh - 100 EUR/MWh[
[100 EUR/MWh - 200 EUR/MWh[ [200 EUR/MWh - 300 EUR/MWh[ [300 EUR/MWh - 500 EUR/MWh[
[500 EUR/MWh - 1000 EUR/MWh[ [1000 EUR/MWh - 3000 EUR/MWh[ 3000 EUR/MWh
TWh
Non confidentiel 88/171
Tableau 17 : Volumes négociés et prix pour le marché intra-day entre 2007 et 2015 Sources : calcul CREG sur la base de données Belpex63
127. Les fluctuations sur le marché intra-day sont en bonne partie expliquées par des
événements imprévus qui ne surviennent qu'après la clôture du marché journalier. Les
indisponibilités non planifiées des centrales et les révisions des prévisions quant à la demande
ou à l'injection d'énergie éolienne ou solaire n'en sont que des exemples.
128. Outre la mise en œuvre d'unités de production ou de prélèvements flexibles, la
capacité d'interconnexion disponible est un autre facteur important pour garantir la liquidité sur
le marché intra-day. Une grande partie de la capacité d'interconnexion maximale est déjà
proposée avant l’ouverture du marché infrajournalier, et de ce fait, le déroulement de l'Intra-
Day Available Transfer Capacity (ID ATC) dépend entre autres fortement des échanges
commerciaux attribués sur le marché journalier (Figure 57 et Figure 58).
129. L'ID ATC avec la zone française de dépôt des offres montre qu'à partir de 2012, la
capacité d'importation disponible proposée sur le marché intra-day baisse fortement tandis
que la capacité d'exportation augmente fortement. Ceci explique que de grands volumes
d'échanges commerciaux sont importés sur une base day-ahead.
Pour les échanges avec la zone néerlandaise de dépôt des offres, une évolution saisonnière
est visible pendant la période 2010-2013, avec beaucoup d'exportations attribuées sur la base
du marché journalier en été et beaucoup d'importations attribuées pendant l'hiver. Dès 2014,
la capacité d'importation en intra-day diminue considérablement.
Sur toute la période allant jusqu'à début 2015 inclus, les capacités commerciales d'importation
et d'exportation disponibles sur le marché intra-day sont des vases communicants, avec une
fourchette de 4.000 MW pour les échanges franco-belges et de 2.700 MW à la frontière belgo-
néerlandaise. Toutefois, cette fourchette se réduit à partir de 2015 jusqu'à, respectivement,
1.800 MW (-2.200 MW) et 1.400 MW (-1.300 MW) en décembre. Comme déjà observée
antérieurement, la capacité ATC disponible dans le cadre des échanges commerciaux
cohérents est pertinente. La réévaluation des capacité intra-day, suite à l’introduction du
couplage du marché basé sur les flux, est moindre à celle qui pouvait être attendue.
63 Étant donné qu'il n'y a pas de fixation de prix sur le marché intra-day continu, des prix indicatifs sont calculés par la CREG. Cette année, la CREG utilise une méthode de moyenne pondérée pour tenir compte des offres de type 'block', contrairement aux années précédentes où une moyenne ordinaire était calculée.
Belpex Intra-day 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Market Price (€/MWh) 84,5 41,8 49,9 55,6 51,7 52,4 42,5 44,7
Volume (GWh) 89,2 187,2 275,5 363,5 513,2 651,0 768,2 642,9
Non confidentiel 89/171
Figure 57 : ATC moyenne en intra-day en fonction de l'ATC moyenne en day-ahead et des échanges commerciaux attribués sur le marché journalier entre les zones française et belge de dépôt des offres
Sources : calculs de la CREG sur la base des données Elia
Figure 58: ATC moyenne en intra-day en fonction de l'ATC moyenne en day-ahead et des échanges commerciaux
attribués sur le marché journalier entre les zones néerlandaise et belge de dépôt des offres Sources : calculs de la CREG sur la base des données Elia
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
ID ATC BE-FR ID ATC FR-BE
ATC après le marché journalier (importation) ATC après le marché journalier (exportation)
MWh/h
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
ID ATC BE-NL ID ATC NL-BE
ATC après le marché journalier (importation) ATC après le marché journalier (exportation)
MWh/h
Non confidentiel 90/171
IV.2 Marché à long terme
130. Cette partie examine le marché à long terme, et plus précisément celui qui est géré
par les bourses suivantes : ICE ENDEX (auparavant partie d'APX-ENDEX) pour la Belgique
et les Pays-Bas, et EEX pour la France et l'Allemagne.
IV.2.1 Prix futures par rapport au marché journalier Belpex
131. Fin 2015, les prix mensuels moyens par mois de transaction pour quatre types de
contrats énergétiques day-ahead (D+1, Belpex DAM), month-ahead64 (M+1, Endex BE),
quarter-ahead65 (Q+1, Endex BE), et year-ahead66 (Y+1, Endex BE) ont tous convergé vers
un même niveau de prix (Figure 59). Ce constat est remarquable étant donné que
normalement, les contrats à court terme avec délai de livraison durant la période hivernale
devraient être négociés à un prix plus élevé que le contrat year-ahead qui inclut aussi une
livraison en période estivale. Le caractère saisonnier des produits à plus court terme autour
de ceux du produit year-ahead est toujours présent, mais avec un écart moins important que
celui qui a été observé au cours de l'année précédente.
64 Month-ahead est le Endex Power BE Month qui représente la moyenne arithmétique exprimée en €/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour (« end of day ») des contrats month-ahead (contrats pour la fourniture physique d’électricité sur le réseau haute tension belge au cours du mois suivant), telle que publiée sur le site Web http://www.iceendex.com/. 65 Quarter-ahead est l'Endex Power BE Month et représente la moyenne arithmétique exprimée en €/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour (« end of day ») des contrats quarter-ahead (contrats pour la fourniture physique d’électricité sur le réseau haute tension belge au cours du trimestre suivant), telle que publiée sur le site Web http://www.iceendex.com/. 66 Year-ahead est le Endex Power BE Calendar et représente la moyenne arithmétique exprimée en €/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour (« end of day ») des contrats calendar (contrats pour la fourniture physique d’électricité sur le réseau haute tension belge au cours de l'année calendrier suivante), telle que publiée sur le site Web http://www.iceendex.com/.
Non confidentiel 91/171
Figure 59 : Prix mensuels moyens par mois de transaction de quatre contrats-types entre 2007 et 2015 Sources : CREG sur la base de données ICE Endex et EEX
132. Durant la période 2007-2015, les prix moyens des quatre contrats-types par mois de
transaction ont présenté une corrélation relativement forte (>60 %, Tableau 18). La corrélation
est la plus élevée entre les contrats day-ahead et month-ahead (88 %) et la plus basse entre
les day-ahead et les year-ahead (65 %). Les corrélations entre les contrats diminuent au fur
et à mesure que les périodes contractuelles s’allongent.
Tableau 18 : Corrélation entre les contrats day-ahead, month-ahead, quarter-ahead et year-ahead entre 2007 et 2015
Sources : calcul CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
133. Les corrélations diminuent fortement quand la période 2012-2015 est examinée
(Tableau 19). La corrélation entre les prix mensuels moyens des transactions avec le contrat
year-ahead n'est pas représentative. Seule une corrélation relativement forte entre le contrat
month-ahead avec d'une part le contrat day-ahead et de l'autre le contrat quarter-ahead peut
être relevée.
34,8
26,8
59,1
30,2
62,6
37,5
65,1
60,2
47,847,7
55,4
88,0
108,6
37,6
60,0
29,8
56,4
33,4
53,9
31,0 33,4
65,060,9
32,5
54,0
63,0
53,454,055,0
44,3 44,9
34,4
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
BE D+1 BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
€/MWh
corrélation BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
BE D+1 0,88 0,74 0,64
BE M+1 0,86 0,73
BE Q+1 0,82
Non confidentiel 92/171
Tableau 19 : Corrélation entre les contrats day-ahead, month-ahead, quarter-ahead et year-ahead entre 2012 et 2015
Sources : calcul CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
134. Afin de vérifier (ex-post) quel contrat (D+1, M+1,…) était le meilleur marché pendant
quelle période, le prix doit être comparé pendant la période de livraison67. Le prix d'un produit
quarter ahead est fixé par exemple pour trois mois, celui d'un year ahead pour un an (Figure
60). Le caractère saisonnier de chaque contrat s'exprime également ici.
Figure 60 : Prix mensuels moyens par mois de livraison des 4 contrats-types entre 2007 et 2015 Sources : calcul CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
67 Pour déterminer le prix moyen d’un produit déterminé, le prix moyen est systématiquement calculé sur une période de la même longueur que la période de livraison, et juste avant la livraison effective. Par exemple, le prix d'un produit quarter-ahead pour livraison durant le premier trimestre (janvier-mars) 2010 est calculé à l'aide de la moyenne du prix quarter-ahead du quatrième trimestre (octobre-décembre) 2009, celui qui précède la période effective de livraison.
corrélation BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
BE D+1 0,60 0,16 0,20
BE M+1 0,62 0,30
BE Q+1 0,46
26,8
47,7
55,4
35,9
108,6
29,8
56,4
33,4
60,3
53,9
37,1
44,6
56,757,9
51,9
76,0
50,5
43,646,9
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
2007
01
2007
03
2007
05
2007
07
2007
09
2007
11
2008
01
2008
03
2008
05
2008
07
2008
09
2008
11
2009
01
2009
03
2009
05
2009
07
2009
09
2009
11
2010
01
2010
03
2010
05
2010
07
2010
09
2010
11
2011
01
2011
03
2011
05
2011
07
2011
09
2011
11
2012
01
2012
03
2012
05
2012
07
2012
09
2012
11
2013
01
2013
03
2013
05
2013
07
2013
09
2013
11
2014
01
2014
03
2014
05
2014
07
2014
09
2014
11
2015
01
2015
03
2015
05
2015
07
2015
09
2015
11
BE D+1 BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
€/MWh
Non confidentiel 93/171
Tableau 20 : Prix annuel moyen pour la livraison de quatre contrats-types entre 2007 et 2015. Sources : CREG sur la base de données ICE et ENDEX
135. Le prix moyen par année de livraison et la différence absolue entre le prix de chaque
contrat et le prix contractuel day-ahead impliquent qu'en règle générale, le fait que plus le prix
est fixé tôt, plus le prix moyen sera élevé n'est plus entièrement exact (Tableau 20). En effet,
en 2014 et 2015, c'est le contrat quarter-ahead qui a présenté le prix le plus élevé.
136. Il existe plusieurs raisons expliquant pourquoi les contrats à long terme devraient être
plus chers que ceux à court terme. Il se peut, par exemple, que le prix supérieur soit considéré
comme une prime de risque que des opérateurs souhaitent payer pour se couvrir contre des
circonstances inattendues influençant le prix de gros, comme les coûts du carburant, la
disponibilité de la capacité de production, le prix du CO2 et le taux de croissance économique
estimé. Les consommateurs sur le marché de gros de l'électricité sont principalement des
acteurs industriels. Leur consommation en électricité est déterminée par leur carnet de
commandes, avec un horizon temporel allant de quelques mois à plusieurs années, voire plus
long dans la plupart des cas. De ce fait, un prix fixe pour leur demande future d'électricité peut
limiter leur risque, même s'ils doivent, pour ce faire, payer une prime. Par ailleurs, les
producteurs d’électricité sont supposés être plus hostiles au risque que les consommateurs
quand il s'agit de contrats à très long terme, qui peuvent aller jusqu'à plusieurs décennies. La
raison s’explique, généralement, par le fait que la capacité de production doit être amortie sur
une période de 15 à 40 ans, voire plus, et, par le niveau de liquidité, d’une part, et de
transparence, d’autre part, du marché à long terme par rapport au marché à court terme. Plus
le contrat est conclu à l'avance, plus la prime de risque est élevée.
137. Ces deux dernières années, les contrats quarter-ahead ont été plus chers car il
existait un risque de rareté et/ou de pénurie d'électricité : en 2014, la hausse du prix du contrat
quarter-ahead correspondait aux prix des transactions formées au troisième trimestre, période
durant laquelle le volume pour les réserves stratégiques a été communiqué et Doel 4 a été
mise à l'arrêt. En 2015, la hausse correspond aux transactions aux environs du mois d’août
2015, après l'arrêt de Tihange 1.
Année BE D+1 BE M+1 BE Q+1 BE Y+1 BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
2007 41,8 44,6 48,9 59,6 2,8 7,2 17,8
2008 70,6 78,5 77,7 56,3 7,9 7,1 -14,3
2009 39,4 43,4 52,9 76,0 4,0 13,6 36,7
2010 46,3 45,2 46,6 51,0 -1,1 0,3 4,7
2011 49,4 54,9 55,7 50,0 5,6 6,4 0,7
2012 47,0 47,8 49,3 55,2 0,8 2,3 8,2
2013 47,5 46,6 46,7 50,5 -0,8 -0,8 3,0
2014 40,8 45,9 46,7 43,6 5,1 5,9 2,8
2015 44,7 45,3 47,7 46,9 0,7 3,0 2,2
2007-2015 47,5 50,3 52,5 54,3 5,8% 10,5% 14,4%
Non confidentiel 94/171
138. Si ces chiffres sont analysés par année, il ressort ce qui suit :
- au cours de deux années, un contrat day-ahead était en moyenne plus cher qu'un
contrat quarter-ahead (2013) et qu'un contrat year-ahead (2008) ;
- au cours de deux années, un contrat day-ahead était en moyenne plus cher qu'un
contrat month-ahead (2010 et 2013).
Ces données sont marquées en jaune dans le tableau. Pour 2013, cette situation particulière
est probablement liée au problème de l'arrêt prolongé de plusieurs centrales nucléaires.
Jusqu'à mi-2012, il était impossible de prévoir l'arrêt de ces dernières pour une si longue
période. Il est remarquable de constater qu'en 2014 et 2015, aucun résultat similaire n'est
constaté malgré des événements semblables.
IV.2.2 Prix futures dans la région CWE
139. Le prix mensuel moyen d'un contrat year-ahead pour la fourniture d'électricité sur les
quatre marchés de la région CWE, à savoir la Belgique, les Pays-Bas, la France et l'Allemagne,
montre que le prix de l'électricité continue à baisser en Allemagne et ce, plus rapidement que
dans les autres zones de dépôt des offres (Figure 61). Le prix dans la zone néerlandaise de
dépôt des offres évolue davantage dans la direction de l'Allemagne, tandis que le prix dans
les zones belge et française de dépôt des offres converge lorsque la capacité nucléaire est
suffisante. En cas d'indisponibilité accrue des centrales nucléaires, les prix belges sont les
plus élevés de la région.
Non confidentiel 95/171
Figure 61 : Prix mensuels moyens par mois de transaction pour la fourniture year-ahead en Belgique, aux Pays-Bas, en France et en Allemagne (€/MWh) entre 2007 et 2015.
Sources : calcul CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
Tableau 21 : Prix annuels moyens des transactions year-ahead pour la Belgique, les Pays-Bas, la France et l'Allemagne, et la différence de prix relative par rapport à la Belgique
Sources : calcul CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
140. L’écart entre le prix year-ahead moyen belge et les prix year-ahead moyens des
autres pays montre que le price spread a fortement augmenté (Tableau 21) d’une année à
l’autre. Le prix de l'électricité sur le marché de gros était en moyenne de 12 €/MWh avec la
France et de 28,6 €/MWh avec l'Allemagne. En fin d’année 2015, le redémarrage des centrales
nucléaires a ramené les différences de prix respectivement à 0 €/MWh et 6 €/MWh.
44,3
51,747,7
91,3
51,849,2
32,8
34,3
54,0
82,8
48,245,6
36,531,8
28,3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
BE Y+1 NL Y+1 FR Y+1 DE Y+1
€/MWh
Années BE Y+1 NL Y+1 FR Y+1 DE Y+1 NL Y+1 FR Y+1 DE Y+1
2007 56,3 60,3 54,4 55,9 7,1% -3,4% -0,7%
2008 76,0 76,3 74,1 70,2 0,4% -2,6% -7,6%
2009 51,0 50,3 51,8 49,2 -1,3% 1,6% -3,5%
2010 50,0 49,5 52,4 49,9 -1,0% 4,8% -0,2%
2011 55,2 56,0 56,0 56,1 1,5% 1,5% 1,6%
2012 50,5 51,9 50,6 49,3 2,8% 0,1% -2,4%
2013 43,6 47,5 43,3 39,1 9,0% -0,6% -10,4%
2014 46,9 43,4 42,4 35,1 -7,4% -9,6% -25,2%
2015 43,3 37,6 38,1 30,9 -13,2% -12,0% -28,6%
2007-2015 52,5 52,5 51,5 48,4 0,0% -2,1% -7,8%
par rapport à BE Y+1 - %Période de transaction - €/MWh
Non confidentiel 96/171
IV.2.3 Écarts de prix des baseload year-ahead futures sur le marché de l'électricité de la région CWE
141. Cette partie propose une série d'explications pour tenter de justifier les différences de
prix des baseload year-ahead futures sur le marché CWE depuis la mi-2012.
142. Comme expliqué ci-dessus, la Figure 61 permet de constater une bonne convergence
de prix de 2009 à mi-2012. La tendance à la baisse des prix commence en mai-juin 2011, mais
se poursuit à un rythme différent à partir de mi-2012. La diminution est plus forte en Allemagne
qu'en France. La Belgique suit la tendance à la baisse de la France, en particulier à partir de
2013. Les prix néerlandais restent égaux en 2012 mais commencent à diminuer vers fin 2012
jusqu'à la fin du troisième trimestre de 2013, pour remonter ensuite jusqu'à la fin de l'année.
En 2014, les prix augmentent fortement en Belgique, pour à nouveau diminuer vers la fin de
l'année.
143. Quatre raisons peuvent expliquer cette évolution :
a) les différences sur le plan du parc de production ;
b) l'évolution des coûts de production des centrales au gaz et au charbon ;
c) la capacité d'interconnexion limitée ;
d) l'indisponibilité des centrales nucléaires.
Les trois premières raisons expliquent la tendance générale observée depuis 2012. La
dernière, quant à elle, explique la tendance à court terme observée en 2014 et 2015.
a) Différences sur le plan du parc de production
144. La Belgique dispose d'un parc de production constitué en majeure partie d'une
capacité de production nucléaire complétée principalement par des centrales au gaz. La
capacité renouvelable est significative (environ 3,0 GW de production solaire68, environ 2,2
GW de production éolienne69). Toutefois, la production d'énergie renouvelable reste marginale
avec un ordre de grandeur d'environ 8 TWh pour une consommation de 77 TWh.
145. La France possède un parc de production similaire, avec toutefois une part de
capacité nucléaire plus élevée tandis que les capacités au gaz et renouvelable sont moindres.
Les Pays-Bas n'ont pratiquement pas de capacité nucléaire et disposent principalement d'une
capacité au gaz. L'Allemagne dispose d'une capacité nucléaire relativement restreinte, mais
68 Source : Elia 69http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA-Annual-Statistics-2015.pdf.
Non confidentiel 97/171
d'une capacité considérable pour le charbon et la lignite, ainsi que d'une grande capacité
provenant de l'énergie renouvelable (45,0 GW de production éolienne70 et 40,4 GW de
production solaire71). Étant donné la capacité substantielle en sources d'énergie renouvelable,
la demande en électricité résiduelle diminue plus rapidement en Allemagne que dans les
autres pays de la région CWE. En 2015, 38,5 TWh d’énergie solaire et 85,4 TWh d’énergie
éolienne ont été injectés en Allemagne, une augmentation de 5,7 TWh (+17,4 %) et 34,1 TWh
(+66,1 %) par rapport à 2014.
b) Evolution des coûts de production des centrales au gaz et au charbon
146. L'évolution du coût de production baseload des centrales au gaz et au charbon pour
l'année civile 2016 a diminué de 26 % pour les centrales au gaz et de 16 % pour les centrales
au charbon en 2015 (Figure 62). Cette baisse améliore la compétitivité des centrales au gaz
par rapport à celles au charbon. Il est, toutefois, vrai que les coûts de production des centrales
au charbon restent inférieurs à ceux des centrales au gaz.
147. Compte tenu du prix de l'électricité pour la livraison en Belgique en 2016, le bénéfice
brut de chaque technologie a augmenté, sachant que même le bénéfice brut par unité
d'électricité produite par les centrales au gaz les moins efficaces est devenu positif (Figure
63).
70 http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/statistics/EWEA-Annual-Statistics-2015.pdf. 71https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/veroeffentlichungen-pdf-dateien-en/studien-und-konzeptpapiere/recent-facts-about-photovoltaics-in-germany.pdf.
Non confidentiel 98/171
Figure 62 : Coût de production pour un profil baseload pour la prochaine année civile Sources : calculs CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
Figure 63 : Clean Dark Spreak et Clean Spark Spread pour un profil baseload pour la prochaine année civile Sources : calculs CREG sur la base de données ICE ENDEX et EEX
0
10
20
30
40
50
60
70
TGV (45%) TGV (55%) Charbon (35%)
€/MWh
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
TGV (45%) TGV (55%) Charbon (35%)
€/MWh
Non confidentiel 99/171
c) Capacité d'interconnexion limitée
148. Ce qui précède n'entraîne pas nécessairement une différence de prix dans la région
CWE : tant que la capacité commerciale d'interconnexion est suffisante, la région, avec des
centrales au charbon meilleur marché et une grande capacité de production renouvelable
(Allemagne), peut exporter vers des zones plus chères qui disposent d'une importante
capacité de production de gaz et de peu d'énergie renouvelable (Pays-Bas).
La capacité d'interconnexion est toutefois limitée par rapport à la consommation totale. Cette
situation est devenue parfaitement claire sur le marché à partir du deuxième semestre 2012.
On peut le constater sur le plan de la différence de prix qui se produit sur le marché day-ahead
dans la région CWE. La Figure 36 reflète notamment cette évolution pour 2012-2015.
Il est évident que la capacité d'interconnexion est insuffisante pour fournir, depuis l’Allemagne,
les Pays-Bas et la Belgique - et, dans une moindre mesure, la France - en électricité bon
marché. La comparaison des prix entre les différentes zones de dépôt des offres au sein de la
région CWE est présentée à la section IV.1.1.2a) pour le marché DAM et à la section IV.2.2
pour le marché à long terme.
d) Indisponibilité nucléaire
149. À partir de fin mars 2014, deux unités nucléaires en Belgique ont été mises hors
service pour une durée indéterminée. Dès le début et à la mi-2015 également, les centrales
nucléaires de Doel 1 et de Tihange 1 ont été indisponibles pendant une période prolongée
jusque fin 2015.
Ces indisponibilités, et surtout le fait que ces centrales soient redevenues disponibles fin
décembre 2015, ont clairement eu un effet sur les prix à long terme en Belgique, ce qui
explique, dans les cas d'indisponibilité, qu'il y ait une différence de prix par rapport aux autres
zones de dépôt des offres de la région CWE.
Non confidentiel 100/171
V. Interconnexions
150. Ce chapitre analyse les interconnexions avec la France et les Pays-Bas en abordant
les thèmes relatifs à la capacité, leurs enchères et leur utilisation. Ces sujets seront présentés
selon un schéma identique à celui des études réalisées les années précédentes72.
V.1 Aperçu global
151. La Figure 64 montre un aperçu des flux physiques, commerciaux et de transit aux
frontières nord et sud en 2015. Au total, 20,8 TWh nets ont été importés en Belgique depuis
les pays voisins, dont 12,4 TWh depuis les Pays-Bas et 8,4 TWh depuis la France. Cela se
traduit par des flux d'importation nets moyens sur base horaire de 1.415 MWh/h depuis les
Pays-Bas et 957 MWh/h depuis la France. Le Luxembourg est également exportateur net
d'électricité vers la Belgique, mais dans une très faible mesure : 30 MWh/h en moyenne. Sur
la base des données horaires des flux physiques, les flux de transit des Pays-Bas vers la
France, et vice versa, peuvent également être calculés. En moyenne, ces flux se sont élevés
en 2015 à 57 MWh/h dans la direction sud et à 145 MWh/h dans la direction nord.
