Étude su le fon tionnement et l’évolution des p ix du ... · afin de mieux comprendre...
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(F)1609 28 septembre 2017
Étude sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge de l'électricité - rapport de suivi 2016
réalisée en application de l’article 23, § 2, deuxième alinéa, 2° et 19°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.
TABLE DES MATIÈRES
TABLE DES MATIÈRES .............................................................................................................................. 2
RÉSUMÉ ................................................................................................................................................... 4
INTRODUCTION ....................................................................................................................................... 8
FONCTIONNEMENT DU MARCHÉ DE GROS DE L’ÉLECTRICITÉ ................................................................ 9
1. Note préliminaire ............................................................................................................................ 9
2. Charge du réseau électrique ......................................................................................................... 15
2.1. Contexte historique : événements significatifs ..................................................................... 15
2.2. Sujet spécial : impact de l'introduction de masse des véhicules électriques ........................ 15
2.2.1. Caractéristiques de la voiture particulière électrique ................................................... 15
2.2.2. Demande d'électricité versus Capacité d'approvisionnement ...................................... 17
2.2.3. Conclusion ..................................................................................................................... 19
2.3. Statistiques ............................................................................................................................ 20
2.3.1. Évolution de la charge du réseau .................................................................................. 20
2.3.2. Demande d'électricité selon les conditions météorologiques ...................................... 25
2.3.3. Caractéristiques d'utilisation et impact des panneaux solaires .................................... 28
3. Production ..................................................................................................................................... 35
3.1. Contexte historique et événements significatifs ................................................................... 35
3.2. Statistiques ............................................................................................................................ 36
3.2.1. Principales caractéristiques de la production d'électricité en Belgique ....................... 36
3.2.2. Production nucléaire ..................................................................................................... 38
3.2.3. Centrales au gaz ............................................................................................................ 39
4. Échange d’électricité ..................................................................................................................... 42
4.1. Contexte historique : événements significatifs ..................................................................... 42
4.1.1. Fondation de la bourse belge de l'électricité ................................................................ 42
4.1.2. Organisation du marché day-ahead belge par Belpex .................................................. 42
4.1.3. Organisation du marché intraday belge par Belpex ...................................................... 43
4.1.4. Intégration des activités assurées par Belpex dans EPEX SPOT .................................... 43
4.1.5. Cadre légal touchant les marchés belges de l'électricité .............................................. 44
4.1.6. Autres évolutions pertinentes ....................................................................................... 44
4.2. Sujet spécial ........................................................................................................................... 45
4.3. Statistiques ............................................................................................................................ 52
4.3.1. Le marché de gros day-ahead de l'électricité pour fourniture en Belgique .................. 52
4.3.2. Le marché de gros intraday de l'électricité pour fourniture en Belgique ..................... 61
4.3.3. Les marchés de gros à long terme de l'électricité pour fourniture en Belgique ........... 63
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5. Interconnexions ............................................................................................................................. 69
5.1. Contexte historique : événements significatifs ..................................................................... 69
5.2. Sujets spéciaux ...................................................................................................................... 72
5.2.1. Capacité d'interconnexion physique et son usage commercial .................................... 72
5.2.2. Couplage de marchés basé sur les flux dans la région CWE.......................................... 75
5.2.3. Évaluation de la performance FBMC au niveau de la CWE (mai 2015 – décembre 2016)
80
5.3. Statistiques ............................................................................................................................ 95
5.3.1. Enchères concernant la capacité de transfert à long terme ......................................... 95
5.3.2. Échange transfrontalier day-ahead ............................................................................. 100
5.3.3. Échanges transfrontaliers intraday ............................................................................. 102
5.3.4. Aperçu des échanges transfrontaliers commerciaux .................................................. 105
5.3.5. Rentes de congestion .................................................................................................. 106
5.3.6. Flux physiques ............................................................................................................. 106
5.3.7. Flux de transit .............................................................................................................. 108
5.3.8. Flux de bouclage (Loop flows) ..................................................................................... 110
6. Balancing ..................................................................................................................................... 112
6.1. Contexte historique : événements significatifs ................................................................... 112
6.2. Sujet spécial : résultats des enchères à court terme .......................................................... 112
6.2.1. FCR et aFRR .................................................................................................................. 113
6.2.2. mFRR : production R3 et DP R3 ................................................................................... 115
6.3. Statistiques .......................................................................................................................... 117
6.3.1. Volumes à acheter par type de réserve pour 2016 ..................................................... 117
6.3.2. Tarif d'équilibrage et prix du marché day-ahead ........................................................ 118
6.3.3. Volatilité du tarif d'équilibrage et du prix du marché day-ahead ............................... 119
6.3.4. Volumes d'équilibrage activés ..................................................................................... 121
6.3.5. Parts des activations d'équilibrage .............................................................................. 122
7. Conclusions .................................................................................................................................. 124
8. ANNEXES ...................................................................................................................................... 126
8.1. GLOSSAIRE ........................................................................................................................... 126
8.2. LISTE DES ABRÉVIATIONS .................................................................................................... 129
8.3. LISTE DES FIGURES ............................................................................................................... 134
8.4. LISTE DES TABLEAUX............................................................................................................ 141
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RÉSUMÉ
Cette étude porte sur le fonctionnement et l’évolution des prix du marché de gros belge de l'électricité en 2016. Le marché de l’électricité est le marché sur lequel l’énergie est achetée et vendue avant d’être livrée aux clients finaux, qu’ils soient particuliers ou professionnels.
Afin de mieux comprendre l'évolution de ces marchés en 2016, une période plus longue, allant de 2007 à 2016 et appelée « période sous revue », est souvent prise en considération dans l'étude.
Le bilan du marché de gros belge de l’électricité en 2016 ne peut être dressé sans tenir compte de l’ensemble des « incidents » survenus au sein des installations nucléaires pendant les années 2012 à 2015. La Belgique est ainsi devenue structurellement dépendante de ses importations. Dans ce contexte, plusieurs mesures ont été prises en 2014 et en 2015, comme 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.
En 2016, le décor s’est métamorphosé avec une production d’électricité d’origine nucléaire en forte hausse avec son corollaire une forte diminution des importations d’électricité par rapport à l’année précédente.
I. Charge du réseau électrique
La consommation d'électricité dans la zone de réglage Elia s’élevait en 2016, une année bissextile, à 77,3 TWh1, soit un niveau similaire à celui de 2014 et 2015. Ces trois dernières années, la consommation d’électricité est au niveau le plus bas de la période sous revue. De manière générale, la CREG a constaté depuis plusieurs années une tendance à la baisse de la consommation d'électricité et, surtout, de la pointe de consommation qui s'est élevée à 12.734 MW en 2016.
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 important, mais stagne depuis trois ans. En 2016, cette production a atteint 2,9 TWh, soit un niveau identique à celui de 2014. La production éolienne, par contre, a été traitée cette année dans le chapitre production.
II. Production
La capacité installée connectée au réseau Elia s'est élevée à 14 GW, ce qui représente une faible diminution par rapport à 2015. Les centrales nucléaires et les centrales au gaz représentent plus de 70 % de la capacité installée en Belgique. La dernière centrale au charbon a été fermée en 2016.
La production d'électricité des centrales connectées au réseau Elia s'élevait à près de 70 TWh, contre 55 TWh en 2015. Cette augmentation significative en 2016 est principalement due à une meilleure disponibilité des centrales nucléaires.
1 Une différence de 0,3 TWh avec le Tableau 1 est due à la consommation en mode de pompage, aux flux inter-GRT et à la correction de la production.
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III. Échange d’électricité
La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité a baissé pour atteindre son niveau le
plus bas depuis la libéralisation du marché de l'électricité. Avec 36,6 €/MWh, les prix de gros de
l'électricité ont baissé de plus de 10 €/MWh en termes réels, soit de 25,7 % depuis 2007. Pendant
pratiquement 60 % du temps, les prix de gros day-ahead de l'électricité ont fluctué entre 20 €/MWH
et 40 €/MWh, avec des prix supérieurs à 80 €/MWh pendant 3 % du temps. Des réductions similaires
sont observées au niveau des prix de gros de l'électricité en France, aux Pays-Bas et en Allemagne. Les
prix du charbon et du gaz semblent être l'une des principales raisons de cette tendance, tandis que les
arrêts survenus dans les centrales nucléaires en Belgique et en France durant le dernier trimestre de
2016 semblent avoir encore limité les réductions de prix.
Même si les marchés sont plus étroitement liés, une convergence totale des prix dans la région CWE
a été assurée 35 % du temps, alors que la divergence totale des prix a atteint 50 %. Pour ainsi dire la
moitié des heures présentant une divergence totale des prix sont causées par des différences de moins
de 1 €/MWh entre la zone belge de dépôt des offres et au moins l'une des autres zones de dépôt des
offres dans la région CWE. Si l'on ignore les différences inférieures à 1 €/MWh, la fréquence de la
convergence de prix est de 39 %, alors que la fréquence de la divergence de prix passe à 28 %. La
grande fréquence de la divergence est aussi causée par les arrêts nucléaires enregistrés durant le
dernier trimestre de 2016.
Les échanges sur le marché au comptant Belpex ont baissé suivant la disponibilité des centrales
nucléaires en Belgique. Cela a entraîné une fourniture accrue sur le marché Belpex, avec des
importations plus coûteuses de l'étranger. La valeur de l'ensemble des contrats négociés sur le Belpex
a donc baissé en 2016, pour atteindre des niveaux comparables à ceux de la période 2012-2014.
La moyenne annuelle des prix de gros intraday de l'électricité garde sa convergence avec la moyenne
annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité en 2016. Sur une base horaire, nous observons
des différences de prix relativement importantes entre les deux valeurs, ce qui fournit des
opportunités pour des centrales flexibles. La plupart des échanges sur le marché intraday du Belpex
sont transfrontaliers, ce qui signifie que l'électricité est échangée avec une contrepartie située dans
une autre zone de dépôt des offres. Le volume échangé annuellement sur le marché intraday a
dépassé 1 TWh pour la première fois depuis le début des observations.
La moyenne annuelle des prix de gros à long terme de l'électricité a continué de baisser en 2016,
indiquant qu'en 2017, la moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité devrait être
inférieure aux valeurs relevées en 2016. Toutefois, cette diminution des prix à long terme de
l'électricité ne se confirme pas si l'on examine la moyenne mensuelle des prix : les prix de tous les
produits énergétiques de gros à long terme considérés étaient à la fin de l'année 2016 supérieurs à
ceux enregistrés au début de l'année. Ces constats sont aussi observés dans les zones de dépôt des
offres française, hollandaise et allemande.
IV. Interconnexions
L'utilisation efficace de la capacité du réseau de transmission est cruciale pour l'intégration des
marchés énergétiques et la réalisation d'un Marché énergétique unique européen. L'amélioration et
l'harmonisation de la conception des méthodologies de gestion de la congestion pour le couplage de
marchés sont des points prioritaires de l'agenda européen. Les directives relatives à l'attribution des
capacités et à la gestion de la congestion (Capacity Allocation and Congestion Management - CACM),
développées au niveau européen, reprennent les conditions de conception ainsi que la procédure à
suivre en vue de leur mise en œuvre effective. La directive CACM propose un couplage de marchés
6/142
basé sur le flux (Flow Based Market Coupling - FBMC) en tant que méthode de gestion de la congestion
pour les échanges entre zones, en combinaison avec des zones de dépôt des offres définies de manière
adéquate.
La région Centre Ouest Europe (Central West European Region - CWE) est la première région
européenne qui a appliqué le FBMC. En mai 2015, le FBMC est devenu opérationnel pour le couplage
de marchés day-ahead dans la CWE, venant remplacer l'ancienne méthode ATC. Le couplage de
marchés intraday est toujours basé sur la méthode ATC, bien que la mise en œuvre du FBMC pour
l'intraday CWE soit prévue pour la fin de l'année 20172. Dans la directive CACM, l'attention passe de la
CWE au CORE, qui reprend à la fois la région Centre Ouest Europe et la région Centre Est Europe (CWE
+ CEE). Le développement et la mise en œuvre du FBMC au niveau de la région CORE sont en cours, à
la fois pour le marché day-ahead et le marché intraday , tout comme un calcul basé sur les flux des
droits de transmission à long terme.
L'évaluation de la performance des 18 premiers mois du fonctionnement FBMC day-ahead de la CWE,
qui est présentée dans ce rapport de suivi, illustre les points forts et les points faibles du modèle et de
la mise en œuvre actuels du FBMC. D'une part, avec le FBMC, les échanges commerciaux
transfrontaliers (aussi bien le day-ahead que le long terme) ont atteint des volumes allant jusqu'à 8.829
MW, ce qui est bien supérieur au niveau maximal de 7.023 MW enregistré avec l'ATC en 2012. Par
conséquent, depuis l'introduction du FBMC, des valeurs maximales ont été enregistrées pour les flux
de transit en Belgique et pour les flux physiques aux frontières nord et sud de la Belgique. On a d'autre
part enregistré un nombre important d'heures de congestion avec de très faibles volumes entre les
zones CWE. Le percentile de 10 % avec le FBMC était de 2.311 MW en comparaison avec 3.351 MW
avec l'ATC. En 2016, les échanges moyens entre les zones CWE pendant les heures de congestion se
sont élevés à 3.793 MW. Il s'agit de la valeur la plus basse en 5 ans, avec des moyennes qui étaient
entre 2012 et 2015 de l'ordre de 4.323 MW et 4.534 MW.
La principale raison de la réduction du commerce entre les zones que l'on observe pendant les heures
de congestion est liée aux contraintes du réseau. Avec le modèle FBMC actuel, les lignes de
transmission dans une zone de dépôt des offres et qui sont proches de la congestion en raison des
échanges nationaux peuvent être introduites dans le mécanisme FBMC interzonal. Dans 55 % des
heures de congestion, les échanges interzonaux étaient limités par des lignes internes préchargées par
des flux physiques émanant des échanges nationaux - moins de 12 % de leur capacité de ligne
thermique étant disponibles pour les échanges interzonaux. L'inefficacité de cette approche est
reflétée dans les coûts d’opportunité associés supérieurs à 153 €/MW. Selon le calcul des GRT de la
CWE, cela a réduit de moitié le bénéfice potentiel pour le bien-être social pouvant être réalisé avec le
FBMC en comparaison avec l'ATC. L'impact de ces contraintes de réseau a été tellement important que
le patch d'inclusion des LTA a dû être appliqué près de 70 % du temps. L'inclusion des LTA assure que
les volumes échangés en day-ahead sont assez grands pour rémunérer les propriétaires de droits de
transmission à long terme. En d'autres termes, ce sont les droits de transmission alloués à long terme
qui ont assuré qu'un volume de capacité minimal soit disponible pour le couplage de marchés day-
ahead.
Pour des raisons d'efficacité, de non-discrimination, de compétitivité et de sécurité
d'approvisionnement, les défauts observés dans le modèle FBMC de la CWE doivent être traités au
plus vite, tandis que les leçons tirées doivent être intégrées dans la conception du FBMC pour le
couplage de marchés day-ahead et intraday au niveau de la région CORE.
2 Lors de la mise en publication de ce rapport en décembre 2017, les GRT CWE ont communiqué un délai dans le projet intraday de plusieurs mois.
7/142
V. Balancing
Pour 2016, les capacités de contrôle minimales à contracter étaient équivalentes à 73 MW pour le FCR,
140 MW pour l'aFRR et 770 MW pour le mFRR.
Depuis la transition vers le prix marginal pour équilibrer les tarifs en 2012, le tarif moyen pour les
déséquilibres positifs est très proche de celui des déséquilibres négatifs, la différence entre les deux
étant l'incitant moyen. Pour la première fois depuis 2012, ces deux tarifs moyens étaient inférieurs au
prix moyen du marché day-ahead (DAM) Belpex en 2016. Bien que la volatilité des tarifs de
déséquilibre ait considérablement augmenté en 2015 (plus que la volatilité des prix du DAM Belpex),
la volatilité a baissé, en 2016, pour les tarifs de déséquilibre et a continué d'augmenter pour le prix du
DAM Belpex. Les deux volatilités, exprimées par rapport à la moyenne, ont toutefois continué
d'augmenter en 2016.