152. Non seulement les flux physiques varient fortement selon la direction étudiée
(importation ou exportation), mais aussi les nominations commerciales moyennes sont plus
importantes pour l'importation que pour l'exportation d'électricité. A la frontière française
principalement, une différence importante entre les nominations d'importation et d'exportation
est observée : 2.005 MWh/h d'importation contre 148 MWh/h d'exportation. C'est également
le cas, dans une moindre mesure, à la frontière avec les Pays-Bas : 700 MWh/h d'importation
contre 158 MWh/h d'exportation. La majeure partie de ces nominations concerne le day ahead,
sauf dans le sens des exportations vers la France, où les nominations sont principalement
intra-day.
72 Voir les études (F) 080117-CDC-742, (F) 090223-CDC-827, (F)100218-CDC-947, (F)110331-CDC-1050, (F)120531-CDC-1153, (F)130530-CDC-1247, (F)140430-CDC-1319 et (F)150604-CDC-1411 disponibles à l’adresse http://www.creg.be/ (voir aussi la « Liste des travaux cités » en fin de cette étude).
Non confidentiel 101/171
Figure 64 : Flux physiques, commerciaux et de transit aux frontières de la zone de réglage belge en 2015 Sources : Elia et CREG
12
0 M
W
37
MW
43 M
W26 M
W
60
7 M
W
24 M
W
48 M
W
10
0 M
W
59
7 M
W
11
3 M
W1
.16
1 M
W
13
3 M
W
BE
44,6
8 €/
MW
h
Y MD
A
ID
Year
lyM
ont
hly
Day
-Ah
ead
Intr
aday
FLU
X P
HY
SIQ
UE
FLU
X C
OM
MER
CIA
L
FLU
X D
E TR
AN
SIT
NL
40,0
5€/
MW
h
FR 38,4
8€/
MW
h
2014
2015
2014
2015
9.57
313
.415
IMP
OR
TATI
ON
11.2
219.
814
3.03
71.
021
EXP
OR
TATI
ON
967
1.43
6
-6.5
36-1
2.39
4EX
PO
RTA
TIO
N N
ET-1
0.25
4-8
.378
BE:
NL
BE:
FR(GWh)
Non confidentiel 102/171
V.2 Capacité
V.2.1 Capacité physique
153. La zone de réglage d’Elia possède deux interconnexions avec l’étranger : une avec
les Pays-Bas (frontière nord) et une avec la France (frontière sud). Le courant électrique peut
circuler dans les deux directions : les importations et les exportations. Elia applique la
convention selon laquelle les flux d'exportation sont positifs tandis que les flux d’importation
sont négatifs ; la CREG reprend également cette convention.
154. Une interconnexion avec l'étranger se compose physiquement de plusieurs lignes
aériennes, dotées chacune d'une capacité déterminée pour transporter de l'énergie. La
capacité physique totale d’une interconnexion est identique dans les deux directions. Cette
capacité physique ne change pas, en principe, à moins que des éléments du réseau (comme
une ligne aérienne ou un transformateur) ne soient hors service.
155. Le calcul de la capacité commerciale disponible est complexe, parce que celui-ci
dépend de la topologie et de l'utilisation du réseau, tant au sein de la zone de réglage Elia
qu'en dehors de celle-ci. Ainsi, par exemple, certaines lignes aériennes seront saturées plus
rapidement que d’autres ; la capacité commerciale totale de l'interconnexion sera, de ce fait,
inférieure à la somme de la capacité physique des lignes.
156. Par simplification, une seule capacité d'interconnexion disponible est calculée pour
chaque direction pour le marché, reprenant ainsi, sous une donnée unique, la capacité
commerciale totale. Outre ces considérations, il faut également tenir compte, non seulement,
du critère N-1 pour l'exploitation sécurisée du réseau mais également d'autres conditions
techniques annexes qui sont susceptibles d'influencer la capacité commerciale de
l’interconnexion.
V.2.2 Capacité commerciale
157. Le Tableau 22 reprend la moyenne annuelle de la capacité commerciale dans les
quatre directions d'interconnexion pour la période allant du 1er janvier 2007 au 20 mai 2015,
ainsi que les capacités d’importation et d’exportation. La dernière ligne du tableau reprend la
moyenne pour cette période, toutes les valeurs étant exprimées en MW.
158. Depuis le 21 mai 2015, un couplage pour le marché day ahead a été réalisé sur la
base du calcul de capacité flow based dans les pays de la région CWE73. Ce mécanisme
73 À savoir : la Belgique, les Pays-Bas, la France, l’Allemagne et le Luxembourg.
Non confidentiel 103/171
remplace la méthode Available Transmission Capacity (ATC) préalablement utilisée et a pour
principale caractéristique que les capacités commerciales maximales d’échange sont basées
sur l’influence qu’un changement dans la position nette d’une zone de dépôt des offres peut
avoir sur la critical branch du système d’électricité interconnecté au sein de la région CWE.
159. En raison du passage d’un calcul de capacité basé sur l’ATC au calcul flow based,
aucune capacité d’importation ou d’exportation bilatérale ne peut être calculée aux frontières
nord et sud depuis le 21 mai. La position nette maximale de chaque pays dans le calcul flow
based correspond à la capacité d’importation et d’exportation totale (ATC) sur les deux
frontières du pays. De ce fait, pour l’année 2015, seule la capacité d’importation commerciale
moyenne disponible pour la période entre le 1er janvier et le 20 mai figure, par frontière, dans
le tableau ci-dessous. Par ailleurs, l’année complète est prise en compte dans les deux
dernières colonnes.
Tableau 22: Capacité commerciale moyenne horaire disponible (MW) d’interconnexion Sources: CREG et Elia * Les données des quatre premières colonnes de 2015 concernent la période jusqu’au 20 mai inclus, les deux dernières colonnes concernent les données de toute l’année 2015
160. Le Tableau 22 met en évidence un certain nombre d'éléments importants:
- depuis l’introduction du mécanisme de couplage du marché flow based, la capacité
commerciale totale a diminué d’environ 70 MW par rapport à 2014, pour atteindre
en moyenne 3.492 MW, pour la direction d’importation (agrégée sur les deux
frontières; avant-dernière colonne);
- la capacité commerciale d’exportation totale a, par contre, fortement augmenté en
2015, atteignant 3.213 MW contre 2.697 MW l’année précédente ;
- la capacité commerciale d’importation depuis la France (première colonne) atteint
en 2014 sa valeur la plus basse pour la période étudiée. Depuis 2012, la capacité
d’importation à la frontière sud a diminué de pas moins de 20 %. Au cours des
cinq premiers mois de 2015, la capacité d’importation depuis le sud était d’environ
(MW) FR=>BE BE=>FR NL=>BE BE=>NL Importation Exportation
2007 -2.576 1.000 -1.333 1.316 -3.908 2.317
2008 -2.532 898 -1.350 1.344 -3.882 2.242
2009 -2.501 1.088 -1.376 1.373 -3.877 2.460
2010 -2.700 1.188 -1.323 1.371 -4.023 2.558
2011 -2.880 1.420 -1.370 1.370 -4.250 2.791
2012 -2.905 1.643 -1.340 1.328 -4.245 2.971
2013 -2.589 1.459 -1.344 1.362 -3.933 2.821
2014 -2.321 1.361 -1.240 1.336 -3.562 2.697
2015* -2.288 1.475 -1.262 1.269 -3.492 3.213
2007-2015 -2.627 1.267 -1.331 1.346 -3.908 2.674
Non confidentiel 104/171
2.300 MW. La capacité d’exportation vers la France était globalement un peu
supérieure à l’année 2014, à l’exception de la forte baisse en avril 2015. A ce
moment-là, la capacité d’exportation vers la France n’était que de 1.057 MW, la
valeur la plus basse en près de quatre ans ;
- à la frontière nord, les fluctuations de la capacité commerciale sont moins élevées
qu'à la frontière sud. Pour la première fois, un écart significatif est observé en 2014
entre la capacité d’importation et d'exportation depuis et vers les Pays-Bas. Cette
situation résulte de la diminution de la capacité d’importation commerciale annuelle
moyenne depuis le nord. À partir de 2015, les capacités d’importation et
d’exportation commerciales à la frontière nord sont à nouveau plus ou moins au
même niveau ;
- en moyenne, la capacité commerciale d’importation (3.908 MW) est une fois et
demi supérieure à la capacité d'exportation (2.674 MW) sur l'ensemble de la
période étudiée. Cette différence se concentre principalement sur la frontière sud;
comme indiqué précédemment, la différence entre la capacité d'importation et
d'exportation est minime sur la frontière nord.
161. La Figure 65 représente l’évolution de la capacité d’interconnexion commerciale
moyenne mensuelle octroyée au marché pour la période du 1er janvier 2007 au 20 mai 2015.
Il découle de cette figure que la capacité de la France vers la Belgique (ligne bleue) est
fortement liée aux saisons de 2007 jusqu’au 3ème trimestre de l’année 2011 : en été, il y a
moins de capacité disponible qu’en hiver. La diminution de la capacité de la France vers la
Belgique, de fin 2012 jusqu’au 4ème trimestre 2014, est étonnante. D’une part, la variation
saisonnière observée les années antérieures n’est plus observée aussi nettement ces deux
dernières années mais d’autre part, en raison de l’indisponibilité de centrales nucléaires, la
zone de réglage d’Elia dépend structurellement des importations.
162. En sens inverse, la capacité en 2013 et 2014 vers la frontière française fluctue entre
1.091 MW (août 2014) et 1.861 MW (mars 2013). Aucune tendance claire à la hausse ou à la
baisse n’est observée, les capacités disponibles mensuelles moyennes oscillent autour de
1.400 MW.
163. La capacité commerciale avec les Pays-Bas atteint 1.470 MW, son maximum en
février 2013, et n’a pas été dépassée en 2014. Les moyennes étaient inférieures de 100 MW
à 200 MW en 2013. Cela s'applique également à la capacité d’exportation, à l'exception de la
période entre février 2014 et août 2014, lorsque la capacité d'exportation était supérieure
d'environ 200 MW en moyenne à la capacité d’importation. Entre août et octobre 2014, une
Non confidentiel 105/171
diminution de la capacité d’importation commerciale disponible est observée depuis les Pays-
Bas et la France. Cette baisse fut très provisoire, étant donné que les capacités atteignent à
nouveau les niveaux moyens des mois précédents à partir de novembre. L’année 2015
commence avec des capacités relativement normales (en comparaison avec les années
précédentes) dans toutes les directions. En avril et en mai, les capacités d’interconnexion
commerciales ont cependant fortement diminué pour 3 des 4 directions (l’exception est
l’exportation d’électricité vers la France).
Figure 65: Moyenne mensuelle de la capacité d'interconnexion commerciale totale disponible aux frontières de la Belgique avec les Pays-Bas et la France (MW).
Sources: CREG et Elia
V.3 Enchères de capacité à long terme
164. Les acteurs du marché peuvent acheter de la capacité d'interconnexion à l'avance
par le biais des enchères explicites. Deux produits sont proposés : la capacité annuelle et la
capacité mensuelle. Si un acteur du marché achète, pour une interconnexion et dans un
certain sens, 10 MW de capacité annuelle par exemple pour l'année A, via l'enchère annuelle
pendant l'année A-1, cela lui (titulaire de capacité) donne le droit de nominer 10 MW ou moins
pour l'ensemble des heures de l'année A. Cette nomination se fait, à chaque fois, le jour
précédant (J-1) le jour J. Si le titulaire de capacité ne nomine pas la capacité ou la nomine
seulement partiellement, la partie restante de cette capacité est utilisée pour le couplage du
-3.530
-1.897
-2.400
703
1.583
-1.470
-1.002-1.024
1.470
976 1.057
-4.000
-3.000
-2.000
-1.000
0
1.000
2.000
FR=>BE BE=>FR NL=>BE BE=>NL
MW
2.060
Non confidentiel 106/171
marché Belpex DAM avec les bourses des régions France et Pays-Bas74. Le titulaire de
capacité reçoit alors l'éventuelle différence positive de prix entre les deux bourses adjacentes
(voir également infra).
165. Les acteurs du marché qui achètent de la capacité d'interconnexion à l'avance,
montrent par le prix payé, à combien ils estiment le différentiel de prix - et la volatilité - entre
les deux bourses concernées. Cette estimation de prix ex ante peut, ensuite, être comparée
avec la différence de prix final constatée ex post.
V.3.1 Enchères de capacité annuelle
166. Le Tableau 23 reprend, pour la période allant de 2007 à 2015, correspondant aux
années d’exercice des droits de capacité acquis:
o la capacité annuelle mise aux enchères (‘cap – en MW) ;
o le prix payé par les acteurs du marché (‘prix’ – en €/MWh) ;
o le revenu total des enchères (‘M€’), réparti entre les gestionnaires des réseaux
concernés.
167. Le Tableau 23 illustre la volatilité accrue du prix moyen des capacités
d’interconnexion tant à l’importation qu’à l’exportation avec la France et les Pays-Bas. Les prix
de la capacité d’importation sur base annuelle ont atteint des valeurs inégalées durant la
période étudiée, tant pour l'importation depuis les Pays-Bas (5,44 €/MWh) que pour celle
depuis la France (2,86 €/MWh). Pour l'exportation, les prix sont en revanche bien inférieurs à
ceux des années précédentes : 1,25 €/MWh pour l'exportation vers les Pays-Bas et 0,39
€/MWh pour l'exportation vers la France.
168. Les résultats des enchères de capacité annuelle ("cap") restent stables, dans les deux
sens, pour les Pays-Bas en 2015. En ce qui concerne les enchères sur la frontière française,
la hausse temporaire du prix moyen unitaire dans le sens des exportations, observée en 2014,
s’est interrompue en 2015.
Il résulte de la hausse exceptionnellement forte des prix de la capacité d’importation annuelle
que les recettes totales des enchères de capacité d’interconnexion atteignent un niveau record
de €65,1 millions sur les deux frontières et dans les deux sens.
74 Le principe de transférer la capacité non-utilisée dans le marché journalier s’appelle le Use-It-Or-Sell-It (UIOSI).
Non confidentiel 107/171
Tableau 23: Capacité annuelle mise aux enchères (‘cap’ en MW), le prix moyen unitaire (€/MWh) et le revenu des enchères (€million)75
Sources : CREG et Elia
V.3.2 Enchères de capacité mensuelle
169. La légende suivante s'applique aux quatre figures reprenant les résultats d'enchères
dans la présente section :
- ‘capVol’ (barres grises ou oranges76): la capacité d'interconnexion mise aux
enchères pendant l'enchère mensuelle, est reprise sur l’ordonnée de gauche en
MW;
- ‘capPrice’ (ligne bleue) : le prix payé pour la capacité d'interconnexion mise aux
enchères, est indiqué sur l’ordonnée de droite en €/MWh;
- ‘pX-pY’ (ligne verte) : la différence de prix, entre les deux bourses DAM des pays
X et Y étudiés, qui est pertinente pour la direction d'interconnexion concernée,
est reprise sur l’ordonnée de droite en €/MWh ;
- ‘HHI’ (ligne noire avec tiret) : le Herfindahl-Hirschman Index des volumes achetés
par acteur du marché est un indice de concentration pour le marché de capacité
mensuelle. Il est indiqué sur l’ordonnée de droite, divisé par 1.000. Le HHI varie
de 0 à 10.000; plus il est élevé, plus la concentration des acteurs est importante.
Un faible HHI peut être vu comme une situation dans laquelle un grand nombre
d’acteurs fixent le prix du marché, alors qu'un HHI élevé est atteint lorsque, seul,
un ou deux acteurs sont actifs dans le marché ;
75 Pour la frontière BE-NL, 2 enchères sont conclues à des moments différents de l’année et le prix affiché dans le tableau correspond au prix moyen pondéré de ces 2 enchères. 76 La couleur passe du gris au rouge orangé pour indiquer la période à laquelle les centrales nucléaires de Doel 3, Tihange 2 et Doel 4 ont été indisponibles. Le ton orange varie en fonction de la durée de l’arrêt des centrales : l’orange foncé indique que seuls 20 à 40 % de la capacité nucléaire est disponible, l’orange plus clair 40 à 60 % et l’orange le plus clair 60 à 80 %. Pendant les mois indiqués en gris, au moins 80 % de la capacité nucléaire était disponible.
Totaal
CAP
(MW)
Prix moyen
(€/MWh)M€
CAP
(MW)
Prix moyen
(€/MWh)M€
CAP
(MW)
Prix moyen
(€/MWh)M€
CAP
(MW)
Prix moyen
(€/MWh)M€ M€
2007 1.299 2,06 23,4 400 0,25 0,9 467 0,11 0,5 467 3,45 14,1 38,9
2008 1.300 0,90 10,3 400 0,56 2,0 468 1,57 6,5 468 2,04 8,4 27,1
2009 1.300 0,88 10,0 400 0,81 2,8 468 3,07 12,6 468 1,34 5,5 30,9
2010 1.297 0,16 1,8 400 3,46 12,1 467 2,02 8,2 467 0,80 3,3 25,5
2011 1.449 0,06 0,8 400 0,69 2,4 467 1,10 4,5 465 0,59 2,4 10,1
2012 1.447 0,10 1,3 400 0,52 1,8 467 0,85 3,5 466 2,20 9,0 15,6
2013 1.449 1,07 13,6 400 0,72 2,5 468 1,95 8,0 471 3,04 12,6 36,7
2014 1.450 1,21 15,4 400 1,16 4,1 468 1,24 5,1 468 4,41 18,1 42,6
2015 1.450 2,86 36,3 399 0,39 1,4 467 5,44 22,3 468 1,25 5,1 65,1
BE => NLFR => BE BE => FR NL => BE
Non confidentiel 108/171
- les échelles des ordonnées de gauche et de droite sont différentes, celle de
gauche est libellée en MW tandis que celle de droite l’est soit en €/MWh pour les
prix (capPrice ou pX-pY), soit en 1/1.000 pour le HHI.
a) Frontière française – importation (FR=>BE)
170. La Figure 66 donne les résultats des enchères mensuelles de capacité
d'interconnexion dans la direction de la France vers la Belgique. La première particularité est
le prix (‘capPrice’) très faible payé pour la capacité mensuelle depuis 2009 jusqu’en août 2012.
A compter de septembre 2012, le prix de la capacité a commencé à fortement fluctuer suite
aux différences de prix entre la Belgique et la France. La différence entre le prix belge et le
prix français (ligne verte, "pBE-pFR") est restée positive et a varié entre 0,1 €/MWh et 18,8
€/MWh entre août 2012 et décembre 2015, hormis en décembre 2013. Du second semestre
2012 jusqu'à la fin de l'année 2015, les prix de la capacité correspondaient fortement aux
différences de prix sur les deux marchés. En 2015 des prix de la capacité d’importation
mensuelle très élevés sont observés durant les mois de mai et septembre (respectivement
16,5 et 14,5 €/MWh). Globalement, les prix mensuels moyens sont supérieurs à ceux des
années précédentes.
171. A partir d’octobre 2012 (2,3 €/MWh), la différence entre les prix de la bourse belge et
française a sensiblement augmenté pour atteindre, brièvement, en mai 2013 (18,8 €/MWh) un
sommet pour la période sous revue. A partir du mois d’octobre 2013, le prix en bourse belge
est revenu à un niveau quasi égal, voire inférieur, à celui de la bourse française. La période
de l’année (hiver – été) combinée aux arrêts de centrales nucléaires et l’entretien de plusieurs
autres centrales nucléaires sont, notamment, des causes de ces variations brutales.
172. En août 2014 le prix (14,6 €/MWh) a connu un nouveau pic, probablement en raison
du sabotage de Doel 4, en plus des deux centrales nucléaires déjà mises à l'arrêt. Il s'en est
suivi en septembre et octobre une hausse du prix de la capacité d’importation mensuelle (11,2
€/MWh). Les plus grandes différences de prix entre les deux pays ont été enregistrées durant
les mois de mai (11,2 €/MWh) et septembre 2015 (15,1 €/MWh).
173. Les prix du marché pour la capacité mensuelle ont été fixés en 2015 par un nombre
variable d'acteurs, entre 2 (mai et août) et 11 (novembre). Les mois d’avril-mai et août-
septembre sont, dès lors, caractérisés par les HHI les plus élevés : 5.860 en mai et 6.610 en
août. Cette constatation correspond à celle des prix élevés de la capacité du paragraphe
précédent.
Non confidentiel 109/171
Figure 66: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis la France vers la Belgique entre 2007 et 2015
Sources : CREG et Elia
b) Frontière française – exportation (BE=>FR)
174. La Figure 67 résume les résultats des enchères de la capacité d'interconnexion dans
la direction de la Belgique vers la France. Le prix à payer pour la capacité mensuelle pour la
période sous revue est toujours resté sous la valeur de 1 €/MWh à l'exception des mois de
janvier et février 2014 et de la période entre septembre 2009 et avril 2010. Le prix élevé pour
la capacité mensuelle pour cette période s'explique (en partie) par le déficit de production en
France à la fin de 2009. Le marché semble avoir pu prévoir, relativement bien, la différence
de prix entre la Belgique et la France excepté durant ces 16 mois.
175. Cette observation doit, toutefois, être fortement pondérée d’une part, pour le mois de
février 2012 et d’autre part, pour la période d’octobre 2012 à juin 2013.
Pour février 2012, la différence de prix moyenne entre les deux pays était de 17,4 €/MWh plus
élevée en France, hausse consécutive à une vague de froid alors que le prix de la capacité
mensuelle pour février 2012 n’était que de 0,15 €/MWh. Ce prix fut pourtant fixé par un nombre
d’acteurs relativement important, avec un HHI tout juste inférieur à 2.000 puisque huit des
douze offrants de cette capacité avaient acquis de la capacité.
Pour la période allant d’octobre 2012 à juin 2013, la différence de prix moyenne s’est inversée
puisque les prix en Belgique étaient plus élevés de 1,1 à 18,8 €/MWh alors que le prix de la
567
613
16,91
11,7611,12
16,4614,5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
100
200
300
400
500
600
700
800
capVol pBE-pFR capPrice HHI/1000
FR => BEMW €/MWh
HHDI/10
Non confidentiel 110/171
capacité mensuelle a varié pour la même période entre 0,09 et 0,55 €/MWh. Ces prix ont été
fixés par le marché, avec un HHI compris entre 1.500 et 3.100, 6 à 9 offrants de cette capacité
ayant acquis de la capacité. Il est utile de rappeler que cette période fut entachée d’une grande
incertitude quant au redémarrage des deux centrales nucléaires de Doel 3 et Tihange 2.
Au cours du dernier semestre de l’année 2013, après le redémarrage des centrales nucléaires,
le marché semble avoir, à nouveau, pu prévoir relativement bien la différence de prix entre la
Belgique et la France.
En 2015, de 2 à 12 acteurs ont acquis de la capacité mensuelle pour exporter vers la France.
Il en résulte des valeurs relativement faibles pour le HHI, d'environ 2.000 en moyenne, avec
pour exception une valeur de 5.200 en novembre 2015, lorsque seuls 5 MW ont été mis aux
enchères à 0,2 €/MWh. Ce n'est pas un hasard si c'est également au cours de ce mois que
seuls 2 acteurs ont acheté de la capacité mensuelle. Cela n’a toutefois pas eu d’effet majeur
sur les prix de la capacité mensuelle, étant donné que cela ne concernait qu’un seul mois. Les
mois précédant et suivant novembre 2015 ont été caractérisés par une activité normale sur le
marché pour la capacité d’interconnexion mensuelle.
En janvier 2015, pas moins de 799 MW de capacité d’exportation ont été mis aux enchères
entre 9 acteurs du marché à un prix de 0,03 €/MWh. Il s’agit du volume le plus élevé de
capacité négociée durant la période étudiée.
Figure 67: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis la Belgique vers la France
entre 2007 et 2015 Sources : CREG et Elia
799
17,03
23,6
17,4
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
100
200
300
400
500
600
700
800
capVol capPrice pFR-pBE HHI/1000
BE => FRMW €/MWh
HHDI/10
Non confidentiel 111/171
c) Frontière néerlandaise - importation (NL=>BE)
176. La Figure 68 donne les résultats des enchères de la capacité d'interconnexion dans
la direction des Pays-Bas vers la Belgique. Tant la différence de prix entre les bourses (ligne
verte) que le prix pour la capacité mensuelle (ligne bleue) connaissent d’importantes
fluctuations entre 2007 et 2015. La volatilité du prix de la capacité mensuelle a bondi en 2014
et 2015 surtout, en comparaison avec les années précédentes. Depuis août 2014, les
différences de prix entre les deux bourses ont augmenté, avec différentes hausses et baisses
successives d’un mois à l’autre, atteignant 14,0 €/MWh en octobre 2015, soit la valeur la plus
élevée depuis novembre 2007.
177. Les pics les plus extrêmes pour la différence de prix moyenne entre la bourse
néerlandaise et son pendant belge sont observés, pour la période sous revue, en novembre
2007 (+16,4 €/MWh) et en juin 2013 (-15,5 €/MWh). Depuis avril 2011, le marché (ligne verte)
a presque (sauf en février 2012 et février/mars 2013) systématiquement payé moins, voire
beaucoup moins cher que les prix pour la capacité (capPrice). Durant les périodes février-avril
et août-octobre 2015, on a observé pour la première fois depuis longtemps des mois
successifs durant lesquels le marché paie plus que les prix de capacité.
Par rapport au deuxième semestre 2012 (3 à 8 offrants), le nombre d’acteurs présents sur le
marché concernant les prix a sensiblement augmenté en 2013. Pour cette dernière, les prix
ont été fixés par 4 à 11 offrants selon les mois de l’année (HHI compris entre 1.200 et 3.800).
Dans un contexte de grande incertitude quant au redémarrage des deux centrales nucléaires
de Doel 3 et Tihange 2, les capacités négociées ont augmenté en moyenne par rapport à
l’année 2012, dans un contexte tarifaire de stabilité des prix sur la bourse belge ; la bourse
néerlandaise a connu, par contre, une hausse des prix dès la fin du premier semestre de
l’année 2013. L'indice de concentration HHI a considérablement augmenté durant les derniers
mois de 2014. Le nombre d'acteurs ayant acquis de la capacité mensuelle a oscillé entre 4 et
11. En janvier et avril 2015, des pics de l’indice de concentration (respectivement de 8.480 et
8.600) ont été observés. Au cours de ces deux mois, seuls 4 acteurs du marché ont
systématiquement acquis de la capacité à des prix relativement élevés (respectivement 5,1
€/MWh et 5,3 €/MWh). Plus tard dans l’année, et surtout en septembre (11,2 €/MWh) et
novembre (10,4 €/MWh), les prix de la capacité mensuelle ont toutefois augmenté davantage.
A première vue, cela ne résulte pas d’un faible nombre d’acquéreurs, mais plutôt de
différences de prix plus élevées entre les deux bourses.
Non confidentiel 112/171
Figure 68: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis les Pays-Bas vers la Belgique entre 2007 et 2015
Sources : CREG et Elia
d) Frontière néerlandaise - exportation (BE=>NL)
178. La Figure 69 donne les résultats des enchères de la capacité d'interconnexion dans
la direction de la Belgique vers les Pays-Bas.
179. Contrairement à la période de 2011 à 2013, le prix de la capacité n'a plus augmenté
durant les mois d'été 2014 et 2015. Les différences de prix (15,5 €/MWh) et les prix de capacité
(13,5 €/MWh) qui étaient exceptionnellement élevés pendant cette période se sont contractés,
en 2014. A compter du second semestre 2014, la différence de prix est même devenue
négative du fait de l'augmentation des prix sur le marché belge. Par conséquent, le prix de la
capacité mensuelle a diminué à moins de 0,1 €/MWh à la fin 2014. Ces faibles prix ont continué
de se manifester en 2015 : la capacité d’exportation mensuelle n’était supérieure à 1 €/MWh
que durant les mois d’été (juin à août inclus).
180. Tout comme en 2012, les prix en 2013 ont été formés par un nombre relativement
important d’offrants (entre 2 et 12), sauf en juin 2013, lorsque le HHI a atteint 7.197. Ce mois-
là, date de remise en route des deux centrales nucléaires, seules deux offres furent faites,
dont une correspond à 96,05% de la capacité. Le mois de juin 2013 a aussi connu le différentiel
des prix de marché (pNL – pBE) le plus élevé de toute la période sous revue. Les prix n’ont
349
1,87
10,16
3,9
7,7
13,98
0
5
10
15
20
0
50
100
150
200
250
300
350
400
capVol capPrice pBE-pNL HHI/1000
NL => BEMW
€/MWhHHDI/1000
Non confidentiel 113/171
pas, à l’instar des années antérieures, atteint un équilibre entre les prix du marché et ceux des
enchères de capacité, montrant ainsi une moindre prédictibilité des prix réels par ces derniers.
181. Les prix des enchères mensuelles étaient constitués d'un nombre relativement élevé
d'acteurs en 2015 également : entre 5 et 12. De ce fait, le HHI reste relativement faible, surtout
en comparaison avec la pointe élevée observée en juin 2013. La valeur du HHI la plus élevée
en 2015 est enregistrée en octobre (2.750). Pour les autres mois, elle varie entre 1.000 et
2.500. Le marché peut être considéré comme étant moyennement concentré.
Figure 69: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis la Belgique vers les Pays-Bas entre 2007 et 2015
Sources : CREG et Elia
V.4 Utilisation de la capacité d’interconnexion
V.4.1 Utilisation physique
182. La Figure 70 montre l'évolution des flux physiques mensuels moyens nets77 sur
l'interconnexion française pour la période 2007-2015, ainsi que les flux maxima tant pour
l’exportation que l’importation (respectivement les lignes violette pointillée, rouge et bleue). La
77 Exportations bruts (+) – Importations bruts (–).
13,53
15,5
0
5
10
15
20
0
50
100
150
200
250
300
350
400
capVol capPrice pNL-pBE HHI/1000
BE => NLMW €/MWh
HHDI/10
Non confidentiel 114/171
Figure 71 donne les mêmes informations, mais pour l'interconnexion avec les Pays-Bas
(respectivement les lignes brune pointillée, rouge et orange). L’exportation est positive par
convention, l’importation négative.
Il ressort de la Figure 70 (frontière française) que les flux d'importation physiques mensuels
(ligne bleue) fluctuent entre -656 et -3.793 MWh/h ; ce dernier chiffre correspond aux
importations maximales via l’interconnexion belgo-française connues par la Belgique pendant
la période étudiée. Depuis 2013, les flux d'importations physiques moyens sont en outre
supérieurs (en valeur absolue) à -2.000 MWh/h pour chaque mois de l'année, avec pour
unique exception février 2015, mois durant lequel « seuls » 1.910 MWh/h ont été importés en
moyenne. La ligne rouge (exportations de la Belgique vers la France) oscille entre 3.030
MWh/h et -454 MWh/h. L'année 2014 a connu une période de deux mois (août-septembre)
sans la moindre exportation physique : le flux maximal dans la direction Belgique-France était
négatif. Cette situation s’est à nouveau produite en mai et juin 2015. Les flux physiques
moyens étaient pour l'essentiel négatifs au cours des trois dernières années, hormis de petites
exceptions durant les mois d'hiver.
Figure 70: Flux physiques nets à la frontière Belgique-France (MWh/h) Sources : CREG et Elia
Il ressort de la Figure 71 (frontière néerlandaise) que les flux d'importation physiques mensuels
nets (ligne orange) fluctuent entre -242 (juillet 2011) et -4.005 MWh/h (octobre 2015) ; ce
dernier chiffre correspond aux flux maxima dans le sens des importations connus par la
Belgique pour la période sous revue. Les flux d'importations moyens depuis les Pays-Bas
s'élevaient à -3.146 MWh/h en 2015. Durant la période considérée, la moyenne annuelle n'a
1.202
-2.065
623
-2.294
-124
3.030
2.397
-454
2.963
-263
1.325
2.199
-2.005
-3.597
-656
-2.154
-3.643
-2.030
-3.461
-2.947
-1.910
-3.793-4.000
-3.500
-3.000
-2.500
-2.000
-1.500
-1.000
-500
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Moyenne Flux physique entre BE et FR Max Flux physique BE => FR Max Flux physique FR => BE
MWh/h
Non confidentiel 115/171
jamais été supérieure (en valeur absolue). Dans la direction opposée (ligne rouge), un net
recul des flux d'exportations vers les Pays-Bas à compter du second semestre de 2014 est
observé. Toutefois, ces flux d’exportation maxima se sont quelque peu rétablis à compter du
deuxième trimestre 2015, même s’il s’agit probablement de pointes mensuelles. Il ressort en
effet du résultat net des deux courbes que les flux électriques mensuels moyens en 2015
allaient uniquement dans le sens des Pays-Bas vers la Belgique. Entre 2007 et 2013, la
Belgique exportait encore principalement durant les mois d'été et importait durant les mois
d'hiver.
Figure 71: Flux physiques nets à la frontière belgo-néerlandaise (MWh/h) Sources : CREG et Elia
183. La Figure 72 représente les exportations et les importations physiques nettes
maximales et moyennes par mois pour la zone de réglage Elia. Il en découle que la zone de
réglage d'Elia a importé de l'électricité en moyenne chaque mois au cours des années 2014
et 2015. En juin 2015, une quantité record d'électricité a été importée : 4.562 MWh/h. En 2015,
les exportations maximales étaient négatives durant 8 des 12 mois de l’année. Durant les mois
d’exportation nette d’électricité, ces flux n’ont néanmoins jamais excédé 322 MWh/h. La
Belgique était donc, en 2014 et 2015, davantage encore que les années précédentes,
structurellement dépendante des importations depuis les pays voisins.
1.447
-2.072-1.578
1.074
-474
438
-2.470
2.825
2.146 2.235
526
1.662
1.898
-2.289
-3.477
-242
-3.050
-826
-2.205
-3.312
-1.693
-3.489
-4.005-4.500
-4.000
-3.500
-3.000
-2.500
-2.000
-1.500
-1.000
-500
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
Moyenne Flux physique entre BE et NL Max Flux physique BE => NL Max Flux physique NL => BE
MWh/h
Non confidentiel 116/171
Figure 72: Flux d’exportation et d’importation physiques nets pour la Belgique (MWh/h) Sources : CREG et Elia
184. A la Figure 73 , les flux physiques depuis la France vers la Belgique et depuis les
Pays-Bas vers la Belgique sont illustrés pour chaque heure de 2014 (pointillés bleus). Les
pointillés bleus montrent les heures jusqu’au 20 mai 2015 inclus (calcul ATC) et les pointillés
jaunes les heures à compter du 21 mai 2015 (calcul flow based). En 2015, sur les deux
frontières nationales, plus de 3.500 MWh/h ont été importés (zone en haut à droite de la ligne
rouge) pendant 379 heures. Plus de 4.000 MWh/h ont même été importés pendant 45 heures.
En 2015, la Belgique a été exportatrice nette d’électricité pendant 16 heures seulement. En
outre, il n’est pas arrivé une seule fois que la Belgique exporte en même temps vers les deux
pays voisins.
185. L’emplacement différent des points bleus et jaunes indique que les flux d’importation
physiques se déplacent de plus en plus vers les frontières de la capacité d’interconnexion
disponible. Alors qu’une position d’importation nette de plus de 4.000 MWh/h n’avait jamais
été atteinte avant 2015, ce fut le cas pour la première fois en 2015, pendant 45 heures. Cela
indique que la capacité d’interconnexion disponible sous le couplage de marché flow-based
peut être utilisée plus efficacement que sous le couplage de marché ATC.
1.397
-2.483
149
-1.696
2.534
1.969
-1.372
1.7292.117
-1.755-1.314
322
-3.777
133
-4.028
-1.371
-4.034
-4.562
-3.127
-5.000
-4.500
-4.000
-3.500
-3.000
-2.500
-2.000
-1.500
-1.000
-500
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
Moyenne Exportations (+) / Importations (-) Max Exportations Max Importations
MWh/h
Non confidentiel 117/171
Figure 73: Flux physiques d'importation (MW) pour les interconnexions avec la France (axe vertical) et les Pays-Bas (axe horizontal) en 2015
Source : CREG
V.4.2 Utilisation commerciale (nominations)
186. La succession chronologique pour l'utilisation des interconnexions est la suivante 78:
- deux jours avant le temps réel (J-2), la capacité commerciale est calculée par les
gestionnaires de réseaux, appelée NTC79 (‘Net Transfer Capacity’). A ce
moment, une estimation ex-ante des loop flows 80 attendus doit donc déjà être
faite;
- un jour avant le temps réel (J-1), (une partie de) la capacité commerciale
mensuelle et annuelle utilisée par les acteurs du marché est nominée à 8 heures.
Ceci permet le calcul de la capacité journalière restante appelée ATC (‘Available
Transfer Capacity’) qui est offerte au mécanisme de couplage des marchés pour
le jour suivant ;
78 Une description détaillée figure sur le site Internet d'Elia, à la rubrique « Produits & Services>Mécanismes transfrontaliers>Capacité de transport aux frontières>Méthodes de calcul ". Au bas de cette page, un lien vers le document "Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale et de la marge de fiabilité de transport" peut également être trouvé. 79 NTC = TTC (Total Transfer Capacity) – TRM (Transmission Reliability Margin). 80 Différence entre les flux physiques mesurés aux interconnexions et les flux attendus sur base des nominations totales pour ces interconnexions.
-4.000
-3.000
-2.000
-1.000
0
1.000
2.000
-4.000-3.000-2.000-1.00001.0002.000
BE:
FR
BE:NL
ATC flow-based
BE EXPORTATEUR NET
BE IMPORTATEUR NET
MWh/h
MWh/h
-3.500 MWh/h
-4.000 MWh/h
Non confidentiel 118/171
- à partir de 12:3081 (J-1), la bourse alloue les capacités journalières 82 et détermine
les prix;
- le soir (J-1) même, mais avant le temps réel, le solde de la capacité commerciale
est mis à disposition du marché intra-day83 (ATC intra-day 84);
- en temps réel (R), les flux physiques effectifs sont mesurés. C'est à ce moment
seulement que les loop flows réels (ex-post) peuvent être calculés.
187. Les deux figures suivantes illustrent l'utilisation commerciale de la capacité
d'interconnexion à la frontière entre d’une part, la Belgique et la France et d’autre part, la
Belgique et les Pays-Bas et ce, dans les deux directions. La légende des deux figures est la
suivante (par mois) :
- “nomD” : nomination moyenne de la capacité journalière (en J-1) ;
- “nomM” : nomination moyenne de la capacité mensuelle (en J-1) ;
- “nomY” : nomination moyenne de la capacité annuelle (en J-1) ;
- “nomID” : nomination moyenne de la capacité intra-day (en J) ;
- “Cap” : capacité moyenne totale proposée (déterminée en J-1).
Toutes les valeurs sont normalisées sur une base horaire et sont exprimées en MWh/h. Pour
rappel, l'exportation est positive par convention et l'importation négative.
Frontière avec la France
188. La Figure 74 illustre l'utilisation commerciale de l'interconnexion avec la France
(« frontière sud »).
En 2007-2008, l’interconnexion depuis la France vers la Belgique (importation, ‘FR=>BE’) a
été utilisée intensivement, mais cela n'a plus été le cas à partir de la fin 2008 jusqu’au début
de l’année 2012. Entre le second semestre de 2009 et mai 2010, cette direction est encore à
peine utilisée en faveur de l'autre direction (exportation, ‘BE=>FR’). De 2012 à 2015, à
l'exception de février 2012 (période de vague de froid en Belgique et en France), très peu de
nominations commerciales de la Belgique vers la France sont observées, par contre dans la
81 L’heure à laquelle l’allocation a lieu est en général comprise entre 12:30 et 13:00 mais peut être plus tardive en cas de difficultés opérationnelles. 82 Depuis le 9 novembre 2010, le couplage de marché a été étendu à l'Allemagne. Depuis cette date, le clearing est effectué à 12h au lieu de 11h. Le 4 février 2015, la Région Nord-Ouest (NWE), qui s’étend de la France à la Finlande est couplée en opérant un calcul commun de prix de l’électricité day-ahead. 83 Seulement en cas d’allocation explicite. 84 NTC – nominations long terme nettes = ATC journalier ; ATC journalier – nominations journalières = ATC intra-day.
Non confidentiel 119/171
direction de la France vers la Belgique elles sont plus nombreuses. La majeure partie de ces
nominations sont en day-ahead (bleu clair), suivies de nominations annuelles (vert), de
nominations mensuelles (bleu foncé) et de nominations intra-day (violet). A compter d'avril
2015, la sommation de toutes les nominations suit relativement fidèlement la capacité mise à
disposition pour la première fois au cours de la période étudiée. Cela montre qu'il ne reste plus
beaucoup de capacité excédentaire dans le sens des importations de la France vers la
Belgique. À partir de mai 2015, il est à noter que des nominations historiquement élevées ont
été enregistrées pour l’importation d’électricité depuis la France. Ceci est clairement
observable pour les nominations en day-ahead pendant les mois d’été, où en moyenne près
de 2.000 MW sont nominés. Vers la fin de l’année, ces nominations diminuent à nouveau, en
termes de volume.
189. La capacité moyenne disponible à la frontière sud dans la direction vers la France
(exportation) est bien moindre en général comparativement avec celle vers la Belgique
(importation). Depuis avril 2015, la différence entre les deux s'est amenuisée, bien que ce soit
uniquement la conséquence de la forte baisse de la capacité disponible dans le sens des
exportations. En avril 2015, cette capacité a même atteint, avec -1.897 MW, la valeur (absolue)
la plus basse de la période étudiée. Après l’introduction du couplage du marché flow-based fin
mai 2015, plus aucune capacité individuelle par frontière n’est reproduite.
Figure 74: Utilisation de la capacité d'interconnexion à la frontière belgo-française, dans les deux sens (MWh/heure) Sources: CREG et Elia
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
Moyenne de NomD BE=>FR Moyenne de NomID BE=>FR Moyenne de NomM BE=>FR Moyenne de NomY BE=>FR
Moyenne de NomD FR=>BE Moyenne de NomID FR=>BE Moyenne de NomM FR=>BE Moyenne de NomY FR=>BE
Moyenne de Cap BE=>FR Moyenne de Cap FR=>BE
BE => FR
FR => BE
MWh/h
Non confidentiel 120/171
190. Le Tableau 24 résume l’évolution de la capacité commerciale annuelle moyenne ainsi
que les nominations85 à la frontière française. La capacité moyenne à l’importation a
représenté plus du double de la capacité moyenne à l’exportation de 2007 à 2011 ; depuis
2012 ce rapport s’est réduit à 1,8. Les nominations à l’importation sont en moyenne bien plus
importantes que celles à l’exportation. En 2007/2008 et 2012/2013, les premières sont de 6 à
7 fois supérieures aux secondes. En 2015, les nominations d'importation ont dépassé les
nominations d'exportation d'un facteur 20, principalement du fait de la forte hausse des
nominations day-ahead et intra-day dans le sens des exportations. Cette tendance se confirme
en 2015, malgré la (légère) augmentation des nominations d’exportation en day-ahead et en
intra-day pendant les premiers mois de l’année.
Tableau 24: Capacité commerciale moyenne disponible et nominations à la frontière belgo-française entre 2007 et 2015 Sources: CREG et Elia
Frontière avec les Pays-Bas
191. La Figure 75 illustre l'utilisation de l'interconnexion avec les Pays-Bas ("frontière
nord"). L’utilisation de cette interconnexion est volatile, suivant les mois de l’année. Suite à la
vague de froid de février 2012, la Belgique a importé beaucoup d’énergie en provenance des
Pays-Bas, mais cette situation a changé complètement à partir d’avril lorsque la Belgique a
exporté beaucoup plus vers les Pays-Bas pendant les mois d’été. Des nominations
journalières dans les deux sens au cours de la période étudiée sont principalement observées.
Entre septembre et décembre 2015, une capacité mensuelle considérable est nominée pour
la première fois depuis début 2009 durant plusieurs mois successifs, conséquence logique,
semble-t-il, de l'indisponibilité du réacteur nucléaire (Doel 4) depuis août, conjuguée au fait
85 La moyenne des nominations intra-day pour l’année 2007 est calculée à partir du mois de juin, date de création de ce nouveau produit.
(MW)
Cap NomD NomID NomM NomY Cap NomD NomID NomM NomY
2007 1.000 137 17 21 14 -2.576 -476 -14 -83 -774
2008 898 160 41 12 0 -2.532 -685 -25 -57 -470
2009 1.088 473 36 63 87 -2.501 -197 -38 -2 -101
2010 1.188 301 45 30 166 -2.700 -351 -54 -1 -34
2011 1.420 131 57 16 29 -2.880 -557 -102 -26 -212
2012 1.643 117 70 10 16 -2.905 -1.149 -106 -30 -293
2013 1.459 154 104 0 5 -2.589 -969 -129 -81 -560
2014 1.361 16 81 0 0 -2.321 -1.267 -108 -114 -497
2015 1.368 48 100 0 0 -2.121 -1.161 -133 -113 -597
2007-2015 1.269 171 61 17 35 -2.569 -757 -78 -56 -393
BE=>FR (exportation) FR =>BE (importation)
Non confidentiel 121/171
que les nominations sur la frontière sud s'approchaient depuis plusieurs mois déjà des limites
de la capacité disponible. En 2015, les nominations d’exportation depuis la Belgique vers les
Pays-Bas disparaissent pratiquement complètement. Il est seulement encore nominé en day-
ahead au cours des mois d’été, mais moins de 500 MW, loin en dessous des valeurs
moyennes de la période entre 2010 et 2013. En combinaison avec les nominations
importantes d’importation (surtout pendant les mois d’hiver), il en résulte une position nette
d’importateur pour la Belgique.
192. La capacité limitée d'exportation engendre beaucoup de congestion durant la période
estivale. La capacité moyenne disponible sur l'interconnexion avec les Pays-Bas est peu
volatile (voir supra), comparativement à la frontière Sud, sauf en ce qui concerne l’année 2013.
Durant la période considérée - au mois de septembre 2015 - la capacité disponible la plus
faible sur la frontière nord dans les deux directions (exportation et importation) a été mesurée
: 976 MW d'exportation et -1.002 MW d'importation. Avec le nombre relativement faible de
nominations d'exportation et de nominations d'importation moyennes, peu de congestions ont
été constatées durant ce mois. À nouveau, seules les capacités commerciales jusqu’à
l’introduction du mécanisme de couplage du marché flow-based sont reprises dans la figure
ci-dessous.
Figure 75: Utilisation de la capacité d'interconnexion à la frontière belgo-néerlandaise, dans les deux sens (MWh/heure)
Sources: CREG et Elia
193. Le Tableau 25 résume la capacité commerciale annuelle moyenne ainsi que les
nominations86 à la frontière belgo-néerlandaise. La capacité moyenne à l’importation est quasi
86 La moyenne des nominations intra-day pour l’année 2008 est calculée à partir du mois de juillet, date de création de ce nouveau produit. Il n’y a pas eu d’activité sur le marché intra-day en 2008.