Une fois de plus en 2016, l'énergie totale des produits de balancing activée (hors échanges IGCC) a
baissé de 18 % par rapport à 2015, pour atteindre 0,64 TWh.
Les volumes activés des réserves tertiaires contractées et les réserves inter-GRT sont restés
négligeables. Ils comprennent la participation de la demande, mais la CREG pense qu'un vaste potentiel
de participation de la demande reste inexploité.
Les activations de produits ICH sont rares et les volumes interrompus, tandis que le nombre de tels
événements est plutôt bas. Ces produits ne seront plus proposés en 2018.
Alors que la part du contrôle automatique (IGCC & aFRR) a légèrement baissé en 2015, elle a poursuivi
sa croissance en 2016, tout comme cela a été le cas depuis 2012.
8/142
INTRODUCTION
Dans cette étude, la COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ 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 au 31 décembre 2016 inclus. Depuis 2007, la CREG réalise une telle étude chaque année.
L’objectif de ces études est d’informer toutes les parties intéressées de certains aspects importants du marché belge de l’électricité, notamment la consommation d’électricité, la production, l’échange d’électricité sur les bourses d’électricité, les interconnexions avec l’étranger, et le balancing.
Le contexte historique des dix dernières années (2007-2016) est fourni dans la mesure du possible. L'année 2007 est reprise dans cette étude puisqu'elle précède les crises économique et financière de la période sous revue. 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 consommation d’électricité ;
2. le second se penche plus spécifiquement sur la production 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. Quelques conclusions seront également tirées à l’issue de l'étude. Le lecteur trouvera à la fin du document un glossaire et les principales abréviations utilisées dans l’étude, ainsi qu’un relevé des figures et tableaux ayant illustré l'étude.
Le Comité de direction de la CREG a approuvé la présente étude lors de sa réunion du 28 septembre 2017.
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FONCTIONNEMENT DU MARCHÉ DE GROS DE L’ÉLECTRICITÉ
1. NOTE PRÉLIMINAIRE
o 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 2016, 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 : Évolution des prix de l’électricité (€/MWh), du gaz (€/MWh) et du pétrole (€/baril) de 2007 à 2016 Sources : Belpex, ICE ENDEX et calculs CREG
o Le marché belge de l'électricité
2. La CREG a reçu presque toutes les données3 reprises dans cette étude du gestionnaire du réseau
de transport (ci-après dénommé le GRT et/ou Elia) et de la bourse Belpex ; elle les a ensuite traitées,
3 Les données communiquées sont les données disponibles au moment de la publication de l’étude. Ces données peuvent
varier des études antérieures, puisqu'il s'agit souvent d'estimations, et certaines données peuvent même faire l’objet de corrections des années plus tard. 4 Le principe relatif à la prolongation des centrales de Doel 1 & 2 a été approuvé par la 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 (M.B. du 6 juillet 2015).
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Belpex DAM APX TTF DAM Brent 1 Month Ahead
€/MWh €/baril
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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 2016. Le marché de gros correspond au marché de l’électricité sur lequel sont
négociés les achats et les ventes d’énergie avant la livraison aux clients finaux, 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.
o Le bilan énergétique du marché électrique de 2007 à 2016
4. Le bilan énergétique du réseau Elia repris dans le Tableau 1 illustre, pour la période allant de
2007 à 2016 et par année, une synthèse (GWh) :
• des flux physiques bruts 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 (y compris les centrales de
pompage) qui y sont raccordées et des injections nettes à partir des réseaux de distribution et
des productions locales (> 30 kV) ;
• du bilan à l’équilibre si aux « exportations – importations » sont ajoutés les « consommations
– injections nettes ».
Des différences statistiques semblent apparaître entre ce bilan énergétique et certains chiffres repris dans cette étude, puisque, selon le sujet traité, certaines données sont agrégées ou non à un moment donné, comme la prise en compte ou non des centrales de pompage dans les données ou des pertes de réseau. La définition de la « charge du réseau Elia » en bas de page du chapitre I « Charge du réseau électrique » en est un autre exemple. Dans la mesure du possible, les différences statistiques indiquées dans le même titre seront définies et/ou justifiées.
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Tableau 1 : Bilan énergétique du réseau Elia de 2007 à 2016 (GWh) Source : Elia
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509.
037
6.56
111
.322
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17.
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4.18
82.
718
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2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
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44-1
0.57
21.
835
-552
-2.6
15-9
.937
-9.6
41-1
7.60
2-2
0.99
9-6
.183
6.64
410
.572
-1.8
3555
22.
615
9.93
79.
641
17.6
0220
.999
6.18
3
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
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2007
2008
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2011
2012
2013
2014
2015
2016
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
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4761
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5152
.110
47.0
3061
.640
29.8
4829
.198
25.7
4029
.177
28.9
3928
.596
28.1
7528
.078
28.4
6628
.685
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6.84
26.
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79.
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8.94
18.
189
9.50
310
.107
57.0
4757
.060
55.1
0956
.111
53.2
6552
.248
51.8
4449
.349
48.7
6348
.981
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679
697
654
786
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1.07
31.
120
86.8
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5085
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.844
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1977
.426
77.2
2977
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72.3
5271
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61.2
5657
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72.8
681.
575
1.62
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1.57
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1.44
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1.43
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375
1.38
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GWh)
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+) /
impo
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(GW
h)
12/142
Pour la période sous revue, l’année 2016 se caractérise par :
• des importations nettes de 6.183 GWh, une réduction de 70,6 % en comparaison avec l'année record de 2015. Cette évolution peut s'expliquer par une réduction de 38,2 % des importations brutes et une augmentation de 211,5 % des exportations ;
• des trois pays limitrophes (FR, NL et LU), les Pays-Bas sont le seul pays exportateur net vers la Belgique ;
• des injections nettes de 72,9 TWh ;
• la charge du réseau Elia (77,7 GWh) à un niveau similaire aux deux années antérieures sous le poids d’une faible distribution compensée par des consommations électriques des clients directs raccordés au réseau Elia en hausse légère, mais régulière, depuis trois ans.
5. Tout comme en 2014 et 2015, le bilan du marché de gros belge de l’électricité en 2016 ne peut
être dressé sans esquisser en toile de fond la problématique du parc nucléaire belge. Si en 2014 et
2015, les arrêts longs et fréquents des centrales nucléaires ont été un facteur essentiel expliquant la
perturbation de la production électrique belge, l’année 2016 se caractérise par contre par le
redémarrage et la prolongation4 de plusieurs d’entre elles.
o Le marché électrique de gros en 2016
6. La Figure 2 synthétise, pour tous les jours ouvrables de l'année 2016, l'évolution des moyennes
journalières (MW et C°) de :
• la charge sur le réseau Elia (ligne bleue foncée) ;
• la capacité de production (ligne bleue) ;
• les flux physiques nets d'importation (ligne rouge) ;
• la production d’électricité issue des centrales nucléaires (ligne jaune) ;
• la température équivalente5 (ligne pointillée verte).
4 Le principe relatif à la prolongation des centrales de Doel 1 & 2 a été approuvé par la 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 (M.B. du 6 juillet 2015). 5 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).
13/142
Figure 2 : Évolution de la consommation moyenne quotidienne (bleu foncé), de la capacité de production totale (bleu clair), de l'énergie nucléaire produite (jaune), des volumes d'importation nets (rouge) et de la température équivalente quotidienne (vert) pour tous les jours ouvrables de 2016. Sources : CREG et Elia
-8-40481216202428
-4,0
00
-2,0
000
2,00
0
4,00
0
6,00
0
8,00
0
10,0
00
12,0
00
14,0
00
Gri
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0*
10.8
30*
4.71
6*
-789
*
10,7
*
14/142
7. L'année 2016 a présenté plusieurs évolutions significatives en comparaison à 2015, comme
l'illustre la Figure 2 ci-dessus. Ce graphique reflète l'interaction entre les infrastructures de production
nationale disponibles (bleu clair), la charge du réseau (bleu foncé), la production nucléaire (jaune), les
flux d'importation nets (rouge) et la température équivalente quotidienne (vert) pour tous les jours
ouvrables6 de 2016.
Alors que les unités de production belges suffisent généralement à couvrir la demande nationale (c'est-
à-dire la charge du réseau), certains jours de septembre, d'octobre et de la fin du mois de novembre
indiquent que la production belge ne couvre pas totalement la charge du réseau. Ces jours-là, on
observe un usage plus intensif des infrastructures d'interconnexion avec des flux d'importation plus
élevés.
Nous observons que la charge du réseau atteint son niveau maximal en janvier, en moyenne, ainsi
qu'en novembre et en décembre. La charge du réseau la plus haute (11.208 MW) a été enregistrée le
20 janvier 2016. Ce n'est pas une coïncidence s'il s'agissait du jour le plus froid de l'année, avec une
température équivalente de -3.3 °C. Cette corrélation négative entre la charge du réseau et la
température sera soulignée plus tard dans cette étude. Grâce à la disponibilité totale des unités de
production nucléaires, les centrales nationales purent largement couvrir la demande - on n'a donc pas
observé de grande dépendance à l'électricité importée ce jour-là.
Lorsque nous examinons le jour affichant la charge de réseau la plus faible (c'est-à-dire le 24 juillet,
avec 6.586 MW), nous observons que le mode de production se compose principalement de
production nucléaire (70 %) et que les importations nettes sont négatives : 5 % de la charge de réseau
totale sont exportés vers les pays voisins.
Le 16 octobre 2016, la production nucléaire fut la plus basse en raison de la faible disponibilité des
réacteurs : seulement 33 % de la production belge était basée sur des centrales nucléaires. Pour mettre
ce fait en perspective, la production nucléaire moyenne sur l'ensemble de l'année 2015 a aussi atteint
33 %. Le 16 octobre, la disponibilité réduite des réacteurs nucléaires combinée à une charge de réseau
moyenne a entraîné une augmentation significative du fonctionnement des centrales au gaz (à savoir
33 % de la production totale contre une moyenne annuelle de 24 % seulement), tandis que la zone de
réglage a plus fortement compté sur les flux d'importation (19 % contre une moyenne annuelle de 9
%).
6 Les week-ends et les jours fériés ne sont pas repris, car ils présentent généralement une plus faible utilisation du réseau. Le fait d'uniquement se concentrer sur les jours ouvrables améliore la lisibilité des données.
15/142
2. CHARGE DU RÉSEAU ÉLECTRIQUE
2.1. CONTEXTE HISTORIQUE : ÉVÉNEMENTS SIGNIFICATIFS
2008
o Éclatement de la crise financière
2012
o Février 2012 : pic de froid en France et en Belgique
2.2. SUJET SPÉCIAL : IMPACT DE L'INTRODUCTION DE MASSE DES VÉHICULES ÉLECTRIQUES
8. En 2014, on comptait 5,6 millions de voitures en Belgique7. Elles ont parcouru au total
83,9 milliards de kilomètres, soit en moyenne environ 15.000 kilomètres par voiture par an, ou en
moyenne 41 kilomètres par voiture par jour.
9. En 2016, la Belgique comptait 4.368 voitures particulières électriques, soit moins de 0,08 % du
nombre total de voitures particulières. Bien que les voitures électriques soient toujours rares, bon
nombre de grandes entreprises automobiles semblent miser sur l'introduction massive de voitures
particulières électriques8 dans un avenir proche. Cela aura un impact sur le marché de gros de
l'électricité. Il est difficile de prédire la vitesse de cette introduction massive et si elle se produira
réellement.
10. Dans ce sujet spécial, nous allons brièvement analyser l'impact d'une telle introduction massive
de véhicules électriques en Belgique sur la consommation d'électricité et sur les besoins en
approvisionnement.
2.2.1. Caractéristiques de la voiture particulière électrique
11. La voiture particulière électrique typique est supposée présenter une capacité de stockage de
batterie de 50 kWh. Il s'agit probablement d'une sous-estimation de la capacité réelle des futures
voitures particulières électriques, puisque le coût des batteries continue de baisser et que l'autonomie
des voitures continue d'augmenter. Nous pouvons affirmer que plusieurs voitures proposées sur le
marché présenteront une autonomie supérieure à 300 km.
7 Données sur les voitures particulières en Belgique provenant du SPF Économie : http://statbel.fgov.be/fr/statistiques/chiffres/circulation_et_transport/circulation/parc/. 8 Thierry van Kan, président de la Febiac, la Fédération belge de l'Automobile et du Cycle, a déclaré qu'il prévoyait qu'en 2020, environ 20 % des ventes de voitures en Belgique concerneraient des véhicules électriques, soit l'équivalent de 100.000 véhicules par an. (De Tijd, 20 juin 2017, http://www.tijd.be/ondernemen/auto/Voorzitter-autolobby-Tijd-van-de-petrol-is-voorbij/9905794).
16/142
12. En ce qui concerne la consommation électrique, la VAB prévoit 0,15 kWh/km9. D'autres sources
indiquent toutefois que la consommation individuelle réelle sera supérieure. Nous prévoyons donc
une consommation électrique bien plus grande, soit 0,20 kWh/km10. La consommation électrique
quotidienne moyenne par voiture est donc de 0,20 kWh/km * 41 km = 8,2 kWh.
Tableau 2 : Caractéristiques d'une voiture particulière électrique typique Sources : VAB et CREG
13. Grâce à ces caractéristiques, il est facile de calculer la consommation électrique supplémentaire
et la capacité de stockage de la batterie lorsque l'utilisation des voitures particulières électriques
augmentera fortement. Le tableau suivant illustre cet impact pour un certain nombre de voitures
électriques.
Tableau 3 : Consommation électrique et capacité de stockage de la batterie en fonction du nombre de voitures particulières électriques Source : CREG
14. Étant donné la consommation électrique annuelle d'environ 80 TWh, il est clair que même avec
un million de voitures, l'impact sur la consommation totale est faible : une augmentation de 3 TWh ou
d'un peu moins de 4 %. Ce n'est qu'une fois que plusieurs millions de voitures seront électriques que
l'on observera un impact significatif sur la consommation électrique.
15. En revanche, l'impact relatif sur la capacité de stockage en Belgique devient significatif, même
avec un nombre relativement limité de voitures électriques. La capacité de stockage actuelle en
Belgique est d'environ 6 GWh11. Cent mille véhicules électriques d'une capacité de 50 kWh chacune
entraîneront déjà une augmentation de 5 GWh, ou feront pratiquement doubler la capacité de
stockage existante. Évidemment, une partie de cette capacité sera utilisée à des fins de conduite. Or,
puisque la capacité de stockage de chaque voiture est bien supérieure aux besoins quotidiens moyens
en termes de conduite, la majeure partie de la capacité de stockage ne sera (en moyenne) pas utilisée
pour la conduite et sera « libre » d'utilisation sur le marché de l'électricité. Avec un stockage de
9 https://www.vab.be/nl/nieuws/2016/8/10/kostelektrischrijden. 10 Une consommation de l'ordre de 0,15-0,22 kWh/km ne modifiera pas considérablement les conclusions. 11 Stockage hydraulique généralement pompé de Coo et PlateTaille.
Usable battery storage 50 kWh
Electric consumption 0.20 kWh/km
Distance driven 15,000 km/year
Typical electric passenger car
number of
cars
distance
driven
total yearly
consumption by
electric cars
% of total
electricity
consumption
total daily
consumption
storage
capacity
total "free"
storage
capacity
billion km TWh % GWh GWh GWh
100,000 1.5 0.3 0.4% 0.8 5.0 4.2
250,000 3.8 0.8 0.9% 2.1 12.5 10.4
500,000 7.5 1.5 1.9% 4.1 25.0 20.9
1,000,000 15.0 3.0 3.8% 8.2 50.0 41.8
2,000,000 30.0 6.0 7.5% 16.4 100.0 83.6
5,000,000 75.0 15.0 18.8% 41.1 250.0 208.9
17/142
batterie de 50 kWh et une consommation quotidienne moyenne de moins de 10 kWh, la capacité de
stockage « libre » moyenne peut être supérieure à 80 % de la capacité de stockage totale.