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
Moyenne de NomD BE=>NL Moyenne de NomID BE=>NL Moyenne de NomM BE=>NL Moyenne de NomY BE=>NL
Moyenne de NomD NL=>BE Moyenne de NomID NL=>BE Moyenne de NomM NL=>BE Moyenne de NomY NL=>BE
Moyenne de Cap BE=>NL Moyenne de Cap NL=>BE2
BE => NL
NL => BE
MWh/h
Non confidentiel 122/171
identique à la capacité moyenne à l’exportation de 2007 à 2015. En 2014, pour la première
fois, les deux capacités s'écartent l'une de l'autre suite à la diminution de la capacité
d’importation moyenne d'environ 100 MW. Sauf entre 2008 et 2010, les nominations à
l’exportation sont environ deux fois supérieures aux nominations à l’importation. En moyenne
pour la période sous revue, les nominations à l’exportation sont 1,4 fois supérieures à celles
de l’importation. Du fait de l'indisponibilité de plusieurs unités belges de production, les
exportations vers les Pays-Bas ont diminué et les importations depuis les Pays-Bas ont
augmenté en 2014. Cette tendance se confirme en 2015. Les nominations d’exportation ne
sont pas moins 4,5 fois inférieures aux nominations d’importation. C’est surtout la
conséquence de la forte augmentation des nominations en day-ahead depuis la Belgique vers
les Pays-Bas et de la diminution des nominations d’exportation en day-ahead.
Tableau 25: Capacité commerciale moyenne disponible et nominations à la frontière belgo-néerlandaise entre 2007 et 2015
Sources: CREG et Elia
Nominations nettes par frontière
194. Le Tableau 26 reprend les nominations nettes par frontière et par année. En 2015,
2.398 MW nets ont été importés, dont 542 MW depuis les Pays-Bas et 1.857 MW depuis la
France. C'est un record pour la période considérée. Environ 400 MW de plus ont été en
moyenne importés depuis les Pays-Bas en 2015 par rapport à 2014. La Belgique n'a été
exportatrice nette sur les deux frontières nationales réunies qu'en 2009 et 2010.
(MW)
Cap NomD NomID NomM NomY Cap NomD NomID NomM NomY
2007 1.316 337 0 181 199 -1.333 -221 0 -15 -31
2008 1.344 227 0 59 48 -1.350 -397 0 -71 -37
2009 1.373 357 10 30 71 -1.376 -280 -6 -74 -111
2010 1.371 376 11 6 34 -1.323 -403 -9 -23 -79
2011 1.370 533 25 23 90 -1.370 -220 -8 -19 -42
2012 1.328 514 25 5 62 -1.340 -271 -23 -3 -29
2013 1.362 572 35 20 84 -1.344 -314 -26 -8 -12
2014 1.336 379 42 2 29 -1.240 -286 -31 -53 -119
2015 1.177 120 37 0 1 -1.170 -607 -24 -26 -43
2007-2015 1.331 380 21 36 69 -1.316 -333 -14 -32 -56
BE=>NL (exportation) NL=>BE (importation)
Non confidentiel 123/171
Tableau 26: Exportation (+) commerciale nette par frontière entre 2007 et 2015 (MW) Sources: CREG et Elia
195. Les données des deux figures ci-dessus montrent que la nomination de capacité
journalière (bandes NomD) pour les deux frontières (France et Pays-Bas) constitue la plus
grande partie de l'utilisation commerciale totale des interconnexions. Cette nomination se fait
par l’algorithme du couplage du marché avec la France, les Pays-Bas et l'Allemagne en
allouant simultanément l'énergie et la capacité afin que la capacité journalière puisse être
utilisée le plus efficacement87 possible. La nomination des capacités mensuelle et
principalement annuelle (bandes respectivement vertes et bleues foncées) représentent une
part importante des nominations totales. La nomination de capacité intra-day (bandes mauves)
est très limitée en termes de volume, mais son intérêt réside au niveau des possibilités offertes
aux acteurs du marché pour qu’ils puissent adapter leur portefeuille, en réduisant ainsi leur
risque de marché.
Exportation – Importation
196. La Figure 76 illustre les données relatives à l'exportation et à l’importation entre la
Belgique et les pays limitrophes, Luxembourg excepté. Les données sont obtenues en
calculant la nomination d'exportation nette sur base horaire pour la capacité journalière,
mensuelle et annuelle, ainsi que l'intra-day. La nomination d'exportation peut être à la fois
positive (exportations) et négative (importations). La moyenne mensuelle est ensuite calculée.
197. La légende de la figure est la suivante (par mois) :
- “nomD” : nomination moyenne de capacité journalière (en J-1) ;
87 Deux autres mécanismes sont importants : le "netting" de la capacité annuelle et mensuelle nominée dans la direction économiquement "mauvaise" (à savoir d'une zone de prix élevée à une zone de prix basse) et le "resale" sur base journalière" (la capacité annuelle et mensuelle non nominée utilisée par les bourses pour le couplage de marché).
(MW) France Pays-Bas FR+NL
2007 -1.157 449 -708
2008 -1.024 -172 -1.196
2009 321 -2 319
2010 103 -85 17
2011 -663 381 -282
2012 -1.363 280 -1.084
2013 -1.476 351 -1.124
2014 -1.889 -38 -1.926
2015 -1.857 -542 -2.398
2007-2015 -1.001 69 -931
Non confidentiel 124/171
- “nomM” : nomination moyenne de capacité mensuelle (en J-1) ;
- “nomY” : nomination moyenne de capacité annuelle (en J-1);
- “nomID” : nomination moyenne de capacité intra-day (en J) ;
- “Cap” : capacité moyenne totale proposée (déterminée en J-1).
Toutes les valeurs sont normalisées sur une base horaire en MWh/h. L'exportation est positive
par convention et l'importation négative.
198. La Figure 76 reprend les importations et les exportations sur base mensuelle. Août
2009 est le mois enregistrant le niveau moyen d’exportations le plus élevé (1.534 MWh/h) et
août 2015 est quant à lui, le mois où les importations moyennes ont été les plus grandes (3.043
MWh/h). Par ailleurs, l'année 2014 a connu le volume le plus élevé de flux d’importations
nominés de la période considérée, malgré les fortes baisses de la capacité d’importation
disponible en 2014 et en 2015.
Figure 76: Utilisation des capacités d’interconnexion pour les importations et les exportations (MWh/h) de 2007 à 2015
Sources: CREG et Elia
199. Le Tableau 27 donne un aperçu par année des importations et des exportations
commerciales, ainsi que les importations nettes (le total en TWh, ainsi que la moyenne en
MWh par heure). En 2015, la zone de réglage d'Elia a importé 23,7 TWh, soit 2.705 MWh/h
en moyenne. Il s'agit d'une augmentation importante par rapport aux années précédentes.
Conjointement avec un volume très faible de nominations d'exportation (2,7 TWh ou en
moyenne 306 MWh par heure), cela a conduit à une importation nette de -21,0 TWh. Cela
-5500
-4500
-3500
-2500
-1500
-500
500
1500
2500
3500
4500
Moyenne de NomD EX Moyenne de NomID EX Moyenne de NomM EX Moyenne de NomY EX
Moyenne de NomD IN Moyenne de NomID IN Moyenne de NomM IN Moyenne de NomY IN
Moyenne de ExportCapaciteit Moyenne de ImportCapaciteit
MWh/h EXPORT
IMPORT
Non confidentiel 125/171
représente une augmentation des nominations d'importation nette de 25 % par rapport à
l'année record précédente, 2014.
Tableau 27: Nominations commerciales totales (TWh) et moyennes (MWh/h) aux frontières de la zone de réglage Elia entre 2007 et 2015
Sources: CREG et Elia
Transit
200. La Figure 77 illustre les données relatives au transit. Le transit depuis les Pays-Bas
vers la France est calculé en prenant le minimum de la nomination dans le sens NL => BE et
BE => FR. Le transit de la France vers les Pays-Bas est calculé par analogie.
La légende de la figure est la suivante (par mois) :
- “nomD” : nomination moyenne de capacité journalière (en J-1) ;
- “nomM” : nomination moyenne de capacité mensuelle (en J-1) ;
- “nomY” : nomination moyenne de capacité annuelle (en J-1) ;
- “nomID” : nomination moyenne de capacité intra-day (en J) ;
- “Cap Transit FR=>NL” : capacité moyenne proposée depuis la Belgique vers
les Pays-Bas (en J-1) ;
- “Cap Transit NL=>FR” : capacité moyenne proposée depuis la Belgique vers la
France (en J-1).
Toutes les valeurs sont normalisées sur une base horaire en MWh/h. Le transit passant par la
Belgique d’une part, des Pays-Bas vers la France (nord => sud) est positif par convention et
d’autre part, de la France vers les Pays-Bas (sud => nord) est négatif.
201. L’analyse du transit depuis les Pays-Bas vers la France met en évidence, dans la
Figure 77 le point haut du mois de février 2012 provoqué par la vague de froid en France.
Pendant le reste de l’année, le transit évolue dans la direction opposée, à savoir de la France
Importations ExportationsImportations
nettesImportations Exportations
Importations
nettes
2007 -14,1 7,9 -6,2 -1.609 899 -708
2008 -15,3 4,8 -10,5 -1.742 546 -1.196
2009 -7,1 9,9 2,8 -808 1.128 319
2010 -8,3 8,5 0,1 -953 970 17
2011 -10,4 7,9 -2,5 -1.185 903 -282
2012 -16,7 7,2 -9,5 -1.904 820 -1.084
2013 -18,4 8,5 -9,8 -2.099 975 -1.124
2014 -21,7 4,8 -16,9 -2.475 548 -1.926
2015 -23,7 2,7 -21,0 -2.705 306 -2.398
2007-2015 -135,7 62,2 -73,5 -1.720 788 -932
Années
Nominations commerciales totales (TWh) Nominations commerciales moyennes (MWh/h)
Non confidentiel 126/171
vers les Pays-Bas, surtout à partir des mois d’été, et plus précisément du mois de mai au mois
de septembre, lorsque la France nomine en moyenne jusqu’à 1.000 MWh/h par mois (mai et
juin) vers les Pays-Bas via la Belgique. Vers la fin de l’année 2012, les nominations sont plus
faibles jusqu’au mois de mai 2013, excepté au mois de décembre 2012. Un volume de transit
relativement moindre a été observé en 2014, car la Belgique consomme elle-même plus
d'électricité qu'elle n'en produit. En 2015 aussi, le transit d’électricité dans les deux directions
est resté extrêmement limité. C’est seulement pendant les mois d’été que des volumes encore
(relativement bas) de la France vers les Pays-Bas ont été nominés, jamais plus de 500 MW.
Figure 77: Utilisation de capacité d’interconnexion pour le transit (MWh/heure) Sources: CREG et Elia
202. Le Tableau 28 illustre les valeurs moyennes de transit commercial (nomination) pour
les huit années précédentes. La dernière colonne reprend la moyenne annuelle de la
différence de prix entre la France et les Pays-Bas, différence qui permet de comprendre la
direction des flux commerciaux entre les deux pays. Depuis 2009, les flux commerciaux ne
font que croître dans le sens France vers les Pays-Bas et se contracter/stabiliser dans l’autre
sens. En 2014 et 2015, une nouvelle baisse du transit commercial est observée, tant du sud
vers le nord que du nord vers le sud. L'effet net de ces deux diminutions est une baisse du
transit net NL=>FR de -393 MWh/h en 2014 à -89 MWh/h en 2015. La différence de prix entre
les deux pays a donc fortement diminué (en valeur absolue) en 2015 par rapport à 2014, à
1,57 €/MWh.
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
Moyenne de NomD Transit NL=>FR Moyenne de NomID Transit NL=>FR Moyenne de NomM Transit NL=>FR Moyenne de NomY Transit NL=>FRMoyenne de NomD Transit FR=>NL Moyenne de NomID Transit FR=>NL Moyenne de NomM Transit FR=>NL Moyenne de NomY Transit FR=>NLMoyenne de Cap Transit FR=>NL Moyenne de Cap Transit NL=>FR
MWh/h
Transit NL => FR
Transit FR => NL
Non confidentiel 127/171
Tableau 28: Transit commercial moyen entre la France et les Pays-Bas, via la Belgique, entre 2007 et 2015 (MW) et différence de prix annuel moyen (€/MWh)
Sources: CREG et Elia
Utilisation commerciale au sein de la région CWE
203. Les données de CASC 88 permettent de calculer les nominations nettes entre les
quatre pays de la région CWE. Il s’agit de l’énergie échangée par le biais du marché day-
ahead. Pour chaque heure, la somme de la quantité d’énergie totale échangée entre les quatre
pays est égale à zéro.
204. La Figure 78 représente l’échange commercial mensuel moyen d’énergie (MWh/h)
par pays de 2011 à 2015. Les exportations sont positives par convention et les importations
négatives. Pour la période sous revue (2011–2015), la Belgique et surtout les Pays-Bas sont,
en moyenne, des importateurs à l’inverse des deux autres pays de la région CWE. En 2012 et
2013, les échanges moyens mensuels entre les Pays-Bas et l’Allemagne dominent
principalement, à l’exception de quelques mois. La Belgique a essentiellement importé en
moyenne, pendant la période de fermeture des deux centrales nucléaires de septembre 2012
à mai 2013 avec une pointe en octobre 2012 (1.958 MWh/h). Après la remise en route de ces
centrales, la Belgique a même été – très légèrement – exportatrice, en moyenne, en juillet et
en décembre 2013. Au cours du mois de février 2012, la France a importé principalement
d’Allemagne, et dans une moindre mesure, des Pays-Bas. Annuellement, la France qui était
encore exportatrice nette en 2011 et 2012 est devenue importatrice en 2013. Depuis 2012,
l’Allemagne est, sans conteste, le plus grand pays exportateur des quatre pays de la CWE.
Ce fut également le cas en 2014. Seule la France a également été exportatrice nette, entre
mars et août 2014. Les Pays-Bas et la Belgique sont restés importateurs nets d'électricité
durant chaque mois de l'année 2014. C’est toujours le cas en 2015. Dans la figure ci-dessous,
l’année 2015 est répartie en une période précédant et une période suivant le couplage de
88 Capacity Allocating Service Company, devenu JAO (Joint Allocation Office), le 1 Septembre 2015
(MW) Transit NL=>FR Transit FR=>NL Transit net NL=>FR pFR-pNL (€/MWh)
2007 137 -569 -432 -1,04
2008 144 -281 -136 -0,90
2009 327 -187 140 3,85
2010 307 -239 68 2,12
2011 109 -454 -345 -3,14
2012 120 -538 -418 -1,07
2013 140 -597 -457 -8,71
2014 25 -418 -393 -6,55
2015 56 -146 -89 -1,57
2007-2015 152 -381 -229 -1,89
Non confidentiel 128/171
marché flow-based. Le mois de mai comporte donc deux valeurs : une pour la période allant
jusqu’au 20 mai inclus et une pour la période à compter du 21 mai. Comme indiqué, la Belgique
et les Pays-Bas continuent d’importer en valeur nette de l’électricité tout au long de l’année. A
compter d’octobre, l’Allemagne est l’unique exportateur en valeur nette (sur base mensuelle)
de la zone CWE, alors que la France importe également en valeur nette de l’électricité.
Figure 78: Echange moyen d’énergie par le biais du marché day-ahead dans la région CWE (MWh/h). Sources: CREG et Elia
205. Le Tableau 29 synthétise les mêmes données que la Figure 78; celles-ci sont
exprimées, ici, annuellement en TWh. Au total, les Pays-Bas (les plus gros importateurs en
moyenne) ont importé via le marché day-ahead environ deux fois le volume échangé par la
Belgique dans la région CWE en 2014. L’Allemagne, avec 20 TWh, et la France, avec 5 TWh,
ont à nouveau exporté en moyenne dans la région CWE. La France passe du statut
d'importateur net en 2013 à celui d'exportateur net en 2014. La position nette de la Belgique
se détériore, en passant d'un peu moins de 5 TWh d'importation en 2013 à 10 TWh
d'importation en 2014. Cette tendance s’est clairement poursuivie en 2015. Pas moins de 14,1
TWh ont alors été importés via le marché day-ahead.
-5.000
-4.000
-3.000
-2.000
-1.000
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
20
11
01
20
11
02
20
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11
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20
11
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20
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20
11
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20
11
11
20
11
12
20
12
01
20
12
02
20
12
03
20
12
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20
12
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20
12
06
20
12
07
20
12
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20
12
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20
12
10
20
12
11
20
12
12
20
13
01
20
13
02
20
13
03
20
13
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13
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20
13
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20
13
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20
13
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13
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20
13
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20
13
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14
01
20
14
02
20
14
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14
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14
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20
14
06
20
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14
08
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14
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20
14
10
20
14
11
20
14
12
20
15
01
20
15
02
20
15
03
20
15
04
20
15
05
20
15
05
20
15
06
20
15
07
20
15
08
20
15
09
20
15
10
20
15
11
20
15
12
BE FR NL DE
MWh/hFBMC
Non confidentiel 129/171
Tableau 29: Echange net moyen d’énergie par le biais du marché day-ahead dans la région CWE (TWh). Sources: CASC et CREG
V.4.3 Utilisation physique versus utilisation commerciale
206. Si une différence de prix89 entre deux zones de prix sur le marché day-ahead du
couplage des 4 marchés de la région CWE apparaît, cela implique que la capacité
d’interconnexion commerciale entre ces deux zones de prix est saturée et qu’une deuxième
interconnexion au moins, par le biais de la voie alternative, est également saturée. D’un point
de vue commercial, de l’énergie supplémentaire ne peut, dès lors, plus passer vers la zone de
prix la plus élevée. Il est possible, cependant, que, d’un point de vue physique, de l’énergie
puisse encore passer dans cette zone de prix parce que la capacité physique maximale n’a
pas encore été atteinte. Il se pourrait même que le flux physique aille dans la direction opposée
au flux commercial. Ce phénomène ne peut, par définition, être observé s’il n’y a pas de
différences de prix. Il est important de souligner que les chiffres utilisés ci-après se rapportent
aux flux physiques observés en temps réel et aux flux commerciaux en J-1.
207. La Figure 79 illustre, pour la période 2007-2015, le nombre d’heures par mois pendant
lesquelles une différence de prix intervient entre la zone de prix d’Elia et les zones de prix
voisines alors que, pendant ces mêmes heures, les flux physiques sont dans le sens contraire
au flux commercial saturé. Il résulte de l’analyse de cette figure que ce phénomène n’est pas
une exception et que ce phénomène a même sensiblement augmenté ces deux dernières
années, et en particulier pour les derniers mois de 2013 et les premiers mois de 2014,
principalement sur l'interconnexion Belgique-Pays-Bas. En mars 2014, ce phénomène est
apparu pendant quelques heures (32) sur la frontière sud également. D'avril 2014 à la fin de
la période considérée, ce phénomène semble avoir en grande partie disparu. Dans les
graphiques figurant ci-dessous, la période étudiée est limitée au 20 mai 2015 inclus, car
l’analyse n’a plus de sens sous le régime du couplage de marché fondé sur les flux (voir
paragraphe 212 et suivants).
89 Dans le présent exercice, il y a une différence de prix lorsque les prix enregistrent une différence supérieure à 0,015 €/MWh, afin de ne pas prendre en compte les erreurs d’arrondi.
(TWh) BE FR NL DE
2011 -0,99 5,50 -5,89 1,39
2012 -6,93 0,69 -16,97 23,21
2013 -4,89 -2,08 -17,99 24,96
2014 -10,10 5,11 -15,16 20,15
2015 -14,14 0,24 -6,40 20,31
2011-2015 -37,05 9,45 -62,42 90,02
Non confidentiel 130/171
Figure 79: Nombre d’heures par mois pendant lesquelles une différence de prix entre deux zones de prix voisines est observée et pendant lesquelles le flux physique en temps réel évolue dans le sens opposé au flux commercial day-ahead saturé entre 2007 et 2015
Sources: CREG et Elia
V.4.4 Impact capacité nucléaire sur les importations et les TGV
208. Dans l’étude 1167 (§260) sur la vague de froid de février 2012, la CREG a établi une
corrélation négative entre la capacité nucléaire nominée d’une part et, d’autre part,
l’importation d’énergie (toutes deux en day-ahead). La Figure 80 renouvelle cet exercice pour
la période 2007-2015. La figure est réalisée comme suit : pour chaque jour, l’exportation
moyenne (nominée en day-ahead par les parties du marché et la bourse) est déterminée ainsi
que la capacité de production nucléaire nominée moyenne. Ensuite, ces données sont
comparées l’une à l’autre. Les points rouges couvrent la période de janvier 2007 à décembre
2011 inclus. Les points verts illustrent les données relatives à la période allant de janvier 2012
à décembre 2013, alors que les points bleus les données relatives à la période allant de janvier
2014 à décembre 2015 inclus. La ligne pointillée noire indique les valeurs moyennes
d’importation/exportation par intervalle de 500 MW de capacité nucléaire. Les courbes de
tendance (lignes colorées continues) représentent les différentes périodes concernées, ainsi
que la période complète couverte par ce rapport, à savoir du 1er janvier 2007 au 31 décembre
2015 inclus (ligne de tendance noire continue).
149
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
FR-BE NL-BE
heures
Non confidentiel 131/171
209. La Figure 80 confirme ce lien négatif constaté plus tôt : si une quantité plus faible de
capacité nucléaire est nominée, les importations augmentent.
La ligne pointillée noire montre un lien négatif descendant dans l’intervalle 3.500 – 6.000 MW
de capacité nucléaire nominée. Par tranche de 500 MW de capacité nucléaire moindre,
environ 350 MW en moyenne en plus sont importés, ce qui correspond à la courbe de
tendance (rouge) pour la période janvier 2007 – décembre 2011. Celle-ci indique que par MW
nucléaire en moins, en moyenne 0,7 MW sont importés en plus. Cependant, le pouvoir prédictif
de cette courbe de tendance est très faible (R²=17), ce qui indique que de nombreux autres
facteurs expliquent l’importation. Entre 2.500 et 3.500 MW, les importations nominées
augmentent jusqu’à un peu moins de 2.500 MW en moyenne. Lorsque la capacité nominée
passe en dessous de 2.000 MW, les importations atteignent 3.000 MW. La majorité des
observations dans ces limites ont été faites durant la période 2014-2015, lors d’une faible
disponibilité du parc de production nucléaire.
Si tous les jours de la période janvier 2012 à décembre 201390 (vert) sont examinés, le pouvoir
prédictif de la courbe de tendance est meilleur (R²=66) et une perte de capacité nucléaire est
compensée à 80% (le facteur s’élève à 0,79). Ceci est, toutefois, basé sur un modèle très
simple avec une série limitée de données. Par conséquent, il convient d’éviter de tirer des
conclusions définitives, d’autant plus que la dispersion des données autour des droites de
régression linéaire est importante. Cette période est, par exemple, dominée par l’arrêt
simultané de plusieurs centrales nucléaires (13 mois), ce qui implique, (peut-être) de cette
façon, davantage d’importations.
Les années 2014 et 2015 pondèrent les observations des années 2012-2013, puisque la perte
de capacité nucléaire n’est plus compensée qu’à concurrence de 59% avec un R² quasi
identique. Cette différence constatée entre les deux périodes est probablement la
conséquence de plusieurs facteurs. Parmi eux, il y a notamment la production électrique plus
élevée générée par les TGV au cours des 4 derniers mois de l’année 2014 et tout au long de
2015.
Le graphique ci-dessous indique aussi que :
- il n’y a pas eu d’exportation en-dessous d’une production nucléaire inférieure à
4.344 MWh/h ;
90 Voir Figure 4.
Non confidentiel 132/171
- il n’y a pas eu d’exportation, sur base journalière, pendant l’arrêt complet des deux
centrales nucléaires (Doel 3 et Tihange 2) ;
- les importations maximales journalières sont de 3.923 MWh (14/08/2015) avec une
production nucléaire de 1.427 MWh. Ce pic de l’importation journalière moyenne
résulte de l’arrêt du réacteur Tihange 3 le jour précédent. Les exportations
maximales s’élèvent à 1.978 MWh (22/08/2009) lorsque la production nucléaire
atteint 5.711 MWh.
Figure 80: Exportation moyenne en day-ahead sur une base journalière par rapport à la capacité de production nucléaire nominée moyenne, ainsi que leur courbe de tendance, réparties sur trois périodes ; janvier 2007-décembre 2011 (rouge), janvier 2012-décembre 2013 (vert), janvier 2014-décembre 2015 (bleu). La ligne noire pointillée représente les valeurs moyennes par tranche de 500 MW de capacité nucléaire. La ligne noire continue est la ligne de tendance composée de toutes les observations de janvier 2007 à décembre 2015 inclus (ces points ne sont pas explicitement indiqués sur la figure). Les deux axes sont exprimés en MWh/h.
Sources : CREG et Elia
210. La Figure 81 illustre le lien négatif entre les nominations de production nucléaire et la
capacité d’importation commerciale. En 2015, à chaque diminution des nominations nucléaires
de l’ordre de 1.000 MWh/h, la capacité d’importation commerciale diminue de 455 MWh/h
environ. Ce constat est inversement proportionnel à la disponibilité des centrales nucléaires
comme le montre l'emplacement des points de septembre 2015, lorsque la capacité
d’importation était exceptionnellement faible.
211. Lorsque l'ensemble du parc de production nucléaire est disponible, une augmentation
de la capacité d’importation commerciale est observée, comme indiqué au paragraphe
précédent. Cela s'explique en partie par la limitation de la capacité par le gestionnaire de
y = 0,8078x - 4627,2R² = 0,605
y = 0,7252x - 4107,5R² = 0,1677
y = 0,7938x - 4652,6R² = 0,6601
y = 0,597x - 4087,9 R² = 0,6485
-4.000
-3.000
-2.000
-1.000
0
1.000
2.000
1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000
No
min
atio
n d
'exp
ort
atio
n d
ay-
ah
ead
production nucléaire nominée
Exportation BE période 1/1/2007 - 31/12/2011 Exportation BE période 1/1/2012 - 31/12/2013
Exportation BE période 1/1/2014 - 31/12/2015 Exportation BE période 1/1/2007 - 31/12/2015 per 500MW
Linear (Exportation BE période 1/1/2007 - 31/12/2015) Linear (Exportation BE période 1/1/2007 - 31/12/2011)
Linear (Exportation BE période 1/1/2012 - 31/12/2013) Linear (Exportation BE période 1/1/2014 - 31/12/2015)
MWh/h
MWh/h
EXPORTATION
IMPORTATION
Non confidentiel 133/171
réseau de transport lorsqu'il sait d'avance que les flux d'importation seront si importants qu'ils
mettront les lignes d'interconnexion sous pression, ou en d'autres termes aux moments où la
capacité de production propre n'est pas suffisante pour garantir la sécurité
d’approvisionnement. A ces moments, il faut veiller, afin de garantir la sécurité du réseau, à
ce que le critère N-1 ne soit dépassé à aucune des deux frontières nationales (nord et sud) 91.
212. Le modèle de flow-based market coupling92 gère les capacités d'interconnexion
depuis le 21 mai 2015. Depuis lors, les capacités commerciales d'interconnexion sont
calculées de manière centralisée, en tenant compte de l'impact des échanges commerciaux
sur les flux physiques sur le réseau. L'application de cette méthode permet de renforcer
l'efficacité d'utilisation des capacités d'interconnexion.
213. La conclusion sur la base des données susmentionnées est toutefois évidente : la
plus grande partie de la capacité nucléaire indisponible est compensée par une augmentation
des importations et sans doute – très partiellement - par une augmentation de la production
propre. Ceci est confirmé par la Figure 82, qui est similaire à la Figure 80, mis à part le fait que
l’axe Y représente la nomination moyenne des TGV sur une base journalière au lieu de
l’exportation moyenne dans le graphique précédent. Il découle de ces données que, d’un point
de vue historique, le lien entre la nomination de la capacité nucléaire et celle des TGV est
faible voire inexistant. C’est toutefois le cas durant la période 2014-2015. Vu la faible
disponibilité nucléaire, combinée à des flux d’importation d’électricité en forte croissance, les
nouvelles baisses de capacité nucléaire doivent être compensées par une production accrue
des centrale TGV. La conclusion pour les quatre derniers mois de 2014 se confirme donc en
2015. Tout au long de la période de janvier 2014 - décembre 2015, la disponibilité (ou
indisponibilité) nucléaire est compensée à 18 % par la production des centrales TGV. Le
pouvoir explicatif est toutefois de 10 % seulement. C’est plus que pendant les périodes
précédentes, mais une grande part de la variation de la production des centrales TGV ne
s’explique pas seulement par la production nucléaire.
91 Pour plus d’explications à ce sujet, consulter l’étude (F)111208-CDC-1129 relative à la relation entre la capacité d'interconnexion physique et commerciale aux frontières électriques belges. 92 Décision finale (B)150423-CDC-1410 relative à la demande d'approbation de la proposition de la SA Elia System Operator relative à la mise en place d’un couplage de marchés journaliers basé sur les flux dans la région CWE (Europe de Centre-Ouest).
Non confidentiel 134/171
Figure 81: Capacité d'importation commerciale moyenne sur base journalière (ordonnée) contre capacité de production nucléaire nominée moyenne (abscisse), réparties en 2014 (bleu) et en 2015 (rouge), ainsi que leurs courbes de tendance, exprimées en MWh.
Sources : CREG et Elia
Figure 82: Nomination moyenne en day-ahead sur une base journalière des TGV par rapport à la capacité de production nucléaire nominée moyenne, ainsi que leurs courbes de tendance, réparties selon trois périodes : janvier 2007 - décembre 2011 (rouge), janvier 2012 - décembre 2013 (vert), janvier 2014 - décembre 2015 (noire). Les deux axes sont en MWh/h.
Sources : CREG et Elia
y = -0,2679x - 2580,6R² = 0,5198
y = -0,4453x - 2222,9R² = 0,3599
-5.000
-4.500
-4.000
-3.500
-3.000
-2.500
-2.000
-1.500
1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000
Cap
acit
é d
'imp
ort
atio
n c
om
me
rcia
le
Production nucléaire nominée
Capacité d'importation BE période 1/1/2014 - 31/12/2014 Capacité d'importation BE période 1/1/2015 - 31/12/2015
MWh/h
MWh/h
y = 0,1473x + 1198,1R² = 0,053
y = -0,0441x + 2428,7R² = 0,0018
y = -0,1198x + 2120,4R² = 0,0277
y = -0,1817x + 1939,8R² = 0,104
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000
no
min
ati
on
de
pro
du
ctio
n T
GV
nomination de production nucléaire
Nominations TGV période 1/1/2007 - 31/12/2011 Nominations TGV période 1/1/2012 - 31/12/2013
Nominations TGV période 1/1/2014 - 31/12/2015 Linear (Nominations TGV période 1/1/2007 - 31/12/2015)
Linear (Nominations TGV période 1/1/2007 - 31/12/2011) Linear (Nominations TGV période 1/1/2012 - 31/12/2013)
Linear (Nominations TGV période 1/1/2014 - 31/12/2015)
MWh/h
MWh/h
Non confidentiel 135/171
V.4.5 Rentes de congestion sur base journalière
214. Les rentes de congestion93 relatives à l’allocation des capacités en J-1 sont générées
sur une interconnexion lorsque celle-ci est saturée. Cette saturation peut donner lieu à une
différence de prix entre les deux marchés day-ahead des bourses d'électricité couplées. Par
rente de congestion, il faut comprendre, dans cette section, les rentes de congestion
commerciale en J-1 qui découlent des échanges implicites en J-1 aux frontières néerlandaise
et française. Les enchères explicites (annuelles et mensuelles) ne sont pas prises en
considération.
Supposons, par exemple, que la capacité d’importation de la France vers la Belgique de 1.000
MW soit saturée à l’heure 12, en d’autres termes, la Belgique importe donc 1.000 MWh durant
cette heure. Le prix en France est de 30 €/MWh et le prix en Belgique est de 40 €/MWh. Par
conséquent, la rente de congestion équivaut à :
(40 €/MWh -30 €/MWh) * 1.000 MWh = €10.000
Ce montant est réparti entre les gestionnaires de réseaux concernés.
215. Un acteur du marché ayant acheté de la capacité annuelle ou mensuelle peut décider,
le jour J-1, de nominer cette capacité (utilisation explicite) ou de ne pas la nominer. Si le
titulaire de la capacité n'effectue pas de nomination, sa capacité annuelle ou mensuelle
inutilisée est attribuée à la capacité journalière et le titulaire de la capacité reçoit la différence
de prix entre les deux marchés si celui-ci est positif. Cette différence de prix est la rente de
congestion. Il s’agit du marché secondaire94 ou resale sur une base journalière. Supposons,
par exemple, qu’un acteur du marché ait acheté 100 MW sur l'enchère explicite et qu'il ne
nomine pas cette capacité ; cet acteur du marché reçoit, dès lors, la rente de congestion pour
cette quantité, soit dans l'exemple ci-dessus :
100 MW * (40 €/MWh - 30 €/MWh) = €1.000
Les gestionnaires des réseaux concernés reçoivent ensuite ce qui reste, soit 9.000 €.
216. La Figure 83 illustre l’évolution, sur base annuelle, des rentes de congestion brutes
sans correction pour UISOI, relatives au couplage des marchés en J-1, par les deux
interconnexions dans les deux directions, pour la période allant de 2007 à 2015 (€ million).
Les pics de 2012 et 2013 attirent l’attention avec une rente de congestion totale allant de €68,0
93 Voir aussi Etude (F) 110428-CDC-1014 du 28 avril 2011, paragraphes 9 et 10. 94 La capacité annuelle peut également devenir mensuelle.
Non confidentiel 136/171
à 128,1 millions tandis que la rente de congestion totale variait entre €33 à 44 millions au cours
des cinq années précédentes. Les rentes élevées en 2012 et 2013 reflètent une convergence
moindre des prix, comme déjà constaté antérieurement. En 2015, la situation s'est améliorée
quelque peu par rapport à l'année précédente, même si les rentes de congestion de €97,1
millions restent plus de trois fois supérieures à celles de la période 2007-2011.
217. La rente de congestion pour l’année 2012 était répartie sur les deux frontières et les
deux directions possibles. En 2013, la rente de congestion de la Belgique la France s’est
considérablement réduite. L’importance des rentes de congestion en 2013 est la résultante
des rentes de congestion d’une part, entre la Belgique et les Pays-Bas (€53,1 millions) et
d’autre part, entre la France et la Belgique (€62,9 millions), cette dernière représentant 49,1%
de la rente totale de 2013.
En 2012 – 2013, les rentes de congestion élevées sont générées dans la direction France –
Belgique (bleu) or ceci n’était pas ou très peu le cas au cours des années 2009 à 2011. Elles
s’élèvent à €23,6 millions pour 2012 et à €62,9 millions pour 2013. La rente de congestion de
la Belgique vers les Pays-Bas a, quant à elle, baissé de €33,7 millions en 2011 à €19,9 millions
en 2012 pour plus que doubler à €53,1 millions en 2013, soit 41,4% du total de la rente.
En 2014, les rentes de congestion ont à nouveau augmenté dans le sens des importations
depuis la France vers la Belgique, de €62,9 millions à €74,6 millions. Les rentes de congestion
générées diminuent dans toutes les autres directions (BE=>FR, NL=>BE, BE=>NL). Il est à
souligner la forte diminution des rentes (de €53,1 millions à €15,9 millions) dans la direction
depuis la Belgique vers les Pays-Bas (exportations).
Comme dit précédemment dans cette partie, les données pour 2015 sont scindées en période
avant et après l'introduction du système de couplage de marché basé sur les flux le 21 mai
2015. Les rentes de congestion sous la base de flux sont marquées dans la figure ci-dessous
par un cadre noir. L’augmentation des rentes de congestion de la Belgique vers la France (de
€0 en 2014 à €23,8 millions en 2015) et des Pays-Bas vers la Belgique (de €6,6 millions en
2014 à €26,3 millions en 2015) est singulière à ce niveau. Les rentes de congestion de la
France vers la Belgique ont en revanche accusé une forte baisse : de €74,6 millions à €45,4
millions. L’effet net de ces fluctuations entraîne une rente de congestion totale en 2015 de
€107,9 millions, la deuxième valeur la plus élevée pour la période étudiée (en 2013, elle était
encore de €128,2 millions).
Non confidentiel 137/171
Figure 83: Rentes de congestion annuelles sur une base journalière pour les quatre interconnexions (€ millions) Sources : CREG, CASC et Elia
218. Trois éléments peuvent expliquer l’augmentation considérable des rentes de
congestion ces quatre dernières années. Tout d’abord, et avant tout, il y a eu la vague de froid
de février 2012. Au cours de ce seul mois, une rente de congestion de €21,7 millions, soit 32%
de la rente de congestion totale de 2012, a été générée en raison principalement d’importantes
différences de prix avec le marché français. Ensuite, il y a l’indisponibilité nucléaire de 2.000
MW à 4.000 MW d’août 2012 à début juin 2013, et de fin mars 2014 à décembre 2015. Enfin,
il y a la période septembre-octobre 2015 durant laquelle la capacité d’interconnexion
commerciale a été limitée.
43,2 44,3
37,133,3
36,9
68,0
128,1
97,1
107,9
0
20
40
60
80
100
120
140
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
France -> Belgique Belgique -> France Pays-Bas -> Belqique Belgique -> Pays-Bas CWE Flow-based (21/05/2015) Total
€ million
Non confidentiel 138/171
VI. Balancing
219. Le déséquilibre en temps réel d'un responsable d’équilibre (ARP) est payé par quart
d'heure. Si l'ARP a prélevé plus d'énergie qu'il n'en a injectée dans ce quart d'heure, l'ARP a
un déséquilibre négatif (un manque) et dès lors l'ARP achètera obligatoirement de l'énergie à
Elia au tarif de déséquilibre. Si un ARP présente un déséquilibre positif (un excédent), cet
excédent est obligatoirement vendu à Elia au tarif de déséquilibre.
Le tarif de déséquilibre peut être positif ou négatif. S’il est négatif, cela signifie que l’ARP est
payé pour l’énergie achetée à Elia ou a contrario, il paie Elia pour l’énergie vendue.
220. Jusque 2011, le tarif de déséquilibre était toujours supérieur ou égal au prix du
marché de référence95 pour un déséquilibre négatif et inférieur ou égal au prix du marché de
référence pour un déséquilibre positif. En 2011, le tarif pour un déséquilibre négatif était
toujours supérieur ou égal à 108% du prix du Belpex DAM et le tarif pour un déséquilibre positif
était toujours inférieur ou égal à 92% du prix du Belpex DAM. Cela signifie qu’en prenant le
prix du Belpex DAM comme référence, le coût d’opportunité pour l'ARP pouvait être considéré
comme représentant au moins 8 % du prix Belpex DAM, parce que l'ARP aurait également pu
acheter le manque d'énergie sur le DAM, ou vendre le surplus sur le Belpex DAM.
221. A partir de janvier 2012, le système d’équilibrage a été transformé en un système de
‘single marginal pricing’ dans lequel les déséquilibres positif ou négatif des ARP sont en
principe facturés au même tarif. Ce tarif est égal au coût marginal de la dernière ressource
activée dans la liste d’appel par le gestionnaire de réseau pour régler l’équilibre. Il peut être
adapté par le biais d’une composante incitative (le facteur alpha) lorsque le déséquilibre de la
zone de réglage dépasse le volume de réserve secondaire (automatique) disponible.
Ce système favorise une formation progressive du prix de l’électricité en partant du long terme,
en passant par les marchés day-ahead et intra-day, pour arriver finalement au prix de marché
de l’électricité en temps réel, qui est le tarif de déséquilibre.
En juin 2013, la CREG a approuvé une adaptation qui implique que le tarif de déséquilibre soit
porté à -100 €/MWh ou moins en cas de déséquilibre positif de la zone de réglage lorsqu’il n’y
a plus de ressource de réserve tertiaire à la baisse non activée en dehors des réserves inter-
GRT96. Ceci doit inciter les ARP à éviter un déséquilibre positif, par exemple en cas de
95 A partir de 2007, le marché de référence a été le Belpex DAM. 96 Contrats de réserve tertiaire de dernier recours entre Elia et les gestionnaires de réseau voisins.
Non confidentiel 139/171
production photovoltaïque élevée, en réalisant une meilleure estimation en day-ahead ou en
modulant des unités de production moins flexibles.
222. La Figure 84 montre l'évolution du tarif de déséquilibre annuel moyen pour un
déséquilibre négatif et positif pendant la période 2007-2015 dans la zone de réglage d’Elia,
ainsi que le prix moyen du Belpex DAM, indiqués respectivement par 'Neg. Imbalance tariff’,
‘Pos. Imbalance. tariff’ et ‘Belpex DAM price’. Il ressort de cette figure que le prix moyen de
déséquilibre négatif est toujours supérieur au prix du Belpex DAM jusqu’en 2014. Par contre,
le prix moyen de déséquilibre positif est inférieur au prix DAM jusqu’en 2011. Cette situation
change à partir de 2012 suite au nouveau système : le prix de déséquilibre moyen positif
devient (légèrement) supérieur au prix DAM et se rapproche ainsi du prix moyen de
déséquilibre négatif. Le coût d’opportunité pour un déséquilibre positif en temps réel a donc
fortement diminué et son signe s’est même inversé. Ainsi, l’ARP, perçoit même un paiement
en moyenne un peu plus élevé via le système d’équilibrage que sur le Belpex DAM.
Figure 84 : Tarifs de déséquilibre moyens annuels, pour un déséquilibre négatif (« Neg. Imbalance Tariff ») et un déséquilibre positif (« Pos. Imbalance Tariff »), pour la période allant de 2007 à 2015 dans la zone de réglage Elia, ainsi que le prix moyen sur le Belpex DAM (€/MWh)
Sources : Elia et CREG
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(€ /
MW
h)
Belpex DAM Price Neg. Imballance tariff Pos. Imbalance tariff
Non confidentiel 140/171
Jusqu’en 2014, les tarifs moyens pour les déséquilibres positif et négatif se situent de nouveau
de part et d’autre du prix moyen du Belpex DAM, mais très près de cette valeur moyenne. De
plus, ces trois prix moyens sont en hausse par rapport à leurs valeurs en 2014. En 2015, les
tarifs moyens de déséquilibre positif et négatif deviennent tous deux légèrement inférieurs au
prix du Belpex DAM.
223. La Figure 85 ci-dessous reprend, pour chaque année de la période 2007-2015,
l’écart-type annuel du tarif de déséquilibre pour les déséquilibres négatifs (« Neg. Imbal.
Tariff ») et positifs (« Pos. Imbal. Tariff »), ainsi que pour le prix du Belpex DAM (« Belpex
DAM price »). Cet écart-type est une image de la volatilité des tarifs et prix correspondants.
Pour ce qui concerne le prix du Belpex DAM, une forte diminution de la volatilité du prix est
observée entre 2007 et 2009, suivie d’une stabilisation, l’année 2011 exceptée pendant
laquelle cette volatilité remonte principalement du fait du pic de prix du 28 mars 2011 résultant
d’un découplage des marchés journaliers. La même tendance est constatée pour la volatilité
des tarifs de déséquilibre entre 2007 et 2009, mais leur volatilité augmente de nouveau dès
2010, avec une différence marquée entre la volatilité du tarif des déséquilibres négatifs et celle
du tarif de déséquilibres positifs pour 2010 et 2011.
Pour la période allant de 2007 à 2011, à l’exception de 2009, la volatilité du tarif pour les
déséquilibres positifs est sensiblement inférieure à celle du tarif pour les déséquilibres
négatifs. A partir du passage à un tarif « Single marginal price » en 2012, la volatilité des deux
tarifs est logiquement très proche, ces tarifs n’étant plus différenciés que par la valeur de la
composante incitant. L’année 2014 a été marquée par une forte diminution de la volatilité des
tarifs de déséquilibre aussi bien pour les déséquilibres positifs que négatifs. Cette diminution
est encore plus importante que celle du prix du Belpex DAM. En 2015, les trois volatilités ont
augmenté de manière sensible pour atteindre presque les valeurs de 2013 (pour les tarifs de
déséquilibre), voire en la dépassant (pour le prix du Belpex DAM).
Non confidentiel 141/171
Figure 85: Déviation standard annuelle du tarif pour les déséquilibres négatifs (« Neg. imbal. tariff ») et positifs (« Pos. imbal. tariff ») dans la zone de réglage Elia, ainsi que du prix du marché day-ahead de Belpex (« Belpex DAM price ») pour la période allant de 2007 à 2015
Sources : Elia et CREG
224. En moyenne, le tarif moyen de déséquilibre positif et le tarif moyen de déséquilibre
négatif sont plus proches l’un de l’autre, ce qui est propre au système de single pricing introduit
en 2012. Comme déjà mentionné, ces deux tarifs moyens sont plus élevés que le prix moyen
du Belpex DAM en 2012 et 2013, pour se situer de part et d’autre du prix moyen du Belpex
DAM en 2014 et en dessous de ce prix moyen en 2015. C’est une conséquence des prix offerts
pour les offres activées. Cependant, ces trois valeurs moyennes sont très proches l’une de
l’autre, et leur grande proximité rend difficile toute conclusion sur leur positionnement relatif.
225. Il est plus utile d’évaluer l’incitant tarifaire en fonction du déséquilibre du système : un
acteur du marché a-t-il un avantage vis-à-vis du marché day-ahead à tenter de conserver
l’équilibre de la zone (« aider la zone ») ? En d’autres termes, à combien de reprises les deux
situations suivantes se produisent-elles :
- la zone enregistre un excès d’injection et le tarif pour un déséquilibre négatif
& positif est inférieur au prix Belpex DAM. Autrement dit, à quelle fréquence
l’acteur du marché qui aide la zone avec un déséquilibre négatif paie-t-il
moins pour son déficit d’énergie sur le marché d’ajustement qu’en achetant
le même volume sur le marché day-ahead ? Ou encore à quelle fréquence
l’acteur du marché dont le déséquilibre positif aggrave le problème de la
0
10
20
30
40
50
60
70
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(€ /
MW
h)
Neg. Imbal. tariff Pos. Imbal. tariff Belpex DAM price
Non confidentiel 142/171
zone reçoit moins sur le marché de l’équilibrage pour cet excédent d’énergie
que s’il vendait le même volume sur le marché day-ahead ?
- la zone enregistre un déficit d’injection et le tarif pour un déséquilibre positif
& négatif est supérieur au prix Belpex DAM. En d’autres termes, à quelle
fréquence l’acteur du marché qui aide la zone avec un déséquilibre positif
reçoit-il plus pour cet excès d’énergie sur le marché d’ajustement qu’en
vendant le même volume sur le marché day-ahead ? Ou encore à quelle
fréquence l’acteur du marché dont le déséquilibre négatif aggrave le
problème de la zone paie plus sur le marché de l’équilibrage pour son déficit
d’énergie que s’il achetait le même volume sur le marché day-ahead ?
Avant l’introduction du système de single pricing en 2012, les situations susmentionnées ne
survenaient jamais. Depuis lors, elles se sont produites dans 76 % des cas en 2012, dans
99% des cas en 2013, dans 100% des cas en 2014 et dans 99% des cas en 2015. C’est un
changement de tendance évident.
226. Cet important changement dans la structure tarifaire devrait également transparaître
dans le comportement des ARP : à partir de 2012, un déséquilibre positif plus grand par rapport
aux années précédentes devrait, ceteris paribus, être enregistré vu que le déséquilibre positif
est moins pénalisé qu’avant 2012 en termes de perte d’opportunité. En conséquence, la
puissance nette de réglage (NRV) devrait alors être en moyenne plus souvent négative par
rapport aux années précédentes.