16. Cette capacité « libre » peut être utilisée pour fournir des services au réseau ou pour arbitrer
sur le marché de gros en achetant, stockant et vendant de l'électricité. Cela implique que la voiture
électrique puisse aussi fournir du courant au réseau (le principe que l'on appelle « du véhicule au
réseau », ou « vehicle-to-grid »).
17. Soulignons aussi que, sans fournir du courant au réseau, une voiture électrique peut fournir des
services au réseau ou arbitrer le marché de gros en ne rechargeant pas la batterie en journée, lorsque
les prix sont généralement supérieurs, et en reportant la charge pendant la nuit ou le week-end,
lorsque les prix sont généralement inférieurs. Le moment du chargement est crucial.
2.2.2. Demande d'électricité versus Capacité d'approvisionnement
18. Étant donné que les voitures électriques peuvent stocker de l'électricité, leur prélèvement
d'électricité du réseau peut être planifié. Nous allons démontrer dans cette rubrique qu'un
chargement de la batterie au moment opportun pourrait annuler le besoin d'une capacité
d'approvisionnement supplémentaire, même lorsqu'il y aura un million de voitures électriques sur les
routes belges.
19. On entend par moment opportun le fait que la batterie de la voiture électrique soit chargée
lorsque la demande d'électricité est inférieure à la capacité d'approvisionnement maximale. Cela
signifie en moyenne que le chargement n'est pas assuré pendant les heures de pointe du matin et en
soirée, vu la situation actuelle. La figure ci-dessous illustre un jour ouvrable typique du mois de janvier
2016. Il est évident qu'il est possible de consommer ou de stocker de l'électricité supplémentaire la
nuit, l'après-midi et en fin de soirée.
Figure 3 : Demande d'électricité pendant un jour ouvrable typique en janvier 2016 Sources : CREG et Elia
8,000
8,500
9,000
9,500
10,000
10,500
11,000
11,500
12,000
12,500
13,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
demand max
MW
18/142
20. Dans cette rubrique, la capacité d'approvisionnement maximale est grossièrement estimée
comme étant la demande de réseau maximale telle que mesurée par Elia en 2016 moins 1.000 MW.
Étant donné qu'une partie de la capacité d'approvisionnement est limitée en énergie, comme la
réponse à la demande et le stockage pompé, nous soustrayons 1.000 MW de la demande de réseau
maximale pour déterminer une estimation approximative de la capacité d'approvisionnement
maximale qui est supposée ne pas être limitée en énergie. Pour 2016, la demande de réseau maximale
était de 12.734 MW. La capacité d'approvisionnement maximale est alors de 12.734 MW – 1.000 MW
= 11.734 MW. On suppose donc qu'en 2016, il y a eu 11.734 MW de capacité d'approvisionnement en
Belgique qui n'ont pas été limités par l'énergie. Il s'agit de la capacité de production et de la capacité
d'importation combinées.
21. La CREG est consciente qu'il s'agit d'une approche simpliste pour calculer la capacité
d'approvisionnement maximale, mais vu les résultats ci-dessous, il s'agit d'une approche suffisamment
bonne dans ce contexte.
22. Sur la base de la demande du réseau (par quart horaire) et de la capacité d'approvisionnement
maximale (11.734 MW en 2016), il est possible de calculer l'électricité supplémentaire nécessaire, sur
une base quotidienne de l’année 2016, sans dépasser la capacité d'approvisionnement maximale. La
figure ci-dessous illustre ce résultat pour chaque jour de 2016 :
- la ligne orange « night (11.00pm-7.am) » : l'électricité supplémentaire quotidienne qui peut
être fournie pendant la nuit (de 23h à 7h) sans dépasser la capacité d'approvisionnement
maximale ;
- la ligne bleue (« day + night ») : l'électricité supplémentaire quotidienne qui peut être fournie
pendant la journée sans dépasser la capacité d'approvisionnement maximale ;
- trois lignes horizontales (rouge, turquoise, verte) : la consommation moyenne quotidienne de
1, 2 ou 5 millions de voitures électriques (8,2, 16,4 et 41,1 GWh respectivement).
Figure 4 : l'électricité supplémentaire qui peut être fournie pendant la nuit/journée en comparaison avec la consommation électrique quotidienne moyenne pour 1, 2 et 5 millions de voitures particulières électriques Sources : CREG et Elia
19/142
23. La figure illustre que la ligne rouge est inférieure à la ligne orange, ce qui signifie que la
consommation quotidienne moyenne d'un million de voitures électriques peut être générée par la
seule capacité d'approvisionnement disponible pendant la nuit. Même les batteries de deux millions
de voitures électriques pourraient presque toujours être chargées pendant la nuit avec la capacité
d'approvisionnement existante, sauf pour certains jours pendant l'hiver12. Ce n'est que si cinq millions
de voitures électriques sont sur les routes belges qu'il est évident que le chargement devrait aussi être
assuré en journée, ce qui implique une infrastructure de chargement supplémentaire. Il y a en hiver
plusieurs jours où la capacité d'approvisionnement existante, telle que définie dans cette analyse, ne
suffira pas pour charger les cinq millions de voitures électriques. Pour plus d'un ou deux millions de
voitures électriques, une approche plus sophistiquée pour calculer la capacité d'approvisionnement
maximale est nécessaire.
24. Évidemment, même avec un chargement intelligent, certains véhicules électriques seront
chargés pendant les heures de pointe habituelle, généralement en soirée. Cette demande de pointe
supplémentaire pourrait toutefois être approvisionnée par d'autres véhicules électriques dans un
modèle « véhicule-au-réseau ».
2.2.3. Conclusion
25. Bien que cette simulation se base sur une consommation quotidienne moyenne de l'électricité
à des fins de conduite, ce qui simplifie la consommation réelle et les caractéristiques de conduite, la
principale conclusion de cette simulation est que même avec un million de voitures électriques, nous
sommes loin de dépasser la capacité de fourniture maximale pendant la nuit.
26. Cela signifie qu'une introduction massive d'un (et même deux) million(s) de voitures
particulières électriques en Belgique ne fera pas baisser la sûreté d'approvisionnement, à condition
que les véhicules électriques soient chargés à un moment opportun. En revanche, en consommant plus
en dehors des heures de pointe, les heures de fonctionnement de la capacité de production
augmenteront, ce qui fera augmenter la rentabilité et pourrait éventuellement attirer de nouveaux
investissements.
27. De surcroît, même en cas d'introduction plutôt modeste, les voitures électriques pourraient
devenir une source d'approvisionnement grâce à la capacité de stockage accrue : en théorie, rien que
100.000 voitures particulières électriques doubleraient pratiquement la capacité de stockage
d'électricité existante en Belgique.
28. Il convient toutefois de tenir compte d'une condition primordiale par rapport aux conclusions
susmentionnées : les véhicules électriques doivent être chargés à un moment opportun. Dans cette
simulation, nous avons examiné les niveaux de la demande pour conclure que la voiture électrique ne
devrait pas être chargée pendant les heures de pointe, mais plutôt pendant la nuit, par exemple.
Évidemment, les signaux de prix sur les marchés au comptant qui vont fournir les meilleures
informations concernant le moment pour recharger des voitures électriques sont plus efficaces. Par
conséquent, pour assurer une introduction massive efficace et fluide des voitures électriques, la
consommation électrique pour le chargement des batteries de voiture doit être facturée par heure ou
par quart d'heure. Si tel est le cas, les voitures électriques ne compromettront pas la sûreté de
l'approvisionnement, mais elles l'amélioreront, tout en améliorant le fonctionnement du marché.
12 Même pendant ces jours-là, il pourrait être possible de ne pas dépasser la capacité d'approvisionnement maximale en
chargeant moins pendant certaines nuits critiques et en utilisant toute la capacité des 50 kWh de batterie des voitures à des fins de conduite.
20/142
2.3. STATISTIQUES
2.3.1. Évolution de la charge du réseau
Au niveau européen
29. La Figure 5 illustre le pic de demande d'électricité horaire de 2011 à 2016 pour la Belgique et ses
pays limitrophes. Aux Pays-Bas et au Royaume-Uni, les pics de demande en 2015 et 2016 ont été
supérieurs à 2011. Pour la France, l'Allemagne et la Belgique, d'autre part, les pics de demande en
2015 et 2016 sont inférieurs à 2011. Cette tendance à la baisse observée est confirmée, plus
particulièrement pour la Belgique (96 % en 2016), dans le cadre de cette étude.
Figure 5 : Évolution relative du pic de demande d'électricité horaire (max heure/an) de 2011 à 2016 pour la Belgique et ses pays limitrophes.
Sources : CREG, ENTSOE13
Au niveau belge
30. Ce chapitre analyse l'évolution de la charge du réseau Elia14, basée sur les données fournies par
le GRT. Étant donné que cette charge du réseau ne tient pas compte d'une partie significative de la
13 Certaines définitions et certains paramètres de la charge du réseau entre les pays peuvent légèrement différer, mais la tendance générale par pays est valide. 14 La charge du réseau Elia est un calcul basé sur les injections d’énergie électrique dans le réseau Elia. Elle comprend la
production nette mesurée 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 30 kV 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 toutes incluses dans la charge du réseau Elia. Or la part de ce segment dans la production a fortement
100%101%
95%93%
97% 96%
85%
90%
95%
100%
105%
110%
115%
2011 2012 2013 2014 2015 2016
FR DE GB NL BE max(total)
21/142
production distribuée, elle n'est pas égale à la consommation électrique de la Belgique. Cette approche
sélectionnée donne toutefois une bonne idée de la manière dont le marché de l'électricité fonctionne.
La Figure 6 donne un aperçu de qui consomme l'électricité provenant des producteurs et des
importations du réseau en 2016.
Figure 6 : Qui consomme l'électricité provenant des producteurs et des importations du réseau en 2016 Sources : Elia, Synergrid et CREG
31. La charge du réseau Elia15 s'élevait à 77,316 TWh en 2016, à un niveau similaire à celui de l'année
précédente, autrement dit un faible niveau pour la période sous revue. Ce constat est illustré à la Figure
7 par les monotones annuelles de la charge du réseau Elia. Ces courbes représentent la charge du
réseau Elia des 10 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 charge est la plus faible. En abscisse,
sont représentées, par quart d’heure, les 8.76017 heures que comporte une année et en ordonnée, les
puissances appelées de consommation, exprimée en MW.
32. En moyenne, la demande de pointe sur 2007-2016 a été légèrement inférieure à 13.500 MW,
l'année 2007 ayant enregistré le pic le plus élevé de 14.033 MW. Depuis 2014, le seuil de 13.500 MW
n’a plus été franchi, ce qui représente autrement dit une déviation supérieure à 1.300 MW en
comparaison avec 2007. Pour satisfaire à la demande de pointe, il convient de mettre en œuvre des
ressources significatives ou de fournir une quantité substantielle d'électricité pour de courtes périodes
de temps très discontinues, autrement dit en moyenne (pour la période sous revue) environ 1.600 MW
augmenté ces dernières années. C’est pourquoi Elia a décidé de compléter sa publication avec une prévision de la charge totale de Belgique. 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. (Source : http://www.elia.be/fr/grid-data/Charge-du-reseau-et-previsions-de-charge/Charge-du-reseau-Elia). 15 Les variations observées entre les estimations de la consommation d'électricité de Synergrid et Elia sont principalement
dues au fait que (la majeure partie de) la production connectée aux réseaux de distribution et les pertes des réseaux des DSO ne sont pas prises en considération dans le relevé du transfert d'électricité uniquement par le réseau Elia. 16 Une différence de 0,3 TWh avec le Tableau 1 est due à la consommation en mode de pompage, aux flux inter-GRT et à la
correction de la production. 17 Plus de 24 heures en 2008, 2012 et 2016 parce qu'il s'agit de trois années bissextiles.
5.5%0.0%
11.3%
70.4%
11.5%
1.3%
32.8%
56.0%
9.7%
1.6%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Production and Import Offtake and ExportImport France Import Luxembourg Import Netherlands Injection from Access Holders
Production locally consumed Injection from DSO Direct customers Distribution
Export Energy losses
22/142
(1.710 MW en 2016) pendant 400 heures (4,6 % du temps), dont environ 1.000 MW pendant
100 heures ou environ 1.300 MW pendant 200 heures.
Figure 7 : Monotones annuelles de la charge de réseau Elia pendant la période 2007-2016 Sources : Elia, CREG
33. La demande d'électricité moyenne entre 2007 et 2016 a été de 9.366 MW (8.799 en 2016). Sur
la même période, la baseload peut en moyenne être estimée à un peu moins de 6.000 MW pendant
les 8.760 heures de l'année.
34. La Figure 8 illustre, année après année, l'évolution de la production, les importations nettes et
la charge de réseau Elia (pertes incluses) selon les données présentées au Tableau 1. Le Tableau 4
illustre la charge de réseau électrique totale sur la période 2007 à 2016, ainsi que les demandes
d'électricité maximales et minimales pendant ces années. Sur l'ensemble de l'année 2016, la charge
de réseau Elia s'est élevée à 77,3 TWh, un niveau similaire à celui de 2014 et 2015. En tenant compte
du fait que 2016 est une année bissextile, il s'agit proportionnellement du niveau le plus bas sur les 10
dernières années. Pour expliquer cette diminution, outre la situation économique, les évolutions
techniques concernant une utilisation plus rationnelle de l'énergie et l'importance accrue de la
production raccordée à la distribution, y compris l'électricité produite par les panneaux solaires et les
éoliennes, sont particulièrement des facteurs importants.
12,734
5,438
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 2016
1/4 hours
MW
100 hours
200 hours
400 hours
14.033
23/142
Figure 8 : Évolution de la production, des importations et de la charge du réseau Elia, pertes comprises, entre 2007 et 2016 (Tableau 1) Sources : Elia, CREG
Tableau 4 : Charge du réseau Elia (TWh) et demandes d'électricité (MW – 1/4h) entre 2007 et 2016 Sources : Elia, CREG
La demande d'électricité maximale s'élevait à 12.734 MW en 2016, une légère augmentation en
comparaison avec l'année précédente qui a enregistré le plus faible niveau de la période sous revue.
La demande d'électricité minimale en 2016 était de 5.438 MW, autrement dit le niveau le plus faible
de la période étudiée. En ce qui concerne la charge de base du réseau, elle a atteint 47,8 TWh18, ou
61,8 % de la consommation totale, soit le niveau le plus bas des 10 dernières années.
35. La Figure 9 illustre l'évolution de la moyenne annuelle et la demande d'électricité maximale dans
la zone de réglage Elia. La figure montre que la demande moyenne a baissé d'environ 1,5 % par an
depuis 2007. Plus important encore, est la diminution continue de 1,4 % par an en moyenne de la
demande maximale entre 2007 et 2016. La demande maximale en 2016 était légèrement supérieure
à celle de 2015, l'année la plus faible des 10 années analysées. L'un dans l'autre, la tendance baissière
se poursuit malgré le fait que les conditions climatiques observées en 2016 (2.330 degrés-jours19) se
sont détériorées en comparaison avec celles de 2014 (1.828 degrés-jours) et de 2015 (2.112 degrés-
18 Demande d'électricité minimale (5.438 MW) * 8.784 (366 jours * 24 heures) / 1.000.000 = 47,8 TWh. 19 Source : http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=17601&language_code=FRA.