227. La Figure 86 présente les moyennes annuelles de la puissance de réglage nette
(« NRV »), de cette puissance de réglage nette lorsqu’elle est positive (« NRV when > 0 ») et
lorsqu’elle est négative (« NRV when < 0 ») ainsi que la moyenne de la valeur absolue de la
puissance de réglage nette (« abs(NRV) »). Il résulte de cette figure que depuis 2011 et encore
plus depuis 2012, la NRV moyenne est effectivement majoritairement négative, sans pour
autant que la valeur absolue moyenne de la NRV n’ait fortement augmenté. Ceci indique qu’en
valeur absolue, le gestionnaire de réseau n’a pas dû réguler beaucoup plus que les autres
années, mais que la régulation consistait davantage en un réglage à la baisse que les autres
années. La tendance amorcée en 2012 d’une baisse de la moyenne de la NRV positive
(compensation des déséquilibres courts) se confirme en 2013 et dans une moindre mesure en
2014. Par contre, la moyenne de la NRV négative (compensation des déséquilibres longs) qui
avait doublé de 2008 à 2012 diminue en 2013 et 2014 pour revenir en-dessous de son niveau
de 2011 (en valeur absolue). La valeur moyenne de la NRV (courbe en rouge dans la Figure
86) reste négative en 2014 (majorité de déséquilibres longs), mais diminue fortement en
Non confidentiel 143/171
amplitude, tandis que la valeur en 2015, toujours négative, a une amplitude proche de celle
de 2014.
228. Plusieurs causes peuvent l’expliquer. Une première résulte du passage à une
tarification basée sur le single marginal price à partir de 2012 et son impact sur le tarif moyen
de déséquilibre (voir la Figure 84). A partir de 2012, avec un tarif moyen de déséquilibre
supérieur au prix moyen de Belpex, aussi bien pour les déséquilibres longs que pour les
déséquilibres courts, un acteur qui se réfère au prix du Belpex DAM pour un possible arbitrage
aura toujours intérêt à être long (il recevra plus que s’il avait vendu sur le Belpex DAM) plutôt
que court (il paiera plus que s’il avait acheté sur le Belpex DAM), toutes choses étant égales
par ailleurs. En 2013, cette situation persiste, mais les valeurs moyennes des tarifs se
rapprochent du prix moyen du Belpex DAM, ce qui signifie que l’incitant du tarif moyen vis-à-
vis d’un arbitrage avec le Belpex DAM diminue et que l’acteur qui se place exclusivement dans
cette optique a plus intérêt à viser véritablement l’équilibre. Il convient également de noter que
l’année 2013 est la première année complète pendant laquelle la règle des -100 €/MWh pour
le tarif des déséquilibres longs est d’application lorsque la ressource marginale pour la
compensation est la réserve inter-GRT. Une autre cause réside dans la poursuite du
processus d’apprentissage des ARP en matière de prise en compte de l’effet de la production
photovoltaïque sur les déséquilibres individuels, ce qui entraîne naturellement une diminution
des déséquilibres longs.
D’autres causes plus qualitatives, et de ce fait plus difficilement quantifiables, peuvent être
trouvées dans les efforts effectués par Elia pour améliorer la transparence de l’information aux
acteurs du marché via son site Web, ainsi que dans le renforcement des contacts entre Elia
et les acteurs du marché pour sensibiliser ces derniers au problème des déséquilibres et à
l’importance du respect de l’équilibre de leur portefeuille par les acteurs du marché, en dehors
des moments où ils aident volontairement la zone pour le maintien de l’équilibre (balancing
réactif). En 2014, les tarifs moyens pour déséquilibre long et court se situent de part et d’autre
de la valeur du Belpex DAM. La valeur quasi nulle de la moyenne du NRV, cohérente avec
cette situation, montre que les efforts d’ELIA et le balancing réactif produisent leurs effets.
Cette situation perdure en 2015, et le futur permettra de vérifier si ces comportements sont
durables ou conjoncturels.
Elia estime que l’adaptation du contrat ARP début 2014, par laquelle les ARP sont
formellement autorisés à régler le déséquilibre de système tant qu’ils sont en capacité
physique de revenir en position d’équilibre, constitue également une cause importante.
Non confidentiel 144/171
Figure 86: Puissance de réglage nette annuelle moyenne que le gestionnaire de réseau utilise afin de maintenir l’équilibre dans sa zone de réglage (MWh/h), mesurée conformément à la puissance de réglage nette moyenne (« NRV »), la puissance de réglage nette lorsqu’elle est positive (« NRV > 0 ») et lorsqu’elle est négative (« NRV < 0 »), ainsi que la moyenne de la valeur absolue de la puissance de réglage nette (« abs(NRV) »).
Sources : Elia et CREG
229. L’approbation d’un tarif de déséquilibre de -100 €/MWh dans le cadre d’un
déséquilibre positif trop important a eu lieu avant l’été 2012. En outre, les acteurs du marché
disposant d’éoliennes dans leur parc de production proposent à Elia, depuis l’été 2012, des
possibilités de réglage à la baisse. Il résulte, du coût d’opportunité des certificats verts, que le
prix d’activation est la plupart du temps d’environ -100 €/MWh. La Figure 87 reflète le nombre
de quarts d’heure par mois au cours desquels un tarif similaire ou inférieur à cette valeur
de -100 €/MWh était en vigueur, ainsi que le nombre de quarts d’heure par mois au cours
desquels un tarif négatif était en vigueur.
230. Il découle de cette figure qu’un prix de déséquilibre de -100 €/MWh ou moins est
atteint moins souvent en 2014 qu’en 2013, et moins souvent en 2015 qu’en 2014. Au total,
1.018 quarts d’heure sont dénombrés à partir de juin 201297 pendant lesquels le prix de
déséquilibre pour un déséquilibre positif est inférieur ou égal à -100 €/MWh. Les mois de
décembre 2012 et 2013 sont particulièrement surprenants, compte tenu du fait que la
production solaire était peu importante. Pourtant, 84 des 95 quarts d’heures de décembre 2012
et 61 des 70 quarts d’heure de décembre 2013 tombent pendant les vacances de Noël (après
97 334 quarts d’heure de juin à décembre 2012, 377 quarts d’heure sur toute l’année 2013 ainsi que 181 et 126 quarts d’heure respectivement en 2014 et 2015.
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(MW
)
NRV NRV > 0 NRV < 0 abs(NRV)
Non confidentiel 145/171
le 21 décembre). De ce point de vue, les 27 quarts d’heure de décembre 2014 et les 2 quarts
d’heure de décembre 2015 ne confirment pas cette tendance. Une explication partielle du
phénomène trouve sa source dans les indisponibilités importantes connues par le parc
nucléaire belge en 2014 et 2015. D’autre part, selon Elia la prévisibilité, et non le niveau de
production renouvelable, constitue un paramètre important pour la qualité du déséquilibre de
la zone.
Figure 87 : Pour un déséquilibre positif, nombre de quarts d’heure par mois avec un tarif de déséquilibre négatif, et nombre de quarts d’heure par mois avec un tarif de déséquilibre < -100 €/MWh, pour la période 2012-2015
Sources : Elia et CREG
231. La Figure 88 montre le profil journalier du nombre de fois (quarts d’heure) où le tarif
de déséquilibre pour un déséquilibre positif est de -100 €/MWh ou moindre (plus fortement
négatif) pour les années de 2013 à 2015. En 2013, un pic important de ce nombre de quarts
d’heure était localisé pendant la nuit avec une valeur de pointe de 12 quarts d’heure, et des
pics secondaires sur le temps de midi et dans l’après-midi. En 2014, le pic de la nuit était
maintenu à une valeur de 11 quarts d’heure et le nombre de quarts d’heure en dehors de la
nuit était très faible. En 2015, il y a 2 pics, un pendant la nuit et un dans l’après-midi.
L’amplitude de ces pics est cependant sensiblement plus faible qu’en 2013 et 2014, puisqu’elle
ne dépasse pas 6 quarts d’heure par pic. Le nombre total de tels quarts d’heure a diminué
fortement de 2013 à 2014, puisqu’il était de 377 en 2013 et de 181 en 2014. En 2015, il a
encore diminué par rapport à 2014, pour se fixer à une valeur de 126.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
(Nb
. 1/4
hr)
# 1/4 h imbal. tariff < 0 # 1/4 h imbal. tariff < -100
Non confidentiel 146/171
Figure 88 : Profil journalier du nombre de quarts d’heure pendant lesquels le prix de déséquilibre pour un déséquilibre positif est inférieur ou égal à -100 €/MWh pour les années 2013, 2014 et 2015
Sources : Elia et CREG
232. La Figure 89 présente une analyse des valeurs les plus extrêmes de la NRV. Elle
donne pour chaque année une courbe monotone des 75 plus grandes puissances de réglage
à la hausse et à la baisse sur une base journalière. La méthode utilisée pour traiter ces
données consiste à déterminer, par année et pour chaque journée, la puissance de réglage à
la hausse et à la baisse. Ensuite, les données sont triées et les 75 premières valeurs sont
placées dans le graphique. Les courbes supérieures représentent la puissance de réglage à
la hausse, les courbes inférieures la puissance de réglage à la baisse. Après une forte
augmentation en 2012, la puissance de réglage maximale à la hausse sur une base journalière
a diminué en 2013 pour revenir à une valeur inférieure à celle de 2011. Cette tendance
s’accentue encore légèrement en 2014. Pour les autres jours, les 75 plus grandes valeurs de
puissance de réglage maximale à la hausse sont revenues à un niveau inférieur à celui de la
période de 2010 et 2012. De manière générale, l’augmentation la plus importante est survenue
entre 2008 et 2009 et entre 2009 et 2010. Concernant la puissance de réglage à la baisse, le
maximum augmente en 2013 par rapport à 2012, pour dépasser, en valeur absolue, le niveau
maximum de 2011. La plus forte augmentation de la puissance de réglage est constatée avec
un décalage d’une année par rapport au réglage de la baisse, soit entre 2009 et 2010 et, entre
2010 et 2011. En 2014, la tendance s’inverse complètement pour revenir à des niveaux
proches de ceux de 2010. Les courbes de 2015 sont proches de celles de 2014, avec
cependant des valeurs extrêmes plus faibles pour le réglage à la hausse et plus élevées (en
valeur absolue) pour le réglage à la baisse.
0
2
4
6
8
10
12
14(N
b. 1
/4 h
r)
2013 2014 2015
Non confidentiel 147/171
Figure 89: Courbes triées des 75 plus grandes puissances de réglage à la hausse et à la baisse sur une base journalière au cours de la période 2007-2015
Sources : Elia et CREG
233. La compensation de déséquilibre (NRV) peut être fournie par différentes sources:
activation automatique des réserves secondaires (R2), activation manuelle des
‘incremental/decremental bids’98 (ID bids), des réserves tertiaires (R3), dont les clients
interruptibles et la compensation inter-TSO. La Figure 90 et le Tableau 30 y afférent illustrent
la répartition de l'évolution des sources du NRV pour les 9 dernières années (en MWh). Il s’agit
de la somme de toutes les activations de puissance de réserve par année (tant pour le réglage
à la hausse que pour la baisse). Les bids R2 et les bids libres de R3 (ID) sont scindées en
réglage à la hausse et à la baisse.
234. Il ressort de cette figure qu’au cours de la période 2007-2009, le NRV est quasi
exclusivement fourni par la R2 (barres rouges et vertes sur le graphique), avec une légère
surpondération pour le réglage à la baisse (vert). Une part minime intervient par l’activation
manuelle des ID-bids (violet et bleu). En 2010, une tendance claire s'amorce vers plus
d'activation des ID-bids et du R3, suite à un changement de la procédure d’activation appliquée
par Elia. En 2010, il s’agit principalement d’offres de réglage à la hausse (ID-bids référencés
ID up – en violet). La tendance vers une hausse des activations manuelles (ID bids) se poursuit
98 En vertu de l'article 159, §2 de l'arrêté royal du 28 décembre 2002, tous les produits de la zone de réglage Elia dont la capacité nominale est égale ou supérieure à 75 MW doivent mettre leur capacité disponible à la disposition du gestionnaire de réseau. La capacité disponible est appelée ‘incremental/decremental bids’ (ID-bids).
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75(MW
)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Non confidentiel 148/171
en 2011 et 2012, mais ce sont surtout les ID-bids de réglage à la baisse (ID down – en bleu
moyen), ainsi que la R2 à la baisse (R2 down – en vert), qui augmentent en volume.
L’activation de R3 diminue en 2013 et encore plus en 2014 par rapport à 2011 et 2012. En
2013 et 2014, une forte diminution du volume total des réserves activées est constatée : elle
se répartit sur tous les types de réserve, aussi bien la R2 que les ID-bids et la R3, la diminution
la plus importante étant celle de la R2 à la baisse (R2 down – en vert) et des ID-bids de réglage
à la baisse (ID down – en bleu moyen). En 2015, les volumes globaux activés ont légèrement
augmenté, aussi bien pour la R2 (de 534 à 580 GWh) que pour les ID-bids (de 161 à 171
GWh) et la R3 contractuelle (de 2 à 6 GWh). Cette hausse s’explique principalement par la
baisse du volume d’IGCC.
Si l’énergie échangée dans le cadre de l’IGCC99 est ajoutée, le total en 2012 passe de 1.193
GWh à 1.250 GWh, celui de 2013 de 935 GWh à 1.109 GWh, celui de 2014 de 698 GWh à
1.014 GWh et celui de 2015 de 758 GWh à 1.012 GWh, ce qui réduit environ de moitié la
différence totale entre 2012 et 2015 (Figure 91).
235. L’idée de base de l‘IGCC est de compenser les déséquilibres de signes opposés des
zones de réglage des GRT participants, de manière à éviter l’activation de moyens de
compensation des déséquilibres qui agissent dans des directions opposées d’une zone à
l’autre (c’est-à-dire à la hausse dans certaines zones et à la baisse dans d’autres zones). Au
sein de la procédure de réglage de l’équilibre de sa zone de réglage exécutée par chaque
GRT, le recours à l’IGCC a chronologiquement lieu en premier lieu, avant l’activation des
puissances de réglage. Préalablement à l’activation du réglage secondaire automatique, les
GRT de chaque pays participant « échangent » leurs déséquilibres instantanés respectifs au
sein d’un système commun d'optimisation, en tenant compte des contraintes de réseau. Les
volumes échangés au sein de l’IGCC ne sont pas garantis. A partir des signaux échangés
entre GRT, le potentiel de participation de chaque zone de réglage à l’IGCC peut être
déterminé, sur la base d’un triple principe :
- l’optimisation ne peut que réduire le déséquilibre d’un GRT,
- la réduction du déséquilibre d’un GRT ne peut excéder le volume du réglage
secondaire activable automatiquement réservé pour sa zone de réglage ; seule la
partie du déséquilibre d’un GRT inférieure à ce volume est donc éligible pour l’IGCC
(ci-après « déséquilibre éligible »),
- l’optimisation se fait sur la base des volumes et ne prend pas en compte les prix.
99 La participation de la Belgique à l’IGCC (International Grid Control Cooperation) a commencé en octobre 2012.
Non confidentiel 149/171
Afin de déterminer les réductions de déséquilibre, la somme des déséquilibres éligibles de
même signe est calculée pour l’ensemble des participants. La somme la plus faible (en valeur
absolue) est le montant de l’échange global. La compensation du déséquilibre éligible dans ce
sens est totale. La compensation dans l’autre sens se fait en répartissant le montant de
l’échange global au prorata des déséquilibres éligibles observés.
La valorisation se fait pour chaque quart d’heure, à un prix basé sur la valeur moyenne des
coûts évités par les GRT (coûts d'opportunité).
En réduisant les déséquilibres à compenser, la participation à l’IGCC permet donc de diminuer
la réserve totale activée au sein de chaque zone de réglage. Elle permet en outre de bénéficier
d’un supplément de puissance de réglage secondaire automatique, lorsque son activation,
sans la participation à l’IGCC, aurait pu saturer cette puissance de réglage.
236. L’énergie totale activée des moyens de réserve (hors IGCC) approche pour la
première fois en 2012 le seuil de 1,2 TWh (réglage à la hausse et à la baisse) soit plus du
double par rapport à 2007-2008. En 2013 par contre, elle diminue légèrement au-dessus du
niveau de l’année 2010 à 0,9 TWh et en 2014 à 0,7 TWh. En 2015, elle recommence à
augmenter légèrement à 0,8 TWh, mais son niveau reste toujours bien inférieur à celui de
2010. La part de R3 contractuelle et d’inter-TSO reste négligeable en termes de volume. Elle
est passée de 8% du total en 2010 à 5% en 2011, 3% en 2012 et inférieure à 1% à partir de
2013. Entre 2012 et 2015, les parts relatives de la R2 et des ID-bids dans le total ont
respectivement augmenté de 17 points de pourcentage et diminué de 15 points de
pourcentage.
Non confidentiel 150/171
Figure 90 : Sources de compensation de déséquilibre (NRV) pendant la période 2007-2015 (MWh) Sources : Elia et CREG
Tableau 30 : Sources de compensation de déséquilibre (NRV) pendant la période 2007-2015 (MWh) Sources : Elia et CREG
237. La Figure 91 reprend les sources de compensation du déséquilibre comme dans la
Figure 90, en y joignant les échanges réalisés dans le cadre de l’IGCC. De même, le total est
présenté sous deux formes, avec et sans inclusion de l’énergie échangée dans le cadre de
l’IGCC. Contrairement à la Figure 90, les énergies de compensation à la hausse y sont
représentées par des valeurs positives et les énergies de compensation à la baisse par des
valeurs négatives. Il est remarquable de constater comment l’activation des ID-bids, quasi
inexistante jusqu’en 2009, a pris une part de plus en plus importante à partir de 2010 suite à
une modification des procédures d’activation, jusqu’à ce que la participation de la zone de
réglage belge à l’IGCC, combinée à la réduction du déséquilibre global de la zone de réglage,
réduise petit à petit le recours à ce type de ressources, principalement en 2014. A noter
également qu’en 2011 et 2012, la plus grande partie de la réserve inter-TSO activée l’était à
la baisse.
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(MW
h)
R2 up R2 down ID up ID down R3 (up) R3 Dynamic Profile (up) ICH (up) Inter-TSO (up+down) Total
(MWh) R2 up R2 down ID up ID down R3 prod R3 DP R3 ICHInter_TSO
(up+down)Total
2007 245.809 282.607 3.209 5.765 2.795 0 0 9.725 549.910
2008 249.541 310.684 2.846 2.904 413 0 448 1.900 568.736
2009 322.563 353.068 16.584 7.352 3.528 0 1.439 10.600 715.135
2010 376.065 305.459 127.112 43.688 25.127 0 4.752 14.125 896.327
2011 316.194 431.832 132.407 167.788 29.026 0 1.884 27.000 1.106.130
2012 262.857 449.873 138.740 304.582 11.631 0 564 24.485 1.192.731
2013 270.784 337.384 122.288 198.107 2.338 0 572 3.200 934.672
2014 275.914 258.554 92.684 68.774 238 36 948 0 697.149
2015 304.337 275.770 101.578 69.397 4.025 240 1.072 250 756.669
Non confidentiel 151/171
Figure 91: Activation des sources de compensation du déséquilibre pendant la période 2007-2015 (MWh), y compris la participation à l’IGCC
Sources : Elia et CREG
238. La Figure 92 combine les données d’activation des compensations à la hausse et à
la baisse par type de ressources, et les exprime en pourcentage du total des activations. Elle
confirme les observations de la Figure 91, à savoir la compensation faite presqu’exclusivement
sur la R2 jusqu’en 2009, la part de plus en plus importante prise à partir de 2010 par l’activation
des ID-bids, ainsi que l’effet de la participation à l’IGCC. En 2014, cette participation réduit
considérablement les parts des activations d’ID-bids, de R3 contractée et de réserve inter-
TSO dans le total des énergies activées pour la compensation des déséquilibres quart horaires
de la zone de réglage belge. En 2015, la part relative des participations à l’IGCC diminue et
est principalement compensée par une augmentation de la part relative des activations de R2
et, dans une moindre mesure, des ID bids.
1.249.938
1.109.005
1.014.041 1.011.285
934.672
697.149756.669
-1.000.000
-800.000
-600.000
-400.000
-200.000
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(MW
h)
R2 ID bids R3 prod R3 DP R3 ICH Inter-TSO IGCC Total incl. IGCC Total excl. IGCC
Non confidentiel 152/171
Figure 92: Activation des sources de compensation du déséquilibre pendant la période 2007-2015, y compris la participation à l’IGCC (% du total activé)
Sources : Elia et CREG
239. La capacité de réglage à la hausse et à la baisse contractée comme réserve
secondaire est au maximum de 140 MW. La Figure 93 représente l’évolution de l’utilisation de
la puissance maximale de R2 à la hausse comme à la baisse. Cette figure indique, par année,
le nombre de quarts d’heure pendant lesquels la R2 a dû effectuer des réglages au-dessus de
140 MW, répartis en réglages à la hausse et à la baisse. Il en ressort que ce nombre de quarts
d’heure est relativement faible en 2007-2008 et qu’il augmente fortement au-dessus de 2.000
quarts d’heure en 2009, tant pour le réglage à la hausse qu’à la baisse. Ensuite, ce nombre
diminue et une tendance divergente est constatée : le nombre de quarts d’heure augmente
pour le réglage à la baisse jusqu’à un maximum de près de 3.000 quarts d’heure en 2012 (8,3
% du temps), tandis que le nombre maximal de quarts d’heure de réglage à la hausse diminue
jusqu’à environ 1.000 en 2012. En 2013, une diminution importante peut être observée, aussi
bien pour le nombre de quarts d’heure à la hausse qui passe en un an de 1.050 à 650 (environ
-38%), que pour le nombre de quarts d’heure à la baisse qui passe en un an de 2.950 à 1.050
(environ -65%). Cette tendance se confirme en 2014 pour le réglage à la baisse, alors que le
nombre de quarts d’heures pour le réglage à la hausse augmente fortement (environ +80%),
en revenant presque à l’équilibre avec le nombre de quarts d’heure à la baisse. Globalement
cependant, le nombre de quarts d’heure où la réserve secondaire est saturée reste faible.
Cette tendance participe de la diminution générale du volume des réserves activées et en
particulier de la part relative des ID-bids entre 2012 et 2014 (voir Figure 90 et Tableau 30). En
2015, le nombre total de quarts d’heure, toutes directions confondues, diminue sensiblement
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
R2 ID bids R3 prod R3 DP R3 ICH Inter-TSO IGCC
Non confidentiel 153/171
pour passer de 2142 en 2014 à 1252 en 2015 et atteindre ainsi sa valeur la plus faible sur la
période 2007-2015. Le nombre de quarts d’heure où la R2 est saturée reste plus important
pour les réglages à la hausse que pour les réglages à la baisse (711 à la hausse pour 558 à
la baisse). Il en ressort que la réserve secondaire est saturée pendant environ 4 % du temps
pour le réglage à la baisse et à la hausse.
Figure 93 : Nombre de quarts d’heure pendant lesquels R2 fournit plus de 140 MW de puissance de réglage (à la hausse et à la baisse) pour la période 2007-2015
Sources : Elia et CREG
240. L’utilisation des réserves inter-GRT pour le réglage à la baisse a fortement diminué
en 2013 par rapport à 2012, après une forte augmentation entre 2010 et 2012. En 2014, il n’y
a pas eu d’activation de la réserve inter-GRT pour le réglage de l’équilibre et en 2015, 250
MWh ont été activés, à la baisse. La modification du tarif des déséquilibres en juin 2012 peut
expliquer cette diminution ; cette modification a placé le tarif des déséquilibres positifs à au
moins -100 €/MWh en cas d’excédents ne pouvant être effacés qu’en faisant appel aux
réserves inter-GRT.
241. Bien que les parts des R3 contractuelles et d’inter-GRT restent négligeables en
termes de volumes activés, ces trois produits sont très importants pour maîtriser des situations
extrêmes. La CREG estime que la zone de réglage Elia recèle encore un grand potentiel en
ce qui concerne la demand response.
242. Le Tableau 31 présente une série de statistiques relatives à l’activation de l’ICH au
cours des neuf dernières années. Ces statistiques traitent d’événements d’interruption sur une
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
(Nb
. 1/4
hr)
R2 < -140 MW R2 > 140 MW
Non confidentiel 154/171
base journalière. Au cours d’un même événement, plusieurs clients peuvent être interrompus
en même temps, mais cet événement ne compte dans le tableau que pour un seul événement
d’interruption.