6.6
10.6
-1.8
0.6
2.6
9.9 9.6
17.621.0
6.2
88.5 87.9
82.3
86.983.7 82.3 81.5
78.9 78.6 79.1
81.8
77.3
84.1
86.3
81.0
72.4 71.8
61.357.6
72.9
-20
0
20
40
60
80
100
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Net Imports Elia grid load, losses included Net Injection
TWh
Consumption 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Total (TWh) 88.6 87.8 81.6 86.5 83.3 81.7 80.5 77.2 77.2 77.3
Maximum Power Demand (MW) 14,033 13,431 13,513 13,845 13,201 13,369 13,385 12,736 12,634 12,734
Minimum Power Demand(MW) 6,378 6,330 5,895 6,278 6,232 5,845 5,922 5,889 5,529 5,438
Baseload (TWh) 55.9 55.6 51.6 55.0 54.6 51.3 51.9 51.6 48.4 47.8
% Baseload (energy) 63% 63% 63% 64% 66% 63% 64% 67% 63% 62%
% Baseload (power min/max) 45% 47% 44% 45% 47% 44% 44% 46% 44% 43%
24/142
jours). En comparaison avec les degrés-jours normaux (moyenne sur 30 ans), 2016 se caractérise par
une augmentation de 1,3 %, alors que les deux années précédentes étaient respectivement 20,6 % et
8,2 % inférieures à la moyenne.
Figure 9 : Évolution de la moyenne et de la demande maximale (MW) dans la zone de réglage Elia et leurs courbes de tendance sur la période 2007-2016 Sources : Elia et CREG
36. La Figure 10 illustre de manière plus détaillée l'évolution de la demande d'électricité dans la
zone de réglage Elia sur les 10 dernières années. Quatre niveaux sont illustrés ici :
- le niveau le plus élevé (ligne bleue – « maxCap ») ;
- 100 heures après le niveau le plus élevé (ligne orange – « Cap@hr100 ») ;
- 200 heures après le niveau le plus élevé (ligne rouge – « Cap@hr200 ») ;
- 400 heures après le niveau le plus élevé (ligne bleu foncé – « Cap@hr400 ») ;
Jusqu'en 2014, les tendances observées sont de plus en plus négatives au fil des années. Il apparaît
que, plus le niveau de la puissance prélevée est bas, plus la tendance négative croît, et moins la
variation de cette tendance est prononcée, plus l'indice de prédiction (R²) augmente. La baisse de la
puissance prélevée à la 100ème heure est estimée à 1,4 % en moyenne par an. Depuis 2014, la tendance
baissière marque une étape de consolidation.
La différence annuelle entre le niveau le plus élevé de la demande d’électricité (« maxCap ») et celui
de l’heure 100 (« Cap@hr100 ») oscille entre 900 et 1.300 MW. En d’autres termes, cela signifie qu’une
puissance électrique supplémentaire de 1.100 MW 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 (13,7 % pour 2016).
14,033
13,43113,513
13,845
13,201
13,369 13,385
12,73612,634
12,734
10,1169,991
9,312
9,875
9,515
9,3039,193
8,8088,811
8,799
y = -135.57x + 14034
R² = 0.7582
y = -150.83x + 10202
R² = 0.849
8,500
9,500
10,500
11,500
12,500
13,500
14,500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Maximum Mean Linear (maximum) Linear (mean)
MW
25/142
Figure 10 : Évolution des niveaux de demande classés dans la zone de réglage Elia (MW) pour 2007-2016 (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
37. En ce qui concerne la zone de réglage Elia, les figures illustrées ci-dessus n'ont pas été pondérés
pour tenir compte de la température et (de la plupart) de la production locale. Pour le pic de demande,
une plus grande élasticité des prix a été observée par la CREG lorsque de grands consommateurs
réduisent leur demande lorsque les prix sont élevés. Quoiqu’il en soit, la CREG se demande dans quelle
mesure les évolutions observées ci-dessus sont structurelles ou non, ou si elles dépendent de la
situation économique, des conditions météorologiques ou d'autres raisons encore. Autrement dit, la
tendance baissière de la pointe de la demande et de la consommation électrique va-t-elle se
poursuivre, par exemple en raison de la croissance économique ? Afin de pouvoir répondre à cette
question avec plus de certitude, une analyse approfondie serait nécessaire. Une telle analyse va
cependant au-delà du champ de ce rapport de suivi.
2.3.2. Demande d'électricité selon les conditions météorologiques
38. La Figure 11 illustre la demande d'électricité moyenne par mois. La forme des courbes fournit
une indication importante des effets saisonniers sur la consommation électrique. Pendant les mois
d'hiver, la demande moyenne d'électricité est bien plus haute (jusqu'à 2.000 MW) que pendant les
mois d'été.
14.033
13.43113.513
13.845
13.201
13.36913.385
12.73612.634 12.734
12.889
12.544
12.242
12.841
12.330
12.31512.287
11.645 11.64711.587
12.672
12.370
11.981
12.605
12.11012.041
12.038
11.356 11.36511.338
12.405
12.150
11.697
12.302
11.821
11.67311.682
11.009 11.039 11.024
y = -135,57x + 14034R² = 0,7582
y = -137,35x + 12988R² = 0,7694
y = -145,04x + 12785R² = 0,7802
y = -155,43x + 12535R² = 0,8153
10.500
11.000
11.500
12.000
12.500
13.000
13.500
14.000
14.500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MaxCap Cap@hr100 Cap@hr200 Cap@hr400
Lineair (MaxCap) Lineair (Cap@u100) Lineair (Cap@u200) Lineair (Cap@u400)
MW
26/142
Figure 11 : Demande mensuelle moyenne d'électricité dans la zone de réglage Elia entre 2007 et 2016 Sources : Elia et CREG
39. La Figure 12 représente pour tous les jours ouvrables de 2016 les valeurs quotidiennes
moyennes pour la demande totale estimée de la Belgique et la demande du réseau Elia (répartition
entre la demande nette des réseaux de distribution (< 30 kV) et la demande directement connectée
au réseau Elia) par rapport à la température équivalente20. En règle générale, tous les niveaux de
demande représentés indiquent une relation clairement négative par rapport à la température.
40. Le pouvoir explicatif de la régression linéaire21 de la demande par rapport à la température est
assez élevé (R²=0,6113). Cela est principalement dû au pouvoir explicatif de la demande des réseaux
de distribution (R²=0,6420). Une diminution de la température équivalente de 1°C entraîne une
augmentation de la demande quotidienne moyenne d'environ 125 MW. De cette augmentation de
125 MW, une grande partie (soit 105 MW) est due au comportement de la demande des réseaux de
distribution. Cela peut intuitivement s'expliquer par le chauffage électrique utilisé à des fins
résidentielles. En revanche, pour la même diminution de température, la demande des
consommateurs industriels directement liée au réseau Elia (demande directe réseau Elia) n'augmente
que de 20 MW. Les consommateurs industriels ont tendance à présenter une demande prévisible,
stable, quelles que soient les conditions climatiques.
41. Comme observé à l'extrême droite du diagramme, la demande d'électricité tend à présenter
une relation positive par rapport à la température équivalente pour les jours plus chauds. Ce
phénomène est lié à la demande d'électricité accrue à des fins de refroidissement les jours chauds.
20 La température journalière équivalente est la moyenne mobile des températures quotidiennes sur les trois dernières
années, pondérées comme suit : 60 % de la température du jour J + 30 % de la température du jour J-1 + 10 % de la température du jour J-2 (source : http://www.synergrid.be/index.cfm?PageID=17601&language_code=NED). 21 La régression linéaire est déterminée uniquement pour les jours pendant lesquels la température équivalente ne dépasse
pas 16 °C, puisque la demande d'électricité progressive à des fins de chauffage peut être considérée comme étant négligeable à partir de ce niveau de température.
9,921
10,009
9,064
9,6179,634
8,606
8,048
8,311
7,718
7,918
8,421
9,497
9,7239,801 9,680
8,993
8,550
8,223
8,132
8,0698,024
8,584
8,921
9,193
9,589
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
2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014
MWh/hour
27/142
Figure 12 : Thermosensibilité (MW/°C) de la demande belge totale et de la demande de réseau Elia, répartie en demande de distribution et demande directe sur le réseau Elia, pour tous les jours ouvrables de 2016. Sources : Elia et CREG
y = -124.63x + 11542
R² = 0.6869
y = -124.59x + 10457
R² = 0.6113
y = -104.74x + 6571.4
R² = 0.642
y = -19.846x + 3885.6
R² = 0.31920
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
-5 0 5 10 15 20 25 30
Total Belgian demand Elia Grid demand Distribution demand Direct demand Elia grid
MW 0°C 16°C
28/142
2.3.3. Caractéristiques d'utilisation et impact des panneaux solaires
42. La Figure 13 illustre l'évolution de la demande d'électricité moyenne par quart d’heure dans la
zone de réglage Elia pour la période 2007-2016.
43. La période 2007-2014 a été agrégée dans la zone grisée du graphique en incluant le minimum
et le maximum des moyennes de la demande d'électricité par quart d'heure dans la zone de réglage
Elia. Les années 2015 et 2016 apparaissent par contre distinctement sur le graphique. Les années 2009,
2012, 2013 et surtout 2014 illustrent la réduction progressive de la demande d'électricité. Les
caractéristiques de 2014 à 216 (qui sont assez semblables) confirment l’aplatissement progressif de la
période diurne et, dans une moindre mesure, de la période nocturne. Le pic juste avant midi a disparu
depuis 2013. La production issue des panneaux solaires contribue indéniablement à la disparition de
cette pointe de mi-journée. D'autre part, la demande minimale de la journée en 2014 juste avant 4h
pendant la période « hors pointe » la nuit de 7.496 MW est confirmée, tout comme en 2015 et 2016
avec un niveau relativement similaire (7.546 MW).
Figure 13 : Demande d'électricité moyenne par quart d'heure dans la zone de réglage Elia pour la période allant de 2007 à 2016 (MW). Sources : Elia et CREG
44. La Figure 13 illustre non seulement que la demande d'électricité a baissé au milieu de la journée
jusqu'en 2015 en comparaison avec les années précédentes, mais aussi que la réduction de la demande
est moins marquée pendant les heures hors période de pointe. Même si 2016 affiche une faible reprise,
la tendance de la variabilité de la demande d'électricité moyenne en journée semble rester en déclin.
Ces observations sont confirmées par la Figure 14, qui illustre la variabilité de la demande d'électricité
7,546
8,7438,624
8,763
9,733
11,221
9,929
7,000
7,500
8,000
8,500
9,000
9,500
10,000
10,500
11,000
11,500
00
:00
- 0
0:1
5
00
:45
- 0
1:0
0
01
:30
- 0
1:4
5
02
:15
- 0
2:3
0
03
:00
- 0
3:1
5
03
:45
- 0
4:0
0
04
:30
- 0
4:4
5
05
:15
- 0
5:3
0
06
:00
- 0
6:1
5
06
:45
- 0
7:0
0
07
:30
- 0
7:4
5
08
:15
- 0
8:3
0
09
:00
- 0
9:1
5
09
:45
- 1
0:0
0
10
:30
- 1
0:4
5
11
:15
- 1
1:3
0
12
:00
- 1
2:1
5
12
:45
- 1
3:0
0
13
:30
- 1
3:4
5
14
:15
- 1
4:3
0
15
:00
- 1
5:1
5
15
:45
- 1
6:0
0
16
:30
- 1
6:4
5
17
:15
- 1
7:3
0
18
:00
- 1
8:1
5
18
:45
- 1
9:0
0
19
:30
- 1
9:4
5
20
:15
- 2
0:3
0
21
:00
- 2
1:1
5
21
:45
- 2
2:0
0
22
:30
- 2
2:4
5
23
:15
- 2
3:3
0
2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014
MW
29/142
moyenne en journée, mesurée à l'aide de l'écart-type (« AV D-Stdev » - ligne bleue) ainsi que de l'écart-
type de la différence dans la demande d'électricité entre deux jours consécutifs (« StdDev de J-J-1 » -
ligne rouge). La Figure 14 illustre aussi sur l'axe de droite l'écart-type de la différence entre deux quarts
d'heure consécutifs (« Stdev de QtoQ - axe de droite » - ligne orange). Cette dernière observation est
à la baisse aussi, mais dans une moindre mesure jusqu'en 2012. À partir de 2013, la diminution est
encore plus prononcée. Il en découle que la variabilité de la demande d'électricité baisse non
seulement pendant un jour, mais aussi entre deux intervalles de quinze minutes consécutifs. En ce qui
concerne la variabilité entre deux intervalles de quinze minutes consécutifs, la variabilité en 2016 a
baissé pour atteindre le niveau le plus bas des 10 années étudiées.
Figure 14 : Variabilité annuelle de la demande d'électricité moyenne pendant un jour (« AV D-Stdev » - ligne bleue), la différence entre deux journées consécutives (« StdDev de J-J-1 » - ligne rouge) et, sur l'axe de droite, la différence entre deux intervalles de 15 minutes consécutifs (« Stdev de QtoQ » - ligne orange) (MW). Les ordonnées de gauche et de droite commencent respectivement à 600 MW et 110 MW. Sources : Elia, CREG
45. Une diminution de la variabilité n'implique pas nécessairement une diminution du besoin de
flexibilité. La variabilité n'est effectivement pas la même chose que la prévisibilité. Comme expliqué
au chapitre six sur le balancing, jusqu'en 2012, le gestionnaire du réseau de transport devait consacrer
plus de ressources chaque année afin de maintenir l'équilibre électrique, malgré la (légère) baisse de
la variabilité dans la demande d'électricité, comme indiqué ci-dessus. D'autre part, on observe depuis
2013 une diminution des moyens nécessaires pour maintenir l'équilibre électrique.
Impact de la production solaire
46. La CREG dispose uniquement de données GRT depuis 2013. La Figure 15 illustre les
caractéristiques diurnes des estimations minimales, moyennes et maximales de la production solaire
pour la Belgique entre 2013 et 2016. Alors que l'évolution de la production minimale est négligeable,
les caractéristiques diurnes moyennes et maximales ont fortement augmenté entre 2012 et 2013. En
commençant en 2014, le niveau maximal du modèle de la production moyenne progresse toujours
légèrement en 2015, mais il baisse en 2016 en comparaison avec 2015, indiquant une décélération de
949
925
916
863
829
790 772772
753 758
802
755
741 741731
724 728701
678696
139
137
132
134
131130
127
118 117116
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 2016
Av D-Stdev StdDev of D-D-1 StDev of QtoQ - right axis
MW MW
30/142
l'installation annuelle de nouveaux panneaux solaires. Pour l'année 2014, le niveau maximal du modèle
de la production maximale est de 2.159 MW et 2.266 MW en 2015 pour atteindre un niveau record de
2.373 MW en 2016.
Figure 15 : Estimation de la production quart horaire moyenne, maximale et minimale par les panneaux solaires installés
(MW) entre 2013 et 2016.
Sources : Elia et CREG
47. L'énergie solaire produite au total (Tableau 5) s'élève à 2,9 TWh en 2016, ce qui représente une
légère diminution par rapport à 2015. L'énergie solaire produite annuellement a très peu évolué depuis
2013, ce qui est un signe de ralentissement dans les investissements dans ce secteur.
Tableau 5 : Électricité d'origine solaire produite en 2013-2016.
Source : CREG
48. En 2016, la puissance installée des panneaux solaires était de 2.953 MW en légère hausse par
rapport à 2015 (2.818 MW au 1er janvier 2015). La Figure 16 illustre l'énergie solaire produite
mensuellement en 2016. Sans surprise, ce sont les mois d’avril à septembre qui génèrent le plus
d’électricité avec une pointe pour le mois de juillet.
1,973
16
1,067
2,159
19
1,090
2,266
1,071
2,373
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
mean_2013
max_2013
min_2013
mean_2014
max_2014
min_2014
mean_2015
max_2015
min_2015
mean_2016
max_2016
min_2016
MW
(TWh) Generated Solar Energy
2013 2.6
2014 2.9
2015 3.0
2016 2.9
31/142
En prenant en compte le nombre moyen d’heures d’ensoleillement à Uccle22 sur une période de 30 ans (de 1981 à 2010), l'énergie solaire produite en 2016 par rapport à une production maximale théorique calculée (puissance installée 2016 x nombre d’heures d’ensoleillement moyen mensuel 1981-2010) ne dépasse pas 74,5% de la production théorique maximale. Représenté par la courbe jaune/verte, ce ratio met en évidence l’évolution de l'efficacité des panneaux solaires (orientation, entretien, ancienneté, température, etc.) au cours de l’année 2016.
Figure 16 : Énergie solaire produite mensuellement en 2016 (MWh, axe de gauche) et courbe jaune/verte représentant l'efficacité de la production mensuelle (%, axe de droite) (production mensuelle en MWh/capacité installée en MW x les heures d'ensoleillement mensuelles moyennes en 1981-2010). Sources : Elia et CREG
49. La Figure 17 illustre, sur la base des mêmes données, l'évolution de la production mensuelle
maximale, moyenne et minimale à l'heure 13 du jour. Les heures présentant la production la plus
élevée sont observées entre juillet et mai. La production maximale estimée a augmenté pour passer à
1.965 MW en juin 2013, 2.157 MW en mai 2014, 2.239 MW en juillet 2015 et 2.349 MW en mai 2016.
50. Le fait que la production moyenne la plus haute en 2016 soit inférieure à celle des deux années
précédentes prouve que la croissance des investissements dans le secteur solaire observée entre 2011
et 2013 s'est brusquement arrêtée à partir de 2014.
22 Nombre d'heures d'ensoleillement climatologique normal à la station de contrôle d'Uccle 1981-2010 - Source IRM : http://www.meteo.be/meteo/view/fr/360955-Normales+mensuelles.html#ppt_5238269.
71,173
135,226
219,540
327,392
389,453
319,507
393,994378,258
314,561
181,776
95,32479,628
41%
59%
65%70%
69%
58%
66%67%
74%
54%
49%
60%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
MWh
Month
32/142
Figure 17 : Évolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à la treizième heure du jour Sources : Elia, CREG
51. La variabilité de la production solaire devrait être perceptible en cas de plus grande variabilité
de la demande sur le réseau Elia en milieu de journée. La Figure 18 illustre par année un profil journalier
de la variabilité de la demande, mesurée à l'aide de l'écart-type de la demande moyenne par intervalle
de quinze minutes.
La période 2007-2014 a été agrégée dans la zone grisée de la figure en combinant les valeurs minimales
et maximales des profils journaliers de la variabilité de la demande. D'autre part, 2015 et 2016
apparaissent distinctement sur la figure.
Depuis 2012, la variabilité de la demande à la mi-journée a augmenté de 100 à 200 MW en
comparaison avec les années précédentes, ce qui représente une augmentation de 10 à 20 %. Cette
tendance s'est poursuivie en 2013. Cependant, la période 2014-2016 s’inscrit en rupture par rapport
aux deux années précédentes. Outre ces observations, il est évident que la variabilité en journée a
sensiblement baissé. En ce qui concerne la période nocturne, les trois dernières années ont enregistré
un niveau de variabilité sensiblement plus bas en comparaison avec les autres années.
138
526
229
953
171
1,456
392
1,563
271
1,702
459
1,468
1,184
901
532
846
488
1,371
669
1,965
965
2,157
930
2,239
1,074
2,349
1,249
233
26
482 521
632
916
711y = 10.807x + 463.57
R² = 0.2614
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
Mean@hour13 Max@hour13 Min@hour13 Linéaire (Mean@hour13)
MW
33/142
Figure 18 : Écart-type de la demande moyenne par quart d'heure sur le réseau dans la zone de réglage Elia (MW) entre 2007 et 2016. L'ordonnée commence à 500 MW. Sources : Elia et CREG
52. Il convient de pondérer quelque peu la variabilité observée à la Figure 18. En effet, cette dernière
reflète la variabilité de la demande d'électricité par quart horaire pour une année entière. Lorsque
l'écart-type de la différence entre la demande d'électricité de deux intervalles de quinze minutes
consécutifs est analysé, il apparaît que la variabilité a continué de baisser depuis 2014 en comparaison
avec les années précédentes. C'est ce qui peut être déduit de la Figure 1923. Ce graphique illustre que
la variabilité de la différence entre deux intervalles de quinze minutes consécutifs diminue les trois
dernières années pour pratiquement tous les profils journaliers, en comparaison avec les années
précédentes. En 2016, la variabilité calculée était pour 31,3 % du temps la plus basse des 10 années
étudiées (38,5 % en 2015 et 86,5 % en 2014)24.
23 La période 2007 à 2014 est agrégée dans la zone grisée de la figure en prenant pour chaque année le minimum et le maximum des écarts-types de la différence entre la demande d'électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). Les années 2015 et 2016 apparaissent distinctement sur la figure. 24 Cumulées, ces deux dernières années représentent 55,2 % du temps.
757
627
1,156
643
766790
710
997
595
705
1,080
1,551 1,564
1,078
500
700
900
1,100
1,300
1,500
1,700
2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014
MW
34/142
Figure 19 : Écart-type de la différence de la demande d'électricité entre deux quarts d’heure consécutifs (MW). Sources : Elia et CREG
53. L'impact de l'installation de nouveaux panneaux solaires sur la production sera probablement
légèrement plus grand en 2017, car les chiffres susmentionnés représentent une moyenne pour
l'ensemble de l'année 2016. En 2013, des changements apportés aux règles relatives à l'octroi de
subsides régionaux ont sensiblement ralenti le nombre d'installations de panneaux solaires dans le
pays, ce qui explique probablement la décélération observée depuis 2014.
70
61
147
62
69
92
67
5662
162
142
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2015 2016 min. curve 2007-2014 max. curve 2007-2014
MW
35/142
3. PRODUCTION
3.1. CONTEXTE HISTORIQUE ET ÉVÉNEMENTS SIGNIFICATIFS
54. Au cours de la dernière décennie, la production d'électricité en Belgique a été sujette à plusieurs changements majeurs. Les investissements dans de nouvelles infrastructures de production conventionnelles ont sensiblement baissé depuis la crise financière de 2009, qui a aussi coïncidé avec le début d'une diminution continue de la demande d'électricité. D'autre part, la capacité installée des investissements dans les unités de production utilisant des sources d'énergie renouvelable est en constante augmentation. Cette capacité renouvelable se caractérise par des frais marginaux relativement réduits qui impactent les prix du marché de gros.
Les unités de production conventionnelles ont pâti d'un déclin de revenus en raison de la diminution
des heures de fonctionnement combinée à une baisse des prix du marché. La diminution des heures
de fonctionnement est principalement causée par une plus faible demande d'électricité, une
production renouvelable accrue qui précède les unités conventionnelles dans l'ordre de priorité et la
faible valeur du carbone qui a débouché sur un scénario « charbon avant gaz ».
Les éléments décrits ci-dessus explique un certain nombre d'annonces de fermeture temporaire (mise
sous cocon) et de mise hors service définitive d'unités moins rentables et plus anciennes. Outre la mise
hors service de certaines unités plus anciennes et plus petites (turboréacteurs, ancienne
cogénération), la fermeture de certaines TGV a aussi été annoncée.
Depuis 2012, on a observé une augmentation de l'indisponibilité imprévue de centrales nucléaires.
La combinaison de plusieurs annonces de mise sous cocon, de mise hors service d’unités de production
et de l’augmentation de l'indisponibilité de centrales nucléaires a été source de préoccupations par
rapport à la sûreté d'approvisionnement d'électricité en Belgique. Tandis qu'une réflexion a été menée
dans les pays limitrophes par rapport au besoin d'introduire un mécanisme de rémunération des
capacités, la Belgique a été confrontée à un problème de sûreté d'approvisionnement à court terme.
En 2014 et 2015, plusieurs mesures ont été prises pour faire face à ce problème : reporter la sortie
progressive du nucléaire et élaborer un mécanisme de réserves stratégiques. Depuis l'hiver 2014-2015,
le mécanisme des réserves stratégiques est opérationnel, bien qu'il n'ait pas été nécessaire d'utiliser
cette réserve.
C'est finalement en 2016 que la dernière centrale au charbon de Belgique (Langerlo - 470 MW) a
temporairement été fermée afin de la transformer en centrale de biomasse. Les discussions sur le
niveau de subsidiation des centrales biomasses ont fait apparaître une certaine incertitude quant à
l’avenir de cette unité.
36/142
3.2. STATISTIQUES
3.2.1. Principales caractéristiques de la production d'électricité en Belgique
55. À la fin de l'année 2016, la capacité de production installée (hors capacité mise sous cocon et capacité dans la réserve stratégique) connectée au réseau Elia s'élevait à 14 GW. Le volume total d'électricité produit en 2016 par les centrales connectées au réseau Elia s'élevait à 69,7 TWh. La Figure 20 illustre la distribution de la capacité installée à la fin de l'année 2016 et l'électricité produite en 2016 par source de combustible.
Figure 20 : Capacité installée et production d'électricité en 2016 par source de combustible. Sources : Elia, CREG
56. Une estimation de l'évolution de la capacité installée par type de combustible connectée au réseau Elia est illustrée au Tableau 6, en tenant compte de la situation à la fin du mois de décembre. La part des sept centrales nucléaires est assez stable et représente 42 % de la capacité installée totale en Belgique. La part de la capacité utilisant le gaz naturel (turbines à gaz à cycle ouvert et fermé) diminue lentement. En 2016, la dernière centrale au charbon (470 MW à Langerlo) a été fermée et une conversion à une centrale de biomasse fait l'objet de discussions. La capacité de production illustrée est la capacité sur le marché : elle n'inclut pas la capacité de production installée qui est temporairement désaffectée et qui pourrait être contractée dans la réserve stratégique.
Tableau 6 : Évolution de la capacité de production par type de combustible (GW)
Sources : Elia, CREG
57. Une estimation de l'évolution de l'électricité produite par type de combustible connectée au réseau Elia pour la dernière décennie est illustrée au Tableau 7. Le niveau de la production d'électricité en Belgique en 2016 est proche du niveau de 2013. Les faibles valeurs des années 2014 et 2015 ont principalement été causées par l'indisponibilité de certaines centrales nucléaires. Le problème de l'indisponibilité des centrales nucléaires sera abordé de manière plus détaillée plus loin.
Type of fuel 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Nuclear 5.8 5.8 5.8 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 37% 36% 36% 37% 37% 36% 38% 40% 41% 42%
Natural gas 5.7 6.0 6.0 6.2 6.3 6.6 6.0 5.1 4.6 4.6 36% 38% 37% 38% 39% 40% 38% 34% 32% 33%
Coal 1.6 1.4 1.4 0.9 0.8 0.7 0.5 0.5 0.5 0.0 10% 9% 9% 6% 5% 4% 3% 3% 3% 0%
Wind 0.0 0.1 0.1 0.3 0.3 0.5 0.7 0.9 0.9 0.9 0% 0% 1% 2% 2% 3% 5% 6% 6% 6%
Other renewable
sources
0.2 0.2 0.2 0.4 0.6 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 1% 1% 1% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
Pumped storage 1.4 1.4 1.4 1.4 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 9% 9% 8% 9% 8% 8% 8% 9% 9% 9%
Other 1.2 1.1 1.4 1.0 1.0 0.9 0.8 0.9 0.9 0.8 8% 7% 9% 6% 6% 6% 5% 6% 6% 6%
Total 15.9 16.0 16.3 16.2 16.2 16.4 15.7 15.0 14.5 14.0 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
37/142
Tableau 7 : Évolution de l'électricité produite par type de combustible (TWh)
Sources : Elia, CREG
58. Le Tableau 8 illustre l'évolution des parts de marché de la capacité de production connectée au réseau Elia pour les différentes parties responsables de l'accès (ARP) au cours des dix dernières années. Le tableau est basé sur les données en fin d'année.
L'indice Herfindahl-Hirschman (HHI), qui indique la concentration du marché, reste situé entre 4.000
et 5.000. Un marché est considéré comme étant hautement concentré lorsque les valeurs HHI sont
supérieures à 2.000. Il reste beaucoup de chemin à parcourir pour atteindre un marché compétitif pour
la production en Belgique.
Tableau 8 : Évolution de la capacité de production par ARP (GW)
Source : Elia, CREG
59. L'énergie produite par les unités connectées au réseau Elia par les ARP est illustrée au Tableau 9. La part d'Electrabel pour la production est passée de 65 % en 2015 à 78 % en 2016. L'évolution est principalement due à l'augmentation de la production nucléaire en 2016.
Tableau 9 : Évolution de l'électricité produite par ARP (TWh)
Source : Elia, CREG
Type of fuel 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Nuclear 45.8 43.4 45.0 45.7 45.9 38.5 40.6 32.1 24.8 41.4 56% 56% 53% 53% 57% 54% 57% 54% 45% 59%
Natural gas 24.5 22.8 29.2 29.8 23.9 21.7 18.0 16.6 18.4 17.8 30% 30% 34% 34% 30% 30% 25% 28% 33% 25%
Coal 7.6 6.9 6.4 5.2 4.5 5.0 3.0 2.2 2.1 0.3 9% 9% 7% 6% 6% 7% 4% 4% 4% 0%
Wind 0.0 0.0 0.2 0.3 0.9 1.1 1.8 2.5 2.9 2.6 0% 0% 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 4%
Other
renewable
sources
0.7 0.9 0.7 0.8 0.6 0.8 1.9 1.3 2.0 2.2 1% 1% 1% 1% 1% 1% 3% 2% 4% 3%
Pumped storage 1.3 1.3 1.4 1.4 1.2 1.3 1.3 1.2 1.1 1.1 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2%
Other 2.6 2.1 2.7 3.5 3.4 3.5 4.1 4.1 4.4 4.2 3% 3% 3% 4% 4% 5% 6% 7% 8% 6%
Total 82.6 77.4 85.5 86.6 80.4 71.8 70.7 59.9 55.7 69.7 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
ARP 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Electrabel 13.5 13.7 12.2 11.8 11.4 11.0 10.3 10.2 10.2 10.2 85% 86% 75% 73% 70% 67% 65% 68% 71% 73%
EDF-Luminus 2.0 1.9 2.2 2.4 2.4 2.3 2.2 1.8 1.7 1.9 12% 12% 13% 15% 15% 14% 14% 12% 12% 14%
E.ON 0.0 0.0 1.4 1.5 1.5 1.5 1.5 1.1 0.6 0.0 0% 0% 9% 9% 9% 9% 9% 7% 4% 0%
T-Power 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0% 0% 0% 0% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
Enel 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.4 0.4 0.4 0.0 0% 0% 0% 0% 0% 2% 3% 3% 3% 0%
Other 0.4 0.4 0.5 0.6 0.5 0.8 0.9 1.1 1.2 1.5 2% 2% 3% 3% 3% 5% 6% 7% 8% 11%
Total 15.9 16.0 16.3 16.2 16.2 16.4 15.7 15.0 14.5 14.0 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
HHI 7410 7470 5770 5540 5170 4720 4460 4760 5160 5510
ARP 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Electrabel 71.2 65.8 69.8 62.6 58.9 50.7 49.9 40.7 37.0 54.1 86% 85% 82% 72% 73% 71% 71% 68% 66% 78%
EDF-Luminus 9.3 9.4 10.6 12.2 9.3 8.5 8.6 7.6 7.2 7.2 11% 12% 12% 14% 12% 12% 12% 13% 13% 10%
E.ON 0.0 0.0 2.5 8.8 8.5 7.8 6.9 6.3 4.3 0.4 0% 0% 3% 10% 11% 11% 10% 11% 8% 1%
T-Power 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 0.5 0.4 1.4 2.2 2.6 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 2% 4% 4%
Enel 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 1.3 1.4 0.7 1.2 0.4 0% 0% 0% 0% 0% 2% 2% 1% 2% 1%
Other 2.1 2.2 2.6 3.0 2.7 3.1 3.5 3.2 3.9 5.1 3% 3% 3% 3% 3% 4% 5% 5% 7% 7%
Total 82.6 77.4 85.5 86.6 80.4 71.8 70.7 59.9 55.7 69.7 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
HHI 7500 7300 6750 5440 5550 5190 5230 4900 4670 6160
38/142
3.2.2. Production nucléaire
60. Comme nous l'avons déjà mentionné, la production nucléaire représente une part importante de la production d'électricité en Belgique. Les centrales nucléaires sont géographiquement situées à deux endroits : Doel et Tihange. Le Tableau 10 donne un aperçu de la capacité et de la propriété des sept centrales nucléaires.