Tableau 31 : Statistiques relatives à l’activation de clients interruptibles (ICH) pour la période 2007-2015 Sources : Elia et CREG
243. Il ressort de ces statistiques que l’interruption, 2010 excepté, est exceptionnelle. Le
volume interrompu par événement et le nombre moyen d’heures par événement d’interruption
sont eux aussi limités. Il est à noter que la CREG a demandé à ELIA d’activer au moins une
fois par an chaque contrat interruptible, de manière à garder le savoir-faire en la matière
auprès des fournisseurs de ce service.
244. Le fait que les contrats ICH sont en général relativement peu utilisés est la
conséquence logique de la structure des contrats puisqu’ils ne permettent qu’un nombre limité
d’activations par an. Il convient également de tenir compte du fait que ces réserves sont
contractées pour être utilisées en cas de panne de grandes unités ou d’importants
déséquilibres structurels.
Nombre
d'interruptions
Volume
(MWh)
Nombre total
d'heures
interrompues
Nombre
moyen
d'heures
Moyenne
interrompue
(MWh)
2007 0 0 0 0,0 0
2008 2 448 6 3,1 72
2009 3 1.439 16 5,2 92
2010 9 4.752 42 4,7 113
2011 4 1.884 11 2,7 176
2012 2 564 4 2,1 135
2013 3 572 3 1,0 200
2014 1 1.163 5 4,5 258
2015 2 1.070 5 2,3 238
Non confidentiel 155/171
VII. Conclusions
245. En 2014, la tendance à la baisse du nombre d'heures de fonctionnement des
centrales au gaz s'est interrompue. Cette tendance s'est poursuivie en 2015 : la production
par TGV a augmenté de près de 40 % par rapport à 2014, synonyme d'une amélioration de la
rentabilité. Elle s'explique également par le fait qu'un total de trois centrales au gaz figurent
dans les réserves stratégiques à la fin 2015. Huit grandes centrales sont ainsi toujours actives
sur le marché.
246. En 2015, le prélèvement d'électricité total et maximal était quasiment identique à celui
de 2014. Le prélèvement total d'électricité de 77,2 TWh est bien inférieur à son pic de 88,6
TWh en 2007. La CREG estime qu’il conviendra de tenir compte, dans l’évaluation de la
consommation à venir, de la possibilité d’une baisse ou au moins d'une stagnation de la
consommation d’électricité en Belgique.
247. Les éoliennes offshore et onshore ont produit quelque 2,5 TWh en 2015. La
production est clairement supérieure durant les mois d'hiver que durant les mois d'été.
L'inverse est bien entendu valable pour les panneaux solaires, qui ont produit 3 TWh en 2015.
Ces deux nouveaux moyens de production d’énergie renouvelable semblent donc se
compenser dans une certaine mesure, du moins sur une base mensuelle et pendant la période
relativement courte étudiée.
248. Pendant les mois de septembre et octobre, la Belgique a enregistré des prix élevés
sur le marché day-ahead en raison de loop flows qui ont limité les possibilités d'importation en
Belgique, avec des pics de prix le 22 septembre et le 16 octobre 2015. Ce sont principalement
ces prix élevés durant ces deux mois qui expliquent la différence de prix relativement
importante sur base annuelle avec les pays voisins. La volatilité du prix day-ahead a de
nouveau quelque peu augmenté, toutefois de manière bien moins importante qu'en 2007 et
2008.
La sensibilité des prix sur le marché day-ahead était en revanche plus importante en 2015.
Néanmoins, en raison du retour de la capacité nucléaire et de l'installation d'un quatrième PST
à Zandvliet, la CREG prévoit que la sensibilité des prix retrouvera son niveau normal à l'avenir.
249. Après l'annonce à la mi-novembre du redémarrage des centrales nucléaires Doel 2
et Tihange 3, les prix de l'électricité ont fortement diminué sur les marchés forward. Du fait de
la baisse encore plus forte des prix du gaz, la rentabilité des centrales au gaz a augmenté par
Non confidentiel 156/171
rapport aux années précédentes : une centrale au gaz efficace bénéficiait toujours à la fin 2015
d'un baseload year ahead clean spark spread positif.
250. En 2015, des rentes de congestion de près de 108 millions d’euros ont été générées
sur le marché journalier. L'introduction du flow-based market coupling en mai 2015 semble ne
pas engendrer de baisse significative de ces rentes. Il semble en outre que l'introduction du
low-based market coupling ait fait diminuer structurellement la capacité d'interconnexion
intrajournalière commerciale.
251. Les volumes de réserve que le gestionnaire du réseau doit utiliser pour maintenir
l'équilibre de réseau ont augmenté pour la première fois depuis 2012, même si ce n'est que
légèrement. Cette hausse résulte de la baisse du volume échangeable avec les autres zones
de réglage au moyen du mécanisme IGCC. Les responsables des équilibres semblent toujours
bien maintenir leur équilibre en comparaison avec les périodes précédentes, en dépit de la
part croissante de production intermittente. Toutefois une hausse de la volatilité des prix de
déséquilibre est observée, faisant croître la valeur économique de la flexibilité par rapport à
2014. Cette tendance devrait se poursuivre dans les prochaines années.
Pour la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz:
Andreas Tirez Marie-Pierre Fauconnier
Directeur Présidente du Comité de direction
Non confidentiel 157/171
GLOSSAIRE
3ème paquet énergie : cet intitulé regroupe
deux directives relatives aux marchés du gaz et de l’électricité ;
deux règlements concernant les conditions d’accès aux réseaux du gaz naturel et les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité ;
le règlement créant l’ACER.
Belpex CIM: Belpex Continuous Intra-day Market Segment, un Segment de Marché du Belpex Spot Market où les
Instruments sont négociés par appariement continu d’Ordres de prélèvement et d’Ordres de livraison, sans une Enchère d’ouverture et pour lequel la nomination des Contrats se fait conformément aux règles de Transfert d’Energie Interne Intra-day du Contrat ARP;
Belpex DAM: Belpex Day-Ahead Market Segment’, un Segment de Marché du Belpex Spot Market où des
Instruments pour lesquels la période de livraison concerne une heure précise de la journée suivant la Journée d’échange sont négociés par une Enchère suite à une phase d’accumulation d’Ordres et pour lequel la nomination des Contrats se fait conformément aux règles de Transfert d’Energie Interne Day-Ahead du Contrat ARP;
« Belpex Spot Market » : un marché entièrement électronique pour l’échange anonyme de blocs d’électricité,
organisé et géré par Belpex conformément à l’Arrêté Royal et régi par ce Règlement de Marché. Le Belpex Spot Market est composé des Segments de Marché Belpex DAM et Belpex CIM;
Charge du réseau Elia est basée sur les injections d’énergie électrique dans le réseau Elia. Elle comprend la
production nette des centrales (locales) qui injectent à une tension d’au moins 30 kV et le bilan des importations et des exportations. Les installations de production raccordées à une tension inférieure à 30kV dans les réseaux de distribution sont uniquement prises en compte pour autant qu’une injection nette sur le réseau Elia soit mesurée. L’énergie nécessaire au pompage de l’eau dans les réservoirs de stockage des centrales de pompage connectées au réseau Elia est soustraite. Les (…) injections de la production décentralisée qui injectent de l’énergie à une tension inférieure à 30 kV dans les réseaux de distribution ne sont pas incluses dans la charge du réseau Elia. Le réseau Elia comprend les réseaux à une tension d’au moins 30 kV en Belgique ainsi que le réseau Sotel/Twinerg dans le sud du Grand-Duché de Luxembourg. Cet indicateur offre une image de l’importance du marché belge. (source : Elia)
Consommation d’énergie en un point d’accès est l’énergie prélevée par les (la) charges raccordées en ce point d’accès (source : Elia).Couplage de marché par les prix. Dans un système de couplage par les prix, chaque
marché participant au couplage de marché fournit différentes données à un système de calcul coordonné : la capacité de transport disponible à chaque frontière pour chaque direction et pour chaque période; les courbes d’offre et de demande pour chaque période; les ordres multi horaires « en blocs » soumis par les parties prenantes sur le marché. Sur la base de ces informations, les bourses déterminent à l’aide d’un algorithme de calcul, pour chaque marché participant au couplage, le prix et la position nette pour chaque période. Depuis l’introduction du couplage de marché par les prix, les prix entre les marchés varient uniquement lorsqu’il n’y a pas suffisamment de capacité d’interconnexion disponible entre deux marchés. Si une contrainte est présente à une frontière, cela signifie que la capacité de transport à la frontière est saturée, ce qui entraîne une rente de congestion.
Couplage de marché par les volumes Ce couplage a été réalisé entre la région CWE (BE, DE, FR, NL, LU) et la
région nordique (NO, SE, DK, FI, ES) Dans ce cas, les capacités de transport disponibles à chaque frontière pour chaque direction et chaque période ainsi que les courbes d’exportation nette de chaque pays pour chaque période permettent, à l’aide d’un algorithme de calcul de la société EMCC de définir les flux sur les interconnections entre les zones couplées par les prix. Cette information est ensuite prise en compte par les bourses pour calculer les prix dans les différents marchés.
Degré d’utilisation d’une unité de production est l’énergie effectivement produite divisée par l’énergie que la
centrale devrait produire à condition qu’elle produise pendant chaque heure de l’année à sa capacité maximale
Déséquilibre instantané du système (SI) est calculé en prenant la différence entre l’Area Control Error (ACE) et
le volume de réglage net (NRV). Le déséquilibre du système (SI) s'obtient en neutralisant les services auxiliaires activés (NRV) – mis en œuvre par Elia pour la gestion de l'équilibre de la zone – de l’ACE
Energie injectée, en un point d’accès et pour une période donnée, s’élève à l’intégrale, sur la période de temps
considérée, de la puissance injectée en ce point d’accès (source : Elia).
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Exemple : l’énergie injectée pour une charge s’élevant, pour un quart d’heure donné, à 40 MW, à laquelle est associée une production, injectant 100 MW au cours du même quart d’heure est égale à : 15 MWh = max (0, 100 MW – 40 MW) * 15 minutes.
Energie prélevée, en un point d’accès et pour une période donnée, s’élève à l’intégrale, sur la période de temps
considérée, de la puissance prélevée en ce point d’accès (source : Elia).
Exemple : l’énergie prélevée pour une charge s’élevant, pour un quart d’heure donné, à 100 MW, à laquelle est associée une production locale, injectant 40 MW au cours du même quart d’heure est égale à : 15 MWh = max (0, 100 MW – 40 MW) * 15 minutes.
ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport électrique (European Network of Transmission System Operators) représente 42 GRT dans 35 pays.
EPEX SPOT est une bourse qui gère des marchés spot d’électricité en France, Allemagne, Autriche et Suisse.
IGCC « International Grid Control Cooperation »
La Grid Control Cooperation (ci-après « GCC ») est une coopération entre GRT allemands. Elle vise à optimiser
la fourniture et l’activation du réglage secondaire automatique. Elle se base sur la constatation que les réglages des différentes zones de réglage allemandes agissent souvent dans les directions opposées. Elle tend à équilibrer entre ces zones de réglage le déploiement des réserves agissant en sens opposé, sous les conditions que les flux de puissance qui en résultent n’entravent pas l’accès au réseau et ne mettent pas en danger la sécurité du réseau.
La GCC se compose de quatre modules :
Module 1 : réduction des déploiements de réserve en sens opposés ;
Module 2 : support mutuel en cas de manque de réserve secondaire ;
Module 3 : coordination technique en matière de pré qualification d’une unité ;
Module 4 : liste d’appel commune des zones de réglage allemandes.
La décision a été prise de laisser ouverte la possibilité de participation d’autres zones de réglage au module 1, ce qui est connu sous le nom d’IGCC. La Belgique a commencé à participer à l’IGCC en octobre 2012.
Loop flows est la différence entre les flux physiques mesurés aux interconnexions et les flux attendus sur base
des nominations totales pour ces interconnexions.
Month-ahead est le Endex Power BE Month qui représente la moyenne arithmétique exprimée en €/MWh des prix
de référence fixés à la fin du jour ("end of day") des contrats month ahead (contrats pour la fourniture physique d’électricité sur le réseau haute tension belge au cours du mois suivant), telle que publiée sur le site web http://www.iceendex.com/.
Nomination : un ensemble de données prévisionnelles liées à un point d’accès au réseau. Ces données permettent
de définir les caractéristiques pour un jour J donné et, notamment, la quantité de puissance active par quart d’heure à injecter ou à prélever. Ces nominations sont fournies par l’ARP à Elia. La plupart des nominations sont remises en J-1 pour l’exploitation du réseau en jour J. (source : Elia).
Net Regulation Volume (NRV) ou le volume de réglage net instantané qui est calculé en prenant pour chaque
moment la différence entre la somme des volumes de toutes les actions de réglage à la hausse et la somme des volumes de toutes les actions de réglage à la baisse y compris les échanges par le biais de l’International Grid Control Cooperation demandés par Elia dans le cadre du maintien de l'équilibre de la zone de réglage. Une valeur positive indique qu'il s'agit d'un signal de réglage net à la hausse.
Paradoxically rejected block orders (PRB) sont des offres non convexes qui, sur la base des prix obtenus du
marché, auraient dû être acceptées mais qui ont quand même été rejetées.
Pouvoir calorifique : il en existe de deux types, à savoir • le pouvoir calorifique supérieur (PCS) est l’énergie thermique libérée par la combustion d'un
kilogramme de combustible. Cette énergie comprend la chaleur sensible, mais aussi la chaleur latente de vaporisation de l'eau, généralement produite par la combustion. Cette énergie peut être entièrement récupérée si la vapeur d'eau émise est condensée, c'est-à-dire si toute l'eau vaporisée se retrouve finalement sous forme liquide.
• le pouvoir calorifique inférieur (PCI) est l’énergie thermique libérée par la combustion d'un kilogramme
de combustible sous forme de chaleur sensible, à l'exclusion de l’énergie de vaporisation (chaleur latente) de l'eau présente en fin de réaction.
Non confidentiel 159/171
La différence entre les deux pouvoirs calorifiques n’est pas négligeable. Le changement d’état (entre vapeur à 100 °C et eau à 100 °C) absorbe ou libère une quantité significative de chaleur. Pour augmenter la température de 1 °C d'un litre d'eau, il faut 4.18 kJ. C'est la valeur de la chaleur spécifique de l'eau (4,18 kJ/kg/°C). L'énergie de vaporisation est l'énergie requise pour vaporiser une substance à sa température de vaporisation. L'énergie de vaporisation de l'eau est d'environ 540 calories par gramme, soit 2250 J/g (cette énergie dépend de la température et de la pression). Ceci signifie que pour chauffer un litre d’eau de 0°C à 100°C (418 kJ), il faut 5 fois moins d’énergie que pour vaporiser un litre d’eau à 100°C (2250 kJ).
Puissance injectée, en un point d’accès et un quart d’heure donné, s’élève à la différence, pour autant qu’elle soit
positive, entre la puissance injectée par la (des) production(s) associée(s) en ce point d’accès et la puissance prélevée par la (des) charge(s) associée(s) à ce point d’accès. Si cette différence est négative, la puissance injectée est nulle (source : Elia). Puissance prélevée, en un point d’accès et un quart d’heure donné, s’élève à la différence, pour autant qu’elle
soit positive, entre la puissance prélevée par la (des) charges raccordées en ce point d’accès et la puissance injectée par la (des) production(s) locale(s) associée(s) à ce point d’accès. Si cette différence est négative, la puissance prélevée est nulle (source : Elia). Quarter-ahead est le Endex Power BE Month qui représente la moyenne arithmétique exprimée en €/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour ("end of day") des contrats quarter ahead (contrats pour la fourniture physique d’électricité sur le réseau haute tension belge au cours du trimestre suivant), telle que publiée sur le site web http://www.iceendex.com/. Réserve secondaire (R2) est une réserve activée automatiquement et continuellement, tant à la hausse qu’à la baisse. Elle intervient rapidement (de 30 seconde à 15 minutes) et restera active le temps nécessaire. Cette réserve règle les déséquilibres courants et a pour finalités de rétablir de manière continue l’équilibre au sein de la zone de réglage d’Elia et de régler de manière continue les variations de fréquences. Réserve tertiaire (R3) est une réserve de puissance que certains producteurs ou industriels mettent à la disposition
d’Elia. Elle permet de faire face à un déséquilibre important ou systémique de la zone de réglage, de compenser une variation de fréquence importante, de résoudre des problèmes importants de congestion. Cette réserve est mobilisée manuellement. Résilience de marché indique la sensibilité au prix suite à une augmentation de l’offre ou de la demande sur le marché. Spread: explique l’écart entre le prix de marché de l’électricité et son coût variable de court terme estimé sur base
des prix de marché du combustible, c’est-à-dire une approximation de la marge brute à très court terme ; si le CO2 devient une composante additionnelle du coût variable, il s’agira de clean spread ; si la détermination du spread est calculée pour produire avec :
une centrale de charbon, il s’agira du dark spread et, une centrale au gaz, il sera question du spark spread.
Température équivalente s'obtient en additionnant 60 % de la température moyenne du jour J à 30 % de la
température du jour J-1, et en additionnant ce résultat à 10 % de la température du jour J-2 (source : http://www.aardgas.be/professioneel/over-aardgas/nieuws-en-publicaties/graaddagen). Use-It-Or-Sell-It (UIOSI) est le principe de transférer la capacité non-utilisée dans le marché journalier. Year-ahead est le Endex Power BE Calendar qui représente la moyenne arithmétique exprimée en €/MWh des prix de référence fixés à la fin du jour ("end of day") des contrats calendar (contrats pour la fourniture physique d’électricité sur le réseau haute tension belge au cours de l'année calendrier suivante), telle que publiée sur le site web http://www.iceendex.com/. Zone de réglage Elia est la zone électrique pour laquelle Elia doit maintenir l’équilibre global entre l’offre et la
demande d’électricité. Pour ce faire, Elia dispose de plusieurs moyens, parmi lesquels les réserves secondaire et tertiaire ainsi que les accords de réserve passés avec des gestionnaires de réseaux voisins. La zone de réglage Elia couvre la Belgique et une partie du Grand-duché de Luxembourg (réseau Sotel).
Non confidentiel 160/171
LISTE DES ABREVIATIONS
AFCN Agence fédérale de Contrôle nucléaire
ACER agence de coopération des régulateurs de l’énergie opérationnelle depuis le 3 mars 2011
APX Amsterdam Power Exchange
APX-ENDEX à présent indice ICE - ENDEX Intercontinental Exchange ARP Access Responsible Party, la partie responsable d’accès qui a conclu un contrat ARP avec le
GRT Elia ATC Available Transfer Capacity’ BE Belgique
CACM Capacity Allocation and Congestion Management (Allocation de la capacité et à la gestion de la
congestion) CASC Capacity Allocating Service Company, à savoir une plateforme d’allocation d’enchères des
capacités frontalières de transmission des régions CWE et CSE, le nord de la Suisse et partiellement de la Scandinavie (jao.eu)
CCGT Combined Cycle Gas Turbine (TGV en Français) CEE Central East Europe : région d'Europe du Centre-Est CEER conseil des régulateurs européens de l’énergie créée en 2000
CIM continuous intra-day market CSE Région d’Europe du Centre-Sud regroupant l’Allemagne, l’Autriche, la France, la Grèce, l’Italie et
la Slovénie CWE Central West Europe : région d’Europe du Centre-Ouest regroupant l’Allemagne, la Belgique, la
France, le Luxembourg et les Pays-Bas constituée le 9 novembre 2010 DAM Day-ahead market
DE Allemagne EEX European Energy Exchange ENTSO réseaux européens des gestionnaires de réseaux de transport électrique (ENTSO-E) – du gaz
(ENTSO-G) ERGEG groupe des régulateurs européens pour l’électricité et le gaz
EUPHEMIA « Pan-European Hybrid Electricity market integration algorithm », algorithme choisi pour
l’initiative PCR FR France
FBMC Flow-based market coupling
GME Gestore Mercati Energetici, opérateur de marché espagnol pour l’électricité et le gaz GRT gestionnaire du réseau de transport HHI Herfindahl-Hirschman Index : mesure de concentration du marché
ICH clients interruptibles
ID-bids incremental/decremental bids
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IRM Institut royal météorologique IGCC International Grid Control Cooperation
ITVC Interim Tight Volume Coupling
JAO Joint Allocation Office
M€ million d’euros
MCR Multi-Regional Coupling
NEMO Nominated Electricity Market Operators
NL Pays-Bas NRV Net Regulation Volume ou le volume de réglage net instantané qui est calculé en prenant pour
chaque moment la différence entre la somme des volumes de toutes les actions de réglage à la hausse et la somme des volumes de toutes les actions de réglage à la baisse y compris les échanges par le biais de l’International Grid Control Cooperation demandés par Elia dans le cadre
du maintien de l'équilibre de la zone de réglage. Une valeur positive indique qu'il s'agit d'un signal de réglage net à la hausse.
NTC Net Transfer Capacity = TTC (Total Transfer Capacity) – TRM (Transmission Reliability Margin). NWE North West Europe : région de l'Europe du Nord-Ouest qui regroupe l'Allemagne/Autriche, le
Benelux, le Danemark, l’Estonie, la Finlande, la France, la Grande-Bretagne, la Lettonie, la Lithuanie, la Norvège, la Pologne et la Suède.
OMIE OMI-Polo Español S.A. opérateur de marché espagnol pour l’électricité et le gaz
OTC Over-the-counter ou off-exchange
OTE Opérateur de marché tchèque pour l’électricité et le gaz
PCI Pouvoir calorifique inférieur (voir aussi glossaire)
PCR Price Coupling of Regions, une initiative de 7 bourses européennes afin de développer un
algorithme unique pour calculer un unique prix de couplage en Europe et pour améliorer l’efficience des allocations de capacités d’interconnexion aux frontières sur une base day-ahead.
PCS Pouvoir calorifique supérieur (voir aussi glossaire) PV Panneaux photovoltaïques
SER - EnR Sources d’énergie renouvelables
SWE South West Europe : région d’Europe du Sud-Ouest
TGV Turbine Gaz-Vapeur
TLC Trilateral Market Coupling c’est-à-dire le couplage trilatéral des marchés belge (Belpex),
français (Powernext) et néerlandais (APX) de l’électricité constitué le 21 novembre 2006 avec les GRT TenneT, Elia et RTE.