Tableau 10 : Propriété des centrales nucléaires
Source : Elia, CREG
Bien que la propriété soit partagée entre Electrabel et EDF-Luminus pour certaines centrales
nucléaires, Electrabel gère les opérations quotidiennes et est l'unique partie responsable de l'accès
pour toutes les centrales. Jusqu'à la fin du mois de décembre 2015, E.ON avait des droits de tirage sur
une partie de la part d'Electrabel.
La production d'électricité par les centrales nucléaires a été extrêmement volatile ces dernières années en raison de l'indisponibilité imprévue de certaines centrales nucléaires. La Figure 21 illustre les nominations mensuelles pour toutes les centrales nucléaires en Belgique. La production nucléaire en 2016 était beaucoup plus élevée qu'en 2014 et 2015. Pendant les premiers mois de 2016, la production nucléaire a atteint des niveaux de production historiques maximaux (la période 2007-2013 est utilisée comme référence). Durant le dernier trimestre de 2016, la production nucléaire était toujours supérieure aux niveaux historiques minimaux.
Figure 21 : Nominations mensuelles pour la production par des centrales nucléaires par année (TWh) Sources : Elia, CREG
Nuclear Plants Doel 1 Doel 2 Doel 3 Doel 4 Tihange 1 Tihange 2 Tihange 3
433 MW 433 MW 1006 MW 1038 MW 962 MW 1008 MW 1046 MW 5926 MW 100.0%
Electrabel 100.0% 100.0% 89.8% 89.8% 50.0% 89.8% 89.8% 5027 MW 84.8%
EDF 10.2% 10.2% 50.0% 10.2% 10.2% 899 MW 15.2%
Total
Ownership
Installed capacity
39/142
61. La figure suivante illustre pour chaque année de la dernière décennie le nombre de jours d'indisponibilité pour chaque centrale nucléaire. Nous pouvons observer la forte indisponibilité de Doel 1, Doel 3 et Tihange 2 en 2014 et 2015. Le 7 septembre 2016, Tihange 1 a été fermée car un bâtiment avait été endommagé pendant les travaux de génie civil. Il est resté indisponible jusqu'en mai 2017.
Figure 22 : Nombre de jours d'indisponibilité des 7 centrales nucléaires par an Sources : Elia, CREG
3.2.3. Centrales au gaz
62. La production d'électricité au gaz en Belgique représente 25% de la production d'électricité en Belgique, derrière la production nucléaire (cf. aussi Tableau 7). Le Tableau 11 illustre la propriété des plus importantes TGV en Belgique qui sont toujours actives sur le marché25.
Tableau 11 : Aperçu des principales TGV en Belgique
Source : CREG
25 L'unité TGV de 465 MW de Seraing opérée par EDF-Luminus a été contractée dans la réserve stratégique entre le 01/11/2014 et le 31/10/2017 et n'est pas considérée comme étant opérationnelle sur le marché.
Owner Unit 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
Totaal 3269
Major CCGT's (± 400 MW) in Elia-zone
40/142
63. Comme l'illustre la Figure 23, la production d'électricité par les TGV a baissé depuis 2010. À la fin de l'année 2014, cette tendance a été inversée et une augmentation de la production par les TGV a été observée en 2016. La ligne bleue représente le volume minimal moyen qui doit être nominé pour approvisionner les réserves secondaires (R2) de 140 MW.
Durant les 10 dernières années, le nombre de TGV disponibles sur le marché est passé de 8 en 2007 à
11 en février 2012. À partir de 2014, le nombre de TGV opérationnels sur le marché est passé de 11 à
8 en 2015. Les périodes présentant différents nombres de TGV opérationnels sont indiquées par
différentes teintes de gris à la Figure 23.
Figure 23 : 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, CREG
Les hauts niveaux de production des TGV à la fin de l'année 2016 peuvent être attribués à
l'indisponibilité de plusieurs centrales nucléaires françaises et à l'indisponibilité de Tihange 1.
Le Tableau 12 illustre pour chaque année la nomination totale pour la production par les TGV,
l'évolution de la production en pourcentage, le facteur de charge moyen pour toutes les TGV,
l'évolution du facteur de charge et le facteur de charge minimal et maximal (correspondant à la TGV
ayant relativement produit le moins et le plus d'électricité). La tendance baissière de la production par
les TGV a été inversée en 2015 et en 2016, on observe toujours une légère augmentation. Il convient
de noter qu'il existe un vaste fossé entre la TGV la plus profitable (qui peut être supposé avoir le facteur
de charge le plus élevé) et la TGV là moins efficace (avec le facteur de charge minimal). Pour des raisons
évidentes, les facteurs de charge sont impactés par l'indisponibilité de l'unité.
2,26
1,901,78
0,490,56
1,82
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
TWh
8 unités 9 unités 10 unités 11 unités
Total Nomination (TWh) R2 (3*150+140) Poly. (total)
41/142
Tableau 12 : Aperçu des principales TGV en Belgique
Sources : Elia, CREG
(TWh)
Total electricity
generation
Evolution (%) Average
load factor
Evolution (%) minimum
load factor
maximum
load factor
2007 18.5 64% 46% 90%
2008 17.4 -6.1% 60% -7.1% 34% 81%
2009 21.0 21.0% 63% 5.1% 31% 88%
2010 22.1 5.2% 67% 6.0% 44% 88%
2011 17.4 -21.4% 43% -35.4% 4% 77%
2012 15.3 -12.3% 37% -13.3% 6% 80%
2013 12.5 -18.3% 30% -18.7% 3% 62%
2014 10.8 -13.3% 29% -3.5% 2% 68%
2015 12.4 15.0% 37% 26.6% 5% 64%
2016 12.5 0.2% 42% 12.1% 1% 71%
2007-2016 16.0 -32.7% 47% -35.5%
42/142
4. ÉCHANGE D’ÉLECTRICITÉ
4.1. CONTEXTE HISTORIQUE : ÉVÉNEMENTS SIGNIFICATIFS
4.1.1. Fondation de la bourse belge de l'électricité
2005 Le marché belge de l'électricité Belpex a été fondé en juillet 2005 suite à la libéralisation du
marché européen de l'électricité et à sa transposition dans la loi nationale du 29 avril 1999. L’arrêté
royal du 20 octobre 2005 vise la création et l’organisation d’un marché belge d'échange de blocs
d’énergie.
2006 Le 11 janvier 2006, Belpex a été désigné opérateur de marché responsable de l'organisation
du marché belge de l'électricité à court terme. Belpex a pour la première fois été opérationnel le
21 novembre 2006. Le gestionnaire du réseau de transport (Transmission System Operator - TSO) belge
Elia détenait 70 %, tandis que le néerlandais (APX) et le français (Powernext/EPEX Spot) détenaient
chacun 10 %, tout comme le GRT hollandais TenneT. Le GRT français RTE a aussi participé par la suite
en reprenant une part de 10 % d'Elia.
4.1.2. Organisation du marché day-ahead belge par Belpex
2006 Depuis sa création, le marché day-ahead Belpex DAM a été couplé avec APX et Powernext.
L'algorithme de couplage de marchés trilatéral (TLC) a imposé un prix plancher de 0,01 €/MWh et un
prix plafond de 3.000 €/MWh.
2010 Le 9 novembre 2010, le couplage de marchés a été étendu à l'Allemagne et au Luxembourg,
créant ainsi, pour les prix, la région couplée du Centre Ouest Europe (CWE) et fixant le prix plancher
de l'algorithme à -3.000 €/MWh tout en maintenant le prix plafond à son niveau. La région CWE fut
aussi couplée par les volumes avec le marché de l'électricité scandinave composé de la Norvège, de la
Suède, du Danemark, de la Finlande et de l'Estonie.
2011 Le 1er avril 2011, le câble BritNed permit d’associer le marché électrique hollandais avec le
marché électrique de Grande-Bretagne, couplant ainsi la région CWE avec le Royaume-Uni (CWE+UK).
2014 Le couplage de la région CWE avec le marché de l'électricité scandinave a été adapté pour
passer du couplage de volume au couplage de prix le 4 février 2014 en vue de créer le couplage de
marchés d'Europe du Nord-Ouest (NWE). Outre les pays déjà mentionnés, l'Autriche, la Pologne, la
Lituanie et la Lettonie ont aussi été incluses dans la région NWE. La région NWE a été la première
région à utiliser l'algorithme Euphemia, développé dans le cadre du projet Price Coupling of Regions
(PCR), en vue d'optimiser le bien-être social dans le day-ahead en définissant les flux commerciaux
entre les zones de dépôt des offres et en fixant les prix du marché dans chaque zone de dépôt des
offres. Le prix plancher a été révisé à -500 €/MWh, alors que le prix plafond a été maintenu à
3.000 €/MWh.
Le 13 mai 2014, la région Sud-Ouest Europe (SWE) composée de l'Espagne et du Portugal a été couplée
à la région NWE pour former le couplage de marchés Multirégional (MRC). Plus tard cette année-là, le
19 novembre 2014, la Roumanie, la République tchèque, la Slovaquie et la Hongrie ont été couplées
l'une à l'autre (couplage de marchés 4M). Pendant ce temps, la région CWE s'est préparée à remplacer
la méthode de couplage par des solutions de capacités de transfert disponibles (Available Transfer
Capacities - ATC) avec la méthode du couplage de marchés basé sur le flux. Alors que la première
43/142
optimise le bien-être social dans la région coulée en échangeant de l'électricité entre des zones de
dépôt des offres adjacentes dans les limites de ce que permettent les ATC, la seconde calcule et
attribue les échanges d'électricité entre toutes les zones de dépôt des offres de la région couplée sur
la base des carnets d’ordres de toutes les zones de dépôt des offres couplées et les limitations
techniques du réseau électrique sous-jacent.
2015 La méthode de couplage de marchés basée sur les flux a été appliquée le 20 mai 2015 (livraison
le 21 mai).
4.1.3. Organisation du marché intraday belge par Belpex
2008 Belpex a commencé à organiser son marché intraday continu le 13 mars 2008. Le nouveau
segment CIM Belpex a permis aux participants d'agir sur le marché jusqu'à 5 minutes avant la période
de fourniture pour ajuster leur position commerciale aux changements dans la fourniture ou la
demande prévue dans le day-ahead.
2010 Le 13 décembre 2010, les GRT allemands Amprion et EnBW ainsi que le GRT français RTE ont
organisé l'allocation implicite de la capacité intraday transfrontalière entre les zones de dépôt des
offres française et allemande.
2011 Le couplage de marchés intraday implicite à la frontière belgo-hollandaise a suivi le 17 février
2011. Le 14 mars 2011, le couplage de marchés intraday implicite a été étendu pour inclure le
Danemark, la Norvège, la Suède, la Finlande, l'Estonie et l'Allemagne.
2012 Le 16 octobre 2012, le marché intraday autrichien a été créé et immédiatement couplé aux
marchés intraday français et allemand.
Depuis 2012, il avait été envisagé de créer une plateforme du marché de l'électricité intraday
paneuropéen dans la région NWE. Le projet de marché intraday transfrontalier (XBID) est toujours en
cours.
2013 Entretemps, le marché intraday suédois a été couplé par un mécanisme explicite le 26 juin
2013.
2014 Jusqu'au 30 novembre 2014, SPE (aujourd'hui EDF-Luminus) a fourni des liquidités sur le
marché intraday en offrant 25 MW d'électricité pendant 80 % de la fenêtre d'échange à un prix se
situant dans un certain intervalle de prix prédéterminé. Aucune autre société ne s'est engagée dans
des activités de teneur de marché depuis lors.
4.1.4. Intégration des activités assurées par Belpex dans EPEX SPOT
2015 Le 17 avril 2015, APX et EPEX SPOT ont annoncé l'intégration de leurs services afin de réduire
les obstacles au commerce de l'électricité dans la région CWE, y compris le Royaume-Uni. Les
participants au marché bénéficient ainsi de systèmes d'échange harmonisés, d'un ensemble de règles
unique et d'un seul processus d'admission pour toute la région, réduisant ainsi les frais d'échange et
les obstacles à l'adhésion de nouveaux participants. Ils ont en outre accès à un plus large éventail de
produits et bénéficient du meilleur des deux normes et d'un support au client fiable. De manière
générale, l'intégration a débouché sur une gouvernance plus efficace et a facilité la création d'un
marché de l'électricité européen unique, entièrement conforme aux objectifs du cadre réglementaire
européen en matière d'électricité. EPEX SPOT englobe la Belgique, les Pays-Bas, la France, l'Allemagne,
l'Autriche, le Luxembourg et la Suisse. Le 1er octobre 2015, APX et Belpex ont intégré leur personnel
44/142
dans une structure de gouvernance d'EPEX SPOT. L'intégration opérationnelle s'est déroulée en
plusieurs étapes.
2016 Le 31 décembre 2016, Belpex a modifié son nom d'entreprise en EPEX SPOT Belgium. La
plateforme d'échange est passée d'Eurolight (que Belpex utilisait pour les échanges day-ahead et
intraday26) à la plateforme M7 (échanges intraday) le 4 octobre 2016, tandis que l'EPEX Trading System
(échanges day-ahead, ETS) y est passé le 24 janvier 2017. La migration de la plateforme d'échanges
intraday a débouché sur le couplage du marché intraday belge avec ceux de l'Allemagne, de la France,
de l'Autriche et de la Suisse le 5 octobre.
Avant que Belpex soit entièrement intégré d'un point de vue opérationnel, EPEX SPOT a demandé une
modification des règles du marché de Belpex. Le 7 janvier 201627, le 19 juillet 201628 et le 22 septembre
201629, la CREG a donné son avis sur les modifications demandées par rapport aux règles de marché
Belpex. Dans ces avis, la CREG recommandait d'inclure les obligations ou restrictions applicables au
participant au marché dans les règles du marché, conformément au Décret royal du 20 octobre 2005.
La CREG a précisé dans ses avis l'impact des ECC Clearing Conditions sur la capacité pour un petit
participant au marché d'accéder au marché, ce qui a débouché sur la création et le lancement du CC
Direct Clearing Participant Model (DCPM) pour les participants en Belgique et aux Pays-Bas le 1er
septembre 2016, qui s'est ensuite étendu à la France, à l'Allemagne et aux Îles britanniques. Dans ses
avis, la CREG a aussi attiré l'attention sur les conséquences involontaires possibles de l'imposition de
limites de transaction aux participants au marché par de tierces parties. La CREG a aussi recommandé
l'inclusion de critères objectifs pour évaluer une erreur manifeste. Le ministre de l'Énergie a approuvé
les modifications proposées.
4.1.5. Cadre légal touchant les marchés belges de l'électricité
2015 Le 14 août 2015, le Règlement (UE) N° 2015/1222 du 24 juillet 2015 établissant une directive
sur l'attribution de la capacité et la gestion de la congestion (CACM) est entré en vigueur. Le ministre
de l'Énergie devait donc nommer un ou plusieurs Opérateurs de Marché de l'Électricité (Electricity
Market Operators - NEMO) en Belgique avant le 14 décembre 2015.
Le 7 octobre 2015, 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) est
entré en vigueur.
4.1.6. Autres évolutions pertinentes
2016 Le 14 janvier 2016, la CREG a émis deux avis, un pour la nomination de Belpex30 en tant que
NEMO et un pour la nomination de Nord Pool31 en tant que NEMO, suite aux requêtes du ministre de
l'Énergie reçues le 7 décembre 2015. Les deux bourses ont été nominées avec succès en tant que
NEMO.