TTC Total Transfer Capacity
TRM Transmission Reliability Margin UIOSI Use-It-Or-Sell-It
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Unités
GW gigawatt correspond à 1 milliard de watts kV kilovolt mHz milihertz, unité de fréquence MW mégawatt correspond à 1 million de watts MWh mégawatt-heure correspond à 3,6 milliards de mégajoules TW térawatt correspond à mille milliards de watts W Watt, unité de mesure de puissance dérivée du système international d’unités
qui mesure le taux de conversion électrique
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LISTE DES TRAVAUX CITES
a) Avis (A) 051208-CDC-496 du 8 décembre 2005 relatif au projet de règlement de marché introduit par l’entreprise Belpex
b) Etude (F)080117-CDC-742 du 17 janvier 2008 relative au Belpex Day-Ahead Market et à l’utilisation de la capacité aux interconnexions avec la France et les Pays-Bas en 2007
c) Etude (F)080515-CDC-768 du 15 mai 2008 sur la cotisation fédérale en vue de la compensation de la perte de revenus des communes résultant de la libéralisation du marché de l’électricité
d) Etude (F)090223-CDC-827 du 23 février 2009 relative au Day-Ahead Market Segment de Belpex, au Continuous Intra-day Market Segment et à l'utilisation de la capacité aux interconnexions avec la France et les Pays-Bas en 2008
e) Etude (F)100218-CDC-947 du 18 février 2010 relative au marché belge à court terme d’électricité Belpex et à l’utilisation de la capacité aux interconnexions avec la France et les Pays-Bas en 2009
f) Etude (F)110203-CDC-1036 du 3 février 2011 de la CREG relative à l’analyse du concept des spreads
g) Etude (F)110331-CDC-1050 du 31 mars 2011 relative au fonctionnement du marché de gros belge pour l'électricité – rapport de suivi 2010
h) Etude (F) 110428-CDC-1014 du 28 avril 2011 de la CREG sur l’impact du câble NorNed sur les prix Day-Ahead d’électricité aux Pays-Bas, en Allemagne et en Belgique
i) Etude (F)110908-CDC-1098 du 8 septembre 2011 relative au mécanisme de formation des prix négatifs de l’électricité en Allemagne
j) Etude (F)111013-CDC-1113 du 13 octobre 2011 relative à la capacité de production d'électricité installée en Belgique en 2010 et son évolution
k) Etude (F)111208-CDC-1129 du 8 décembre 2011 de la CREG relative à la relation entre la capacité d’interconnexion physique et commerciale aux frontières électriques belges
l) RTE, Bilan Electrique Français 2010, 20 janvier 2012, p. 13 m) Etude (F)120531-CDC-1153 : Etude relative au fonctionnement et à l'évolution des prix du marché
de gros belge pour l'électricité – rapport de suivi 2011 n) Etude (F)120801-CDC-1167 du 1er août 2012 de la CREG relative à la sécurité
d’approvisionnement en gaz naturel et en électricité par les températures les plus faibles enregistrées depuis la libéralisation des marchés (février 2012)
o) Etude (F)130530-CDC-1247 du 30 mai 2013 relative aux fonctionnement et évolution des prix sur le marché de gros belge pour l'électricité - rapport de surveillance 2012
p) Etude (F)140430-CDC-1319 : Etude relative aux fonctionnement et évolution des prix sur le marché de gros belge de l'électricité - rapport de monitoring 2013
q) Décision finale (B)140605-CDC-1330 du 5 juin 2014 relative à la proposition de la SA ELIA SYSTEM OPERATOR relative aux règles de fonctionnement de la réserve stratégique
r) Décision (B)130926-CDC-1270 du 26 septembre 2013 relative à la demande d'approbation de la proposition de la SA Elia System Operator relative à la "mise en œuvre du couplage de marché day-ahead dans la région NWE (Europe nord-ouest)"
s) Belpex monthly report June 2013 t) CASC: communication: Outcome of the CWE FB MC Survey - Project answers to Market
Participants’ concerns and questions u) “Summary Results – Elia Febeliec EnergyVille Demand Response Survey” – Novembre 2013 v) Décision finale (B)150423-CDC-1410 relative à la demande d'approbation de la proposition de la
SA Elia System Operator relative à la mise en place d’un couplage de marchés journaliers basé sur les flux dans la région CWE (Europe de Centre-Ouest)
w) Etude (F)150604-CDC-1411 : Etude relative au fonctionnement et évolution des prix sur le marché de gros belge de l'électricité - rapport de monitoring 2014
x) Divers (Z)151113-CDC-1476 : Working paper on the price spikes observed on the Belgian day-ahead spot exchange Belpex on 22 September 2015
y) Etude (F)160324-CDC-1520 : Study on the price spikes observed on the Belgian dayahead spot exchange Belpex on 22 September and 16 October 2015
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LISTE DES FIGURES
Figure 1: Evolution des prix de l’électricité (€/MWh), du gaz (€/MWh) et du pétrole (€/baril) de 2007 à 2015 ....................................................................................................9
Figure 2: Evolution de la consommation moyenne (bleu), la capacité cumulée (jaune) de production (orange) et d’importation nette (rouge), la production nucléaire (violet), les flux physiques d’importation (gris - valeur négative) et la température moyenne (vert - échelle de droite) en 2015 ........................................................................ 15
Figure 3: Part d’Electrabel dans le parc nucléaire belge .................................................... 18
Figure 4: Production nominée totale mensuelle des 7 centrales nucléaires par année (TWh) ........................................................................................................................... 20
Figure 5: Nombre de jours d’indisponibilité des 7 centrales nucléaires par année ............. 21
Figure 6: Production d'électricité quotidienne moyenne par les centrales nucléaires en 2015 (ligne noire) et (in)disponibilité des centrales nucléaires (vert / rouge)) .............. 22
Figure 7: Energie nominée totale en day-ahead des TGV de la zone de réglage Elia, par mois, ainsi qu’une indication du volume minimum moyen devant être nominé pour les réserves secondaires (ligne bleue). .............................................................. 25
Figure 8: Ecarts (spreads) entre le prix de l’électricité et son coût estimé de production entre 2009 et 2015 (lignes continues) et estimation du prix de la tonne de CO2 afin qu’une unité de production de gaz produise de l’électricité au même coût qu’une unité de charbon (ligne discontinue). .................................................................. 26
Figure 9: Mises à l'arrêt effectives jusqu’en avril 2016 et annoncées à partir de mai 2016 ... 27
Figure 10: Energie électrique générée mensuellement par les unités de production selon le type de combustible utilisé entre 2007 et 2015 ................................................... 32
Figure 11: Comparaison relative de l’énergie électrique produite en 2015 par rapport à la moyenne produite entre 2007 et 2014 par les unités de production par type de combustible utilisé (%) ....................................................................................... 33
Figure 12: disponibilité (%) des centrales de production d’électricité par type de combustible, de 2007 à 2015 .................................................................................................. 36
Figure 13: disponibilité de la puissance des centrales nucléaires (%) en distinguant les indisponibilités planifiées (planned unvailable) et les arrêts non planifiés (forced outages) de 2007 à 2015 ................................................................................... 38
Figure 14: nombre de jours cumulés d’interruption des unités nucléaires de production électrique entre 2012 et 2015 ............................................................................. 39
Figure 15 : Qui consomme l’électricité provenant des producteurs et des importations nettes en 2015 ................................................................................................... 41
Figure 16: Monotones de consommation électrique des années 2007 à 2015 dans la zone de réglage d’Elia ..................................................................................................... 42
Non confidentiel 165/171
Figure 17: Evolution des puissances moyennes et maximales d’électricité (MW) dans la zone de réglage Elia et leurs courbes de tendance pour la période 2007-2015 .......... 44
Figure 18: Evolution des niveaux de prélèvement classés au sein de la zone d’Elia (MW) pour 2007-2015 (pour le ¼ heure le plus élevé, l’heure 100, l’heure 200 et l’heure 400), ainsi que leur courbe de tendance...................................................................... 45
Figure 19: Consommation mensuelle moyenne dans la zone de réglage Elia entre 2007 et 2015 ................................................................................................................... 46
Figure 20: Influence de la température journalière équivalente (Teq, axe horizontal, en °C) sur la consommation totale d'électricité (en organe) et sur la charge du réseau Elia (en bleu), répartie en transport (en jaune) et distribution (en vert) pour tous les jours ouvrables de 2015 .............................................................................................. 48
Figure 21: Prélèvement moyen d’électricité par quart horaire dans la zone Elia pour les années 2007 à 2015 (MW) ............................................................................................. 49
Figure 22: Variabilité annuelle moyenne du prélèvement d’électricité au cours d’une journée (« Av D-Stdev » – ligne bleue), la différence entre deux journées consécutives (« StdDev of DvD-1 » – ligne rouge) et, sur l’axe de droite, la différence entre deux quarts d’heure consécutifs (« Stdev of QtoQ » – ligne verte) (MW). Les ordonnées de gauche et de droite commencent respectivement à 600 MW et à 110 MW. .. 50
Figure 23: Estimation de la production quart horaire moyenne, maximale et minimale par les panneaux solaires installés (MW) entre 2012 et 2015. ....................................... 51
Figure 24: Evolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à la treizième heure du jour ....................................................................................... 52
Figure 25: Ecart-Type par quart horaire du prélèvement sur le réseau dans la zone de réglage Elia (MW) entre 2007-2015. L’ordonnée commence à 500 MW. ........................ 53
Figure 26: Ecart-type de la différence de prélèvement d’électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). .............................................................................................. 54
Figure 27: Evolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore et onshore raccordée au réseau Elia entre 2007 et 2015 ..................................................... 56
Figure 28: Production nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore raccordées au réseau Elia entre 2007 et 2015 .......................................................................... 57
Figure 29: Puissance moyenne (MW, échelle de gauche) et production annuelle nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore de l’ensemble des parcs belges de février 2012 à 2015 (TWh, échelle de droite) ...................................................... 58
Figure 30: Production horaire moyenne nette d'électricité des éoliennes onshore et offshore durant les mois de février 2012 à décembre 2015 (MWh) .................................. 58
Figure 31: Ecarts mensuels moyens entre les productions réelles et les prévisions moyennes d'électricité des éoliennes onshore et offshore entre les mois de février 2012 et décembre 2015 (%) ............................................................................................ 60
Figure 32: Monotones de charge du réseau pour les 100 heures de pointe les plus élevées de la zone de réglage Elia, énergie éolienne incluse (lignes pointillées) et hors
Non confidentiel 166/171
énergie éolienne (ligne continue) pour les années 2012 (jaune), 2013 (vert), 2014 (bleu) et 2015 (rouge). ........................................................................................ 61
Figure 33: Capacité de production nécessaire (axe de gauche) pendant les 100 heures de pointe les plus élevées de l’année et taux d'utilisation moyen de la capacité de production (axe de droite), hors énergie éolienne (bleu) et énergie éolienne incluse (gris) pour les années 2012 – 2015 .................................................................... 62
Figure 34: Nouvelle structure de l'actionnariat d'EPEX SPOT après l'intégration du Groupe APX .................................................................................................................... 64
Figure 35 : Prix annuel moyen du marché journalier, par zone de dépôt des offres .............. 66
Figure 36 : Prix moyen mensuel du marché DAM en Belgique sur les quatre bourses de la région CWE pour la période 2007-2015 ............................................................. 67
Figure 37: Échanges commerciaux mensuels moyens du marché DAM entre la zone belge de dépôt des offres et les zones de dépôt des offres des Pays-Bas et de la France pour la période 2008-2015 ................................................................................. 68
Figure 38: Convergence complète des prix (<0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et la région CWE ...................................................................................... 70
Figure 39: Convergence complète des prix (<0,01 €/MWh) entre la zone allemande de dépôt des offres et la région CWE................................................................................ 71
Figure 40 : Évolution des prix Belpex DAM en valeur nominale (courante) et en valeur réelle (constante) exprimée soit en début soit en fin de période. .................................. 72
Figure 41 : Prix hebdomadaire du marché journalier en Belgique (minimum, moyen et maximum), 2015 ................................................................................................ 73
Figure 42 : Volatilité du prix du marché journalier Belpex selon trois statistiques.................. 74
Figure 43 : Volumes moyens échangés, achetés et vendus sur le marché journalier Belpex entre 2007 et 2015 ............................................................................................. 76
Figure 44 : Valeur des contrats négociés sur le marché Belpex DAM ................................... 77
Figure 45 : Évolution des parts de marché sur le marché Belpex DAM pour l'achat d'électricité en 2007-2015 ..................................................................................................... 78
Figure 46 : Évolution des parts de marché sur le marché Belpex DAM pour la vente d'électricité en 2007-2015 ..................................................................................................... 78
Figure 47 : Résilience moyenne du marché journalier Belpex de 2007 à 2015 ..................... 80
Figure 48 : Résilience moyenne du marché DAM sur la bourse de Belpex lorsque 500 MWh/h supplémentaires sont achetés ou vendus, par mois ........................................... 81
Figure 49 : Volume proposé par type d'offre à l’achat d’électricité, 2007-2015 ..................... 82
Figure 50 : Volume proposé par type d'offre à la vente d’électricité, 2007-2015 ................... 82
Non confidentiel 167/171
Figure 51 : Le nombre de block orders rejetés paradoxalement (barre) et sa quote-part en comparaison du nombre total de block orders introduits (ligne), par an sur la période 2010-2015 ............................................................................................. 84
Figure 52 : Volume proposé par offre du type limit order, avec intention d'achat, par mois, 2007-2015 .......................................................................................................... 86
Figure 53 : Volume proposé par offre du type block order, avec intention d'achat, par mois, 2007-2015 .......................................................................................................... 86
Figure 54 : Volume proposé par offre du type limit order, avec intention de vente, par mois, 2007-2015 .......................................................................................................... 86
Figure 55 : Volume proposé par offre du type block order, avec intention de vente, par mois, 2007-2015 .......................................................................................................... 86
Figure 56: Volume proposé par offre de type block order, avec intention de vente, par mois, 2007-2015 .......................................................................................................... 87
Figure 57 : ATC moyenne en intra-day en fonction de l'ATC moyenne en day-ahead et des échanges commerciaux attribués sur le marché journalier entre les zones française et belge de dépôt des offres ................................................................ 89
Figure 58: ATC moyenne en intra-day en fonction de l'ATC moyenne en day-ahead et des échanges commerciaux attribués sur le marché journalier entre les zones néerlandaise et belge de dépôt des offres ......................................................... 89
Figure 59 : Prix mensuels moyens par mois de transaction de quatre contrats-types entre 2007 et 2015 ............................................................................................................... 91
Figure 60 : Prix mensuels moyens par mois de livraison des 4 contrats-types entre 2007 et 2015 ................................................................................................................... 92
Figure 61 : Prix mensuels moyens par mois de transaction pour la fourniture year-ahead en Belgique, aux Pays-Bas, en France et en Allemagne (€/MWh) entre 2007 et 2015. ........................................................................................................................... 95
Figure 62 : Coût de production pour un profil baseload pour la prochaine année civile ........ 98
Figure 63 : Clean Dark Spreak et Clean Spark Spread pour un profil baseload pour la prochaine année civile ........................................................................................ 98
Figure 64 : Flux physiques, commerciaux et de transit aux frontières de la zone de réglage belge en 2015 .................................................................................................. 101
Figure 65: Moyenne mensuelle de la capacité d'interconnexion commerciale totale disponible aux frontières de la Belgique avec les Pays-Bas et la France (MW). ................ 105
Figure 66: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis la France vers la Belgique entre 2007 et 2015 ................................................................. 109
Figure 67: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis la Belgique vers la France entre 2007 et 2015 ..................................................... 110
Figure 68: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis les Pays-Bas vers la Belgique entre 2007 et 2015 .......................................................... 112
Non confidentiel 168/171
Figure 69: Résultats d'enchères de capacité mensuelle sur l’interconnexion depuis la Belgique vers les Pays-Bas entre 2007 et 2015 .............................................................. 113
Figure 70: Flux physiques nets à la frontière Belgique-France (MWh/h) ............................. 114
Figure 71: Flux physiques nets à la frontière belgo-néerlandaise (MWh/h) ......................... 115
Figure 72: Flux d’exportation et d’importation physiques nets pour la Belgique (MWh/h) .... 116
Figure 73: Flux physiques d'importation (MW) pour les interconnexions avec la France (axe vertical) et les Pays-Bas (axe horizontal) en 2015 ............................................ 117
Figure 74: Utilisation de la capacité d'interconnexion à la frontière belgo-française, dans les deux sens (MWh/heure) ................................................................................... 119
Figure 75: Utilisation de la capacité d'interconnexion à la frontière belgo-néerlandaise, dans les deux sens (MWh/heure).............................................................................. 121
Figure 76: Utilisation des capacités d’interconnexion pour les importations et les exportations (MWh/h) de 2007 à 2015 .................................................................................. 124
Figure 77: Utilisation de capacité d’interconnexion pour le transit (MWh/heure) ................ 126
Figure 78: Echange moyen d’énergie par le biais du marché day-ahead dans la région CWE (MWh/h). .......................................................................................................... 128
Figure 79: Nombre d’heures par mois pendant lesquelles une différence de prix entre deux zones de prix voisines est observée et pendant lesquelles le flux physique en temps réel évolue dans le sens opposé au flux commercial day-ahead saturé entre 2007 et 2015 .................................................................................................... 130
Figure 80: Exportation moyenne en day-ahead sur une base journalière par rapport à la capacité de production nucléaire nominée moyenne, ainsi que leur courbe de tendance, réparties sur trois périodes ; janvier 2007-décembre 2011 (rouge), janvier 2012-décembre 2013 (vert), janvier 2014-décembre 2015 (bleu). La ligne noire pointillée représente les valeurs moyennes par tranche de 500 MW de capacité nucléaire. La ligne noire continue est la ligne de tendance composée de toutes les observations de janvier 2007 à décembre 2015 inclus (ces points ne sont pas explicitement indiqués sur la figure). Les deux axes sont exprimés en MWh/h. ............................................................................................................ 132
Figure 81: Capacité d'importation commerciale moyenne sur base journalière (ordonnée) contre capacité de production nucléaire nominée moyenne (abscisse), réparties en 2014 (bleu) et en 2015 (rouge), ainsi que leurs courbes de tendance, exprimées en MWh............................................................................................................ 134
Figure 82: Nomination moyenne en day-ahead sur une base journalière des TGV par rapport à la capacité de production nucléaire nominée moyenne, ainsi que leurs courbes de tendance, réparties selon trois périodes : janvier 2007 - décembre 2011 (rouge), janvier 2012 - décembre 2013 (vert), janvier 2014 - décembre 2015 (noire). Les deux axes sont en MWh/h. ............................................................................... 134
Figure 83: Rentes de congestion annuelles sur une base journalière pour les quatre interconnexions (€ millions) .............................................................................. 137
Non confidentiel 169/171
Figure 84 : Tarifs de déséquilibre moyens annuels, pour un déséquilibre négatif (« Neg. Imbalance Tariff ») et un déséquilibre positif (« Pos. Imbalance Tariff »), pour la période allant de 2007 à 2015 dans la zone de réglage Elia, ainsi que le prix moyen sur le Belpex DAM (€/MWh) ............................................................................. 139
Figure 85: Déviation standard annuelle du tarif pour les déséquilibres négatifs (« Neg. imbal. tariff ») et positifs (« Pos. imbal. tariff ») dans la zone de réglage Elia, ainsi que du prix du marché day-ahead de Belpex (« Belpex DAM price ») pour la période allant de 2007 à 2015 ................................................................................................ 141
Figure 86: Puissance de réglage nette annuelle moyenne que le gestionnaire de réseau utilise afin de maintenir l’équilibre dans sa zone de réglage (MWh/h), mesurée conformément à la puissance de réglage nette moyenne (« NRV »), la puissance de réglage nette lorsqu’elle est positive (« NRV > 0 ») et lorsqu’elle est négative (« NRV < 0 »), ainsi que la moyenne de la valeur absolue de la puissance de réglage nette (« abs(NRV) »). .......................................................................... 144
Figure 87 : Pour un déséquilibre positif, nombre de quarts d’heure par mois avec un tarif de déséquilibre négatif, et nombre de quarts d’heure par mois avec un tarif de déséquilibre < -100 €/MWh, pour la période 2012-2015 ................................... 145
Figure 88 : Profil journalier du nombre de quarts d’heure pendant lesquels le prix de déséquilibre pour un déséquilibre positif est inférieur ou égal à -100 €/MWh pour les années 2013, 2014 et 2015 ........................................................................ 146
Figure 89: Courbes triées des 75 plus grandes puissances de réglage à la hausse et à la baisse sur une base journalière au cours de la période 2007-2015 .................. 147
Figure 90 : Sources de compensation de déséquilibre (NRV) pendant la période 2007-2015 (MWh) .............................................................................................................. 150
Figure 91: Activation des sources de compensation du déséquilibre pendant la période 2007-2015 (MWh), y compris la participation à l’IGCC .............................................. 151
Figure 92: Activation des sources de compensation du déséquilibre pendant la période 2007-2015, y compris la participation à l’IGCC (% du total activé)............................. 152
Figure 93 : Nombre de quarts d’heure pendant lesquels R2 fournit plus de 140 MW de puissance de réglage (à la hausse et à la baisse) pour la période 2007-2015 .. 153
Non confidentiel 170/171
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1: Bilan énergétique du réseau Elia de 2007 à 2015 (GWh) ................................... 11
Tableau 2 : Ventilation des puissances maximales des centrales nucléaires entre leurs propriétaires (Electrabel et EDF) et / ou bénéficiaires de droits de tirage dont E.ON au 31 décembre 2015 ........................................................................................ 17
Tableau 3 : les 8 plus grandes centrales TGV (+/- 400 MW) ................................................ 24
Tableau 4: Production nominée moyenne des TGV dans la zone Elia ................................. 28
Tableau 5: Parts de marché de la capacité de production électrique par type de combustible ........................................................................................................................... 30
Tableau 6: Parts de marché de l’énergie électrique produite par type de combustible ......... 31
Tableau 7: Parts de marché de gros des acteurs du marché dans la capacité de production d’électricité ......................................................................................................... 33
Tableau 8: Parts de marché de gros des acteurs du marché dans l’énergie produite........... 34
Tableau 9: Parts relatives (%) de l’énergie produite (E) par rapport à la production maximale théorique (PmaxT) et à la production maximale disponible (PmaxA) .................. 37
Tableau 10: Consommation (TWh) et puissance demandée (MW) entre 2007 et 2015 ........ 43
Tableau 11: Production d’électricité d’origine solaire 2011-2015 .......................................... 52
Tableau 12: Aperçu de la puissance nominale des parcs ..................................................... 55
Tableau 13 : Prix annuel moyen du marché journalier, par zone de dépôt des offres ........... 66
Tableau 14 : Convergence complète des prix (<0,01 €/MWh) entre la zone de dépôt des offres belge et la région CWE ...................................................................................... 69
Tableau 15 : Part de tranche tarifaire entre 2007 et 2015, par an ......................................... 74
Tableau 16 : Volumes échangés et échanges transfrontaliers sur le marché journalier Belpex (TWh), ainsi que la part relative du volume négocié en fonction des prélèvements mesurés par Elia. ............................................................................................... 75
Tableau 17 : Volumes négociés et prix pour le marché intra-day entre 2007 et 2015 ........... 88
Tableau 18 : Corrélation entre les contrats day-ahead, month-ahead, quarter-ahead et year-ahead entre 2007 et 2015 ................................................................................. 91
Tableau 19 : Corrélation entre les contrats day-ahead, month-ahead, quarter-ahead et year-ahead entre 2012 et 2015 .................................................................................. 92
Tableau 20 : Prix annuel moyen pour la livraison de quatre contrats-types entre 2007 et 2015. ........................................................................................................................... 93
Non confidentiel 171/171
Tableau 21 : Prix annuels moyens des transactions year-ahead pour la Belgique, les Pays-Bas, la France et l'Allemagne, et la différence de prix relative par rapport à la Belgique ............................................................................................................. 95
Tableau 22: Capacité commerciale moyenne horaire disponible (MW) d’interconnexion .... 103
Tableau 23: Capacité annuelle mise aux enchères (‘cap’ en MW), le prix moyen unitaire (€/MWh) et le revenu des enchères (€million) .................................................. 107
Tableau 24: Capacité commerciale moyenne disponible et nominations à la frontière belgo-française .......................................................................................................... 120
Tableau 25: Capacité commerciale moyenne disponible et nominations à la frontière belgo-néerlandaise entre 2007 et 2015 ...................................................................... 122
Tableau 26: Exportation (+) commerciale nette par ....................................................... 123
Tableau 27: Nominations commerciales totales (TWh) et moyennes (MWh/h) aux frontières de la zone de réglage Elia entre 2007 et 2015 ................................................. 125
Tableau 28: Transit commercial moyen entre la France et les Pays-Bas, via la Belgique, entre 2007 et 2015 (MW) et différence de prix annuel moyen (€/MWh) ..................... 127
Tableau 29: Echange net moyen d’énergie par le biais du marché day-ahead dans la région CWE (TWh). ..................................................................................................... 129
Tableau 30 : Sources de compensation de déséquilibre (NRV) pendant la période 2007-2015 (MWh) .............................................................................................................. 150
Tableau 31 : Statistiques relatives à l’activation de clients interruptibles (ICH) pour la période 2007-2015 ........................................................................................................ 154
![[Infographie] l'électricité renouvelable dans le monde](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/55a7a67b1a28ab8d198b47df/infographie-lelectricite-renouvelable-dans-le-monde.jpg)
![[Infographie] L'électricité renouvelable en France](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/55ae24501a28ab952c8b45e9/infographie-lelectricite-renouvelable-en-france.jpg)