26 Jusqu'au 8 septembre 2016, le système d'échanges Elbas a été utilisé. 27 http://www.creg.be/nl/publicaties/advies-a160107-cdc-1502 (disponible en néerlandais et en français). 28 http://www.creg.be/nl/publicaties/advies-a160719-cdc-1549 (disponible en néerlandais et en français). 29 http://www.creg.be/nl/publicaties/advies-a160922-cdc-1567 (disponible en néerlandais et en français). 30 http://www.creg.be/nl/publicaties/advies-a160114-cdc-1501 (disponible en néerlandais et en français). 31 http://www.creg.be/nl/publicaties/advies-a160114-cdc-1503 (disponible en néerlandais et en français).
45/142
En 2016, pour 5 jours, dont 4 en novembre, une seconde enchère a été lancée, principalement suite
aux prix élevés de l'heure 17 et/ou 19. Les secondes enchères sont lancées si le prix d'équilibre du
marché dans une zone de dépôt des offres dépasse 500 €/MWh. Les marchés impactés ont été les
marchés de la Belgique et du Royaume-Uni. Pendant 7 jours, le risque de découplage partiel existait.
Outre les 4 jours en novembre, 2 jours en septembre et 1 jour en mai ont été impactés. Pour 10 jours,
les résultats de couplage de marchés ont été retardés, laissant supposer qu'il a fallu à l'algorithme
d'équilibre du marché plus de 10 minutes pour calculer un prix d'équilibre du marché faisable, dont 7
sont liés aux causes décrites ci-dessus. Le 19 octobre 2016, la version 9.5 d'Euphemia est sortie.
4.2. SUJET SPÉCIAL
64. La résilience du marché est un indicateur du niveau de sensibilité du prix de gros day-ahead de
l'électricité si un volume supplémentaire d'électricité de charge de base (baseload) a été fourni ou
demandé. Plus le marché est liquide, plus la résilience du marché est grande ou plus le prix est solide.
En 2016, la résilience du prix moyen annuel était assez basse : seules les années 2007, 2008 et 2015
sont caractérisées par une résilience inférieure du prix (Figure 24). La résilience du prix moyen
mensuelle illustre que la solidité du prix était au plus bas pendant les mois de septembre et octobre,
car de nombreuses centrales sont en maintenance pendant cette période, en préparation de la période
hivernale débutant en novembre (Figure 25). Cependant, pendant les autres mois de l'année, la solidité
du prix est très élevée, affichant un très faible impact sur le prix si 500 MWh/h étaient proposés en
supplément. Notons qu'un volume de demande d'achat obligatoire impacte le prix du marché plus que
le volume équivalent de l'approvisionnement « must-run ».
Figure 24 : La résilience moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité pour la fourniture dans la zone belge de dépôt des offres. Une demande supplémentaire présente un impact bien inférieur sur les prix par rapport aux observations de 2015, mais cet impact reste supérieur à toute autre année, sauf 2007 et 2008 qui ont été des années exceptionnelles. La fourniture supplémentaire illustre en revanche un impact généralement inférieur, mais il est toujours comparable aux années caractérisées par de fréquents arrêts nucléaires (2013, 2014) Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
-2,04-1,13
-0,28
0,35
1,42
3,16
-4
-2
0
2
4
6
8
10
+500 MW Supply +250 MW Supply +50 MW Supply +50 MW Demand +250 MW Demand +500 MW Demand
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
€/MWh
46/142
Figure 25 : La résilience moyenne mensuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité pour fourniture dans la zone belge de dépôt des offres si 500 MWh/h étaient vendus ou achetés en plus, est élevée de septembre à la fin de l'année en 2016. Un pic local est observé en juin 2016. La résilience pendant le reste de l'année est d'un ordre qui n'était plus apparu depuis 2013 Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
65. Intuitivement, l'augmentation du volume offert entraînera des prix inférieurs alors que
l'augmentation de l'offre de volume fera baisser les prix. Ce n'est pas toujours le cas, comme l'illustrent
les histogrammes des différences de prix lors de la vente d'un volume supplémentaire (Figure 26) et
lors de l'achat d'un volume supplémentaire (Figure 27). Le premier cas déboucherait intuitivement
uniquement sur des différences négatives, alors que seules des différences positives apparaîtraient
dans le second cas. Même si les distributions sont biaisées dans la direction prévue, plus le volume
additionnel est élevé, plus des différences de prix contre-intuitives peuvent être observées, quoiqu’à
de faibles valeurs absolues.
-10
0
10
20
30
40
50
Additional Sale 500 MW (€/MWh) Additional Purchase 500 MW (€/MWh)
€/MWh
47/142
Figure 26 : La distribution des changements absolus dans les prix en 2016 lors de la vente d'un volume supplémentaire est négativement biaisée : la fourniture de volumes supplémentaires débouche logiquement sur des prix inférieurs. La dissymétrie augmente avec la hausse des volumes de fourniture. Des changements positifs dans les prix se produisent également et se limitent généralement à moins de 1,5 €/MWh Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
Figure 27 : La distribution des changements absolus dans les prix en 2016 lors de l'achat d'un volume supplémentaire est positivement biaisée : la demande de volumes supplémentaires débouche logiquement sur des prix supérieurs. La dissymétrie augmente avec la hausse des volumes de demande. Des changements de prix négatifs se produisent également et se limitent généralement à moins de -1.5 €/MWh Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
≤-10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ≥10
500 sell 250 sell 50 sell
Difference in price
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
≤-10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ≥10
500 buy 250 buy 50 buy
Difference in price
48/142
66. Cette observation est causée par la présence de profile block orders et de smart orders. Le
volume représenté par ces ordres doit être entièrement accepté par le mécanisme d'équilibre du
marché avant que l’ordre puisse être exécuté. La présence de ces ordres entraîne une fonction de bien-
être social discontinue qui est maximisée pour atteindre les résultats optimaux du marché. Cette
fonction d’optimisation discontinue est la raison pour laquelle il y a des heures avec une résilience de
prix contre-intuitive, auxquelles acheter un volume supplémentaire de 50 MWh/h entraîne des prix
inférieurs et vendre 50 MWh/h de volume en plus entraîne des prix supérieurs (Figure 28). Les profile
block orders sont à la disposition des acteurs du marché depuis 2007. Les smart orders ont été
introduits en 2014, ce qui permet d'expliquer l'écart dans le nombre d'heures avec des résultats
contre-intuitifs. Une réduction dans l’occurrence peut être observée depuis lors, mais en 2016, un
nombre significatif d'heures se caractérisent par une résilience de prix contre-intuitive.
Figure 28 : Le nombre d'heures auquel une résilience de prix contre-intuitive est observée a régulièrement augmenté depuis l'introduction des (profile) block orders en 2007 et leur plus large utilisation par la suite. En février 2014, les acteurs du marché ont pu faire des smart orders (ordres exclusifs et associés), ce qui a entraîné une soudaine augmentation du nombre d'heures avec des prix contre-intuitifs. La tendance baissière qui a suivi l'année 2014 peut découler de la plus grande efficacité lors du calcul des résultats optimaux du marché Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
67. La résilience de prix contre-intuitive lors de la vente d'un volume supplémentaire apparaît en
2016 pendant toute la journée, mais plus probablement (environ 30 % du temps) en fin d'après-midi
et en soirée (Figure 29). En matinée, jusqu'à 10h, ce sont principalement des volumes de 50 MWh/h
qui entraînent des prix contre-intuitifs alors qu'après l'heure 14, les volumes de vente jusqu'à
250 MWh/h peuvent toujours déboucher sur des prix supérieurs. En ce qui concerne la demande, des
observations similaires peuvent être faites, sauf par rapport à la probabilité d'observer une résilience
des prix contre-intuitifs d'environ 30 % du temps de l'heure 7 à minuit (Figure 30).
309
787
491
566
987
1062
1079
1916
1585
1369
361
601
658603
897
1071
1199
1419
1499
1256
0
500
1000
1500
2000
2500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
buying 50 MW more results in lower price selling 50 MW more results in higher price
hours
49/142
Figure 29 : Le nombre d'heures en 2016 avec une résilience contre-intuitive lors de la vente d'un volume supplémentaire est le plus élevé en fin de soirée (heures 19 à 23) Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
Figure 30 : Le nombre d'heures en 2016 avec une résilience contre-intuitive lors de l'achat d'un volume supplémentaire est distribué de manière plus égale en journée que lors de la vente d'un volume supplémentaire, sauf pour les quelques heures au tout début de la journée Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
only 50 MW sell only 250 MW sell only 500 MW sell 50 and 500 MW sell
up to 250 MW sell 250 and 500 MW sell up to 500 MW sell
hours
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
only 50 MW buy only 250 MW buy only 500 MW buy 50 and 500 MW buy
up to 250 MW buy 250 and 500 MW buy up to 500 MW buy
hours
50/142
68. Comme nous l'avons déjà vu, la valeur absolue de la différence de prix contre-intuitive est très
faible, voire insignifiante, lorsque l'on ajoute de l'approvisionnement. Si l'on ajoute 50 MWh/h de
demande, de légères différences de prix contre-intuitives de 1 €/MWh à 2 €/MWh semblent se
présenter assez souvent. L'analyse démontre que, bien que des prix contre-intuitifs apparaissent tout
au long de l'année, les mois présentant la plus grande occurrence sont juin, novembre et
décembre 2016.
69. La faible résilience du marché indique soit un besoin de flexibilité (horaire) ou une période de
pénurie. Tout d'abord, même les petits volumes de demande supplémentaire (ou
d'approvisionnement) peuvent grandement impacter le prix d'équilibre du marché. Ensuite,
d'importants volumes de demande supplémentaire semblent entraîner des différences de prix qui sont
supérieures à celles observées si de faibles volumes de demande ont été ajoutés seulement pendant
12 heures : pendant l'heure 9 et de l'heure 16 à l'heure 19 le 13 septembre, de l'heure 9 à l'heure 15
le 25 octobre. Étant donné que la faible résilience du prix couvre une période d'heures consécutives,
on pourrait affirmer qu'il y avait pénurie. Le prix d'équilibre du marché maximal avec un volume
supplémentaire de 500 MWh/h aurait toutefois été de 999,99 €/MWh, ce qui indique que les marchés
dans la région CWE pourraient s'être adaptés au volume supplémentaire sans problèmes majeurs.
Figure 31 : Lorsque l'on compare les différences de prix horaires lorsque l'on fournit 50 MWh/h de plus et que l'on demande 50 MWh/h de plus, on observe que plus souvent, un volume équivalent d'approvisionnement supplémentaire impacte plus le prix que la demande supplémentaire, bien que lorsque la demande supplémentaire ait un impact supérieur, l'impact est plus significatif en comparaison avec ceux de l'approvisionnement supplémentaire Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
-100
-50
0
50
100
150
200
250
-70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30
2016 okt/16 nov/16
Price DifferenceAdditional Supply
[€/MWh]
Price DifferenceAdditional Demand
[€/MWh]
51/142
Figure 32 : Lorsque l'on compare les différences de prix horaires lorsque l'on fournit 500 MWh/h de plus et que l'on demande 500 MWh/h de plus, on observe que plus souvent, un volume équivalent d'approvisionnement supplémentaire impacte plus le prix que la demande supplémentaire, bien que lorsque la demande supplémentaire ait un impact supérieur, l'impact est plus significatif en comparaison avec ceux de l'approvisionnement supplémentaire Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
70. Les prix de l'énergie de base pendant les jours de novembre, mais aussi certains jours d'octobre
et de décembre 2016, présentent de faibles niveaux de solidité, indiquant que les acteurs du marché
tirent profit en offrant précisément une demande « must-run » dans le marché day-ahead (Figure 33).
Les changements de prix contre-intuitifs semblent propager des prix de base contre-intuitifs même si
le nombre de cas et l'impact sur les prix de base sont limités en comparaison avec ceux des
changements de prix intuitifs.
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
-200 -100 0 100
2016 okt/16 nov/16
Price DifferenceAdditional Supply
[€/MWh]
Price DifferenceAdditional Demand[€/MWh]
52/142
Figure 33 – La comparaison des variations de prix de base lorsque 50 MWh/h additionnels sont fournis s et /ou demandés 50 MWh/h, indique que certains jours, les prix de base du dernier trimestre de 2016 pourraient sensiblement être impactés par de faibles volumes de demande et d'approvisionnement supplémentaires. Soulignons que les changements de prix de base contre-intuitifs existent aussi, mais sont moins importants en comparaison avec les changements de prix causés par des changements de prix significatifs Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
4.3. STATISTIQUES
4.3.1. Le marché de gros day-ahead de l'électricité pour fourniture en Belgique
71. La moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité en Belgique a atteint son niveau
le plus faible depuis 2007, à 36,6 €/MWh (Figure 34). Après ajustement pour inflation, les prix day-
ahead moyens annuels de l'électricité sont 25,7 % moins chers depuis 2007 (Tableau 13). En 2016,
pendant 70 % des heures, les prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des
offres étaient inférieurs à 40 €/MWh (Tableau 14). En comparaison avec les 6 années précédant 2016,
2016 est l’année pendant laquelle la plus haute fréquence des prix de gros day-ahead les plus élevés a
été observée : 1,2 % des prix day-ahead en 2016 étaient supérieurs à 100 €/MWh. La moyenne
quotidienne du prix de gros day-ahead de l'électricité en Belgique, qui est souvent utilisée comme
indice pour déterminer les prix des contrats de fourniture, a atteint un niveau supérieur à 100 €/MWh
pendant 5 jours en 2016 (tous durant le quatrième trimestre).
-5
0
5
10
15
20
25
30
-6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2
Price DifferenceAdditional Demand[€/MWh]
Price DifferenceAdditional Supply[€/MWh]
53/142
Figure 34 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité, par zone de dépôt des offres dans la région CWE, a continué de baisser en 2016. La zone belge de dépôt des offres ainsi que la zone française présentent les prix moyens les plus élevés Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
Tableau 13 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead mensuels du marché de l'électricité de base dans la zone de dépôt des offres belge, en termes nominaux, affiche une baisse de prix de 5,14 €/MWh entre 2007 et 2016. En termes réels, le prix de la matière première électricité a baissé de 10,62 €/MWh, soit plus du double de la baisse du prix nominal Sources : CREG sur la base des données reçues d'EPEX SPOT Belgium, SPF Économie, PME, Classes moyennes et Énergie
44,7
36,6
48,0
51,9
41,240,1
32,238,5 36,7
42,6
37,8
32,831,6
29,0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BE NL FR DE
€/MWh
Year BE nominal BE real (ref. jan 2007) BE real (ref. dec 2016)
2007 41,72 41,28 49,44
2008 70,64 67,20 80,48
2009 39,40 37,26 44,62
2010 46,28 43,04 51,55
2011 49,41 44,63 53,45
2012 47,07 41,39 49,57
2013 47,50 41,28 49,44
2014 40,79 35,30 42,28
2015 44,74 38,31 45,88
2016 36,58 30,66 36,72
54/142
Tableau 14 : L'histogramme des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres illustre une plus grande fréquence de prix, supérieure à 80 €/MWh. Près de 60 % du temps, les prix horaires se situent entre 20 €/MWh et 40 €/MWh, ce qui représente un changement important par rapport aux histogrammes observés depuis 2010 Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
Figure 35 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead du charbon (CIF ARA) et du gaz (TTF) affiche une diminution de prix des matières premières utilisées pour la production d'électricité par les centrales à l'extrémité supérieure de la courbe de préférence en Allemagne et aux Pays-Bas respectivement. Les prix du gaz ont baissé de près de 50 % depuis 2013, ce qui correspond à 38 % de réduction des prix de gros néerlandais de l'électricité depuis 2013. Depuis 2013, les prix du charbon ont baissé de 11 % et les prix de gros allemands de l'électricité ont diminué de 23 %. Ce phénomène est souvent uniquement attribué à l'intégration des sources d'énergie renouvelables, la diminution des prix de gros de l'électricité pourrait être plus significativement impactée par les évolutions des prix des matières premières Sources : CREG sur la base de TTF et CIF ARA
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
€-500/MWh -
€0/MWh0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,1% 0,2% 0,0% 0,0% 0,0%
€0/MWh -
€20/MWh17,3% 4,1% 10,9% 5,3% 9,3% 4,2% 9,6% 5,1% 3,3% 11,3%
€20/MWh -
€40/MWh48,1% 8,7% 47,4% 27,8% 11,8% 28,5% 22,1% 43,8% 35,9% 59,6%
€40/MWh -
€60/MWh20,0% 24,2% 30,8% 50,1% 53,4% 50,3% 44,5% 45,6% 50,6% 19,5%
€60/MWh -
€80/MWh6,8% 30,9% 8,2% 14,8% 24,8% 14,5% 20,7% 5,2% 8,7% 6,6%
€80/MWh -
€100/MWh3,8% 18,8% 2,2% 1,4% 0,5% 1,5% 2,3% 0,2% 0,7% 1,6%
€100/MWh -
€250/MWh3,6% 13,2% 0,5% 0,6% 0,2% 0,8% 0,5% 0,1% 0,5% 1,2%
€250/MWh -
€500/MWh0,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,2% 0,0%
€500/MWh -
€1000/MWh0,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
€1000/MWh -
€3000/MWh0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
24,86
26,88
19,86
13,7312,52
8,81
7,317,80
0
5
10
15
20
25
30
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
TTF Coal CIF ARA
€/MWhth
55/142
72. La moyenne annuelle des prix de gros de l'électricité dans tous les pays limitrophes était aussi
inférieure en 2016 en comparaison avec 2015, mais la réduction de la moyenne annuelle du prix de
gros de l'électricité en Belgique était la plus importante dans la région CWE (Figure 34). La réduction
des prix de gros de l'électricité en Belgique et dans la région CWE s'explique par l'intégration de
l'énergie renouvelable et, de manière plus importante, par la réduction des prix de gros du charbon et
du gaz qui représentent un apport important pour déterminer les frais marginaux à court terme d'une
centrale au gaz ou au charbon, et donc le niveau de prix auquel l'électricité produite devrait être
proposée au marché day-ahead belge. Les prix de gros du gaz se rapprochent du niveau du prix minimal
observé depuis 2009, alors que les prix de gros du charbon ont légèrement augmenté en 2016, après
avoir baissé chaque année depuis 2011 (Figure 35).
73. La convergence de la moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité observée en
2015 entre la Belgique et la France d'une part et les Pays-Bas et l'Allemagne s'est néanmoins poursuivie
en 2016 (Figure 34). L'écart de prix de la moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité
dans la région CWE a baissé pour atteindre 7,8 €/MWh en 2016 contre 13,1 €/MWh en 2015, soit le
niveau le plus bas depuis 2013, mais toujours plus du double de l'écart de prix minimal observé depuis
2007. Les prix ont principalement divergé suite à divers événements pendant les quatre derniers mois
de 2016 (Figure 36). Ces événements peuvent notamment être imputés à des arrêts nucléaires en
Belgique à partir de septembre et à une production inférieure à la production habituelle de la flotte
nucléaire d'EDF en France suite à la détection d'anomalies dans la cuve du réacteur à eau pressurisée
(PWR) de Flamanville en mai et à toute la série d'études qui s'en sont suivies et qui ont touché en tout
18 des 58 PWR installés en France. Par conséquent, la plus haute fréquence des prix élevés en Belgique
semble découler du fait que le marché uniquement énergétique émet des signaux de prix qui reflètent
des conditions de pénurie dans la région CWE (Tableau 14). À ce titre, en 2016, le marché uniquement
énergétique en Belgique a non seulement offert des opportunités de consommation flexible et active
ou pour les centrales de production réagissant à des signaux de prix intraday mais aussi à celles
réagissant à des signaux de prix inter-days (Figure 37, Figure 38).
Figure 36 : La moyenne mensuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité par zone de dépôt des offres dans la région CWE montre que des prix extrêmement hauts sont apparus de septembre à décembre 2016. L'année 2016 est également la première année depuis 2012 où les prix dans la zone allemande de dépôt des offres ont été plus élevés à la fin de l'année qu'au début. L'indisponibilité des centrales nucléaires en Belgique et en France explique l'augmentation de prix en fin de l'année Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
0
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
BE NL FR DE
€/MWh
56/142
Figure 37 : La volatilité des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres montre que les pics de prix horaires ne se sont pas produits plus souvent que d'habitude (turquoise). Des prix élevés pendant plusieurs jours ou heures se sont toutefois présentés plus souvent Sources : CREG sur la base de données d'EPEX SPOT Belgium
Figure 38 : La volatilité, en journée, des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres, moyennés sur des périodes quotidiennes et mensuelles, indique que les centrales flexibles ont principalement eu des opportunités d'arbitrage pendant les mois d'octobre et novembre 2016 Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
19,9 22,7
12,311,6
13,8
11,312,1 9,4
10,810,0
30,1
18,4
11,611,0
13,1
11,4
14,5
8,1
15,4
17,319,6
10,1
8,47,2
6,47,1
8,8
4,5
6,0
13,6
0
5
10
15
20
25
30
35
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
avg std. dev. per day std. dev. of average daily prices std. dev. of average monthly prices
0
20
40
60
80
100
120
140
57/142
74. La fréquence des prix horaires entre la Belgique et les trois autres zones de dépôt des offres
dans la région CWE, différant de moins de 0,01 €/MWh, ci-après désignée par les termes convergence
complète, est passée de 18,9 % en 2015 à 34,5 % en 2016, soit le plus haut niveau enregistré depuis
2013 (Figure 39). La convergence de prix complète entre la Belgique et l'une des trois autres zones de
dépôt des offres dans la région CWE s'est d'autre part détériorée, entraînant une augmentation des
heures avec une divergence de prix complète dans la région CWE passant de 42,1 % en 2015 à 50,1 %
en 2016, soit le plus haut niveau observé depuis 2007. Environ la moitié des heures avec divergence
de prix complète a été générée par des différences de prix de moins de 1 €/MWh, comme l'illustre le
calcul de la convergence de prix à l'aide d'une différence de prix avec un seuil de 1 €/MWh. Dans la
plupart des cas, la zone belge de dépôt des offres est approximativement le prix convergent avec la
France. L'analyse mensuelle de la convergence de prix en 2016 confirme que de faibles convergences
de prix se produisent au cours des 3 à 4 derniers mois de 2016 (Figure 41, Figure 42). Pendant les 8
premiers mois de 2016, le prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres
est plus de 80 % du temps environ équivalent au prix de gros de l'électricité dans l'une des trois autres
zones de dépôt des offres de la région CWE.
Figure 39 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE affiche la plus forte occurrence de convergence complète des prix depuis 2013. La divergence complète des prix a pour la première fois dépassé 50 % depuis les observations. Les convergences de prix entre la zone belge de dépôt des offres et d'une part uniquement la zone française de dépôt des offres et d'autre part uniquement la zone hollandaise de dépôt des offres, ont atteint la fréquence la plus basse depuis le début des observations Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
7,6%
63,1%
44,7%
14,5%18,6% 18,9%
34,5%
62,3%69,2%
56,7%
52,4%
5,2%
12,9%
19,0% 11,0% 10,2%
9,5%
14,8%
28,4%
11,8% 11,2%
25,0%
42,3%
14,1%3,6%
11,1%
17,4%
26,3%
15,2% 13,2%
26,3% 26,7%
15,0%
20,5%11,9%
13,8%
7,7%
5,4%
42,1%
50,1%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
58/142
Figure 40 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE indique qu'il existe fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge et française Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
Figure 41 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique que le dernier trimestre de 2016 a enregistré une divergence de prix fréquente Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
12,3%8,1%
12,7%
22,5%
68,3%
49,7%
16,2%21,3% 21,1%
39,1%
54,3% 63,5%50,1%
43,6%
4,9%
12,8%
19,7% 11,7% 12,1%
7,1%
12,6%20,3%
8,2%10,3%
24,3%
40,7%
18,6%
6,0%
10,8%
17,8%
21,6%
13,3% 10,5%
20,8% 24,6%
13,1%
19,0%10,6%
16,9% 19,0%
4,8%
30,1% 27,6%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
37,1% 37,1%43,5%
56,8%
47,7%40,8% 41,9%
58,3%
26,0%
10,7%6,7% 7,4%
5,4%
5,9%
5,6%
9,8%
13,2%
14,6%
18,0%13,1%
12,1%
47,3%51,3%
48,4%
35,1%
45,0%40,3%
50,3%
33,7%
54,9%
64,2% 64,3% 66,7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
01/2016 02/2016 03/2016 04/2016 05/2016 06/2016 07/2016 08/2016 09/2016 10/2016 11/2016 12/2016
BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
59/142
Figure 42 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique qu'il existe fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge et française Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
75. La production d'électricité nucléaire accrue en 2016 a débouché sur une forte réduction des
volumes importés sur le marché day-ahead pour la fourniture d'électricité dans la zone belge de dépôt
des offres de 14,0 TWh en 2015 à 7,6 TWh en 2016 (Tableau 15). Les volumes exportés sont passés à
1,2 TWh, soit la valeur la plus haute depuis 2012. Les volumes échangés se situent à un niveau similaire
à ceux de 2014. La réduction de la moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité oriente
donc principalement la réduction de la valeur de tous les contrats conclus de 1,08 milliard à
786 millions d'euros en 2016, son niveau le plus bas depuis 2012 (Figure 43).
Tableau 15 : Les volumes totaux des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés, échangés, importés et exportés (le tout exprimé en TWh), y compris le taux de résiliation annuel et la valeur totale des contrats conclus Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium, EPEX SPOT
39,1%43,1%
49,6%
64,6%
54,7%
44,3% 46,9%
62,9%
32,5%
14,4%9,0% 8,6%
5,7%
5,4%
5,1%9,3%
13,1%
32,4%
31,9% 20,1%18,5%
24,2%18,2%
12,8%9,2%
20,2% 21,4%
31,2%
14,0%
25,8%
47,0%54,0% 53,2%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
01/2016 02/2016 03/2016 04/2016 05/2016 06/2016 07/2016 08/2016 09/2016 10/2016 11/2016 12/2016
BE=NL;BE=FR;BE=DE BE=NL;BE=FR;BE≠DE BE=NL;BE≠FR;BE=DE BE=NL;BE≠FR;BE≠DE
BE≠NL;BE=FR;BE=DE BE≠NL;BE=FR;BE≠DE BE≠NL;BE≠FR;BE=DE BE≠NL;BE≠FR;BE≠DE
Year Buy Sell Trade Import Export Net Import Trading / Load ELIA Value of contracts [Meuro]
2007 6,8 4,8 7,6 2,7 0,8 2,0 8,6% 365,9
2008 10,4 4,3 11,1 6,8 0,7 6,1 12,6% 802,2
2009 6,0 9,1 10,1 1,0 4,1 -3,1 12,4% 388,5
2010 9,6 8,9 11,8 2,9 2,3 0,7 13,7% 560,8
2011 10,3 9,2 12,4 3,1 2,1 1,1 14,8% 618,7
2012 15,8 8,9 16,5 7,6 0,6 6,9 20,1% 804,3
2013 16,1 11,2 17,1 5,9 1,0 4,9 21,3% 859,4
2014 19,6 9,5 19,8 10,3 0,2 10,1 25,6% 830,2
2015 23,6 9,6 23,7 14,0 0,0 14,0 30,7% 1080,4
2016 18,3 11,9 19,6 7,6 1,2 6,4 25,3% 785,6
2007-2016 136,6 87,5 149,6 62,0 12,9 49,1 18,5% 7095,9
60/142
Figure 43 : La valeur totale de tous les contrats conclus sur le marché de gros day-ahead de l'électricité pour la fourniture en Belgique a baissé depuis l'an dernier pour atteindre un niveau équivalent à celui observé en 2008 et pendant la période allant de 2012 à 2014 Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
76. Comme nous l'avons déjà mentionné, la disponibilité des centrales nucléaires belges a des
impacts significatifs sur l'échange de produits énergétiques de gros sur le marché de gros day-ahead
de l'électricité belge (Figure 44). Pendant la première moitié du mois de janvier 2016,
indépendamment des périodes d'indisponibilité de Tihange 1 et Doel 1 en mars et mai, le parc
nucléaire belge a produit de l'électricité à pleine capacité, ce qui a entraîné une soudaine réduction de
la demande et des importations sur le marché day-ahead par rapport à décembre 2015. Les quelques
mois suivants se sont caractérisés par une substitution des volumes vendus par des importations
compétitives de l'étranger afin de satisfaire à la demande progressivement inférieure à des prix
compétitifs. La diminution des volumes vendus en avril et en mai a coïncidé avec une chute de la
capacité de production disponible de près de 3 GW. La concurrence et une capacité de production
disponible en reprise progressive pendant l'été ont débouché sur la substitution des importations par
l'approvisionnement en Belgique. En septembre, Tihange 1 (962 MW), Tihange 3 (1045,8 MW) et Doel
1 (433 MW) ont été indisponibles, puis Doel 3 (1006 MW) a suivi en octobre. La perte de près de 3.500
MW d’approvisionnement de base a entraîné une forte augmentation de la demande, qui a atteint son
niveau le plus haut observé depuis 2007 et qui a intégralement été couverte par des importations. Le
redémarrage de Doel 1, Tihange 3 et Doel 3 à partir d'octobre a de nouveau fait baisser la demande et
a fait augmenter la fourniture sur le marché day-ahead, ce qui a entraîné une diminution progressive
des importations jusqu'à la fin de l'année.
366
802
388
561619
804
859
830
1.080
786
0
200
400
600
800
1000
1200
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MillionEUR
61/142
Figure 44 : Les volumes horaires moyens des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés et échangés ont fortement baissé à partir de décembre 2015 et jusqu'en août 2016. Depuis septembre 2016, le volume échangé et acheté a sensiblement augmenté pour enregistrer des niveaux observés depuis 2007, à un taux supérieur au volume vendu sur la même période Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
4.3.2. Le marché de gros intraday de l'électricité pour fourniture en Belgique
77. La moyenne annuelle du prix de gros intraday de l'électricité en Belgique en 2016 est 13 %
inférieur à celle de 2015, atteignant sa plus faible valeur depuis 2008 à 37,97 €/MWh (Tableau 16).
L'évolution de la moyenne annuelle du prix de gros intraday de l'électricité suit étroitement l'évolution
de la moyenne annuelle du prix de gros day-ahead en Belgique.
Tableau 16 : Les volumes totaux annuels des produits électriques de gros intraday montrent que les échanges énergétiques transfrontaliers représentent une part significative de tous les échanges. La moyenne annuelle des prix des produits électriques intraday et day-ahead illustre qu'ils ont en moyenne été convergents pendant toute la période observée
Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium32
32 Les valeurs des volumes échangés peuvent différer de celles publiées dans les rapports des années précédentes en raison des divergences observées dans les valeurs transmises à la CREG par Belpex.
254
703809
1.805
799
1.971
2.164
2.742
2.992 3.042
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Buy Sell Traded
MWh/h
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Belpex CIM Price
[EUR/MWh]84,46 41,78 49,88 55,59 51,66 52,40 42,55 43,85 37,97
Belpex DAM Price
[EUR/MWh]87,80 41,57 49,12 54,16 51,08 52,58 41,62 44,41 37,20
Belpex CIM Volume
[GWh]61 167 254 364 513 651 786 749 1089
Import [GWh] - - - - - - 302 239 552
Export [GWh] - - - - - - 395 357 402
62/142
78. La variation comme mesure est la différence absolue moyenne annuelle entre les prix de gros
day-ahead et intraday de l'électricité ; celle-ci illustre un modèle oscillant, mais avec une tendance
légèrement baissière depuis 2011 (Figure 45). Cela indique que les opportunités d'arbitrage33 sur le
marché de gros intraday de l'électricité ont de mieux en mieux été utilisées par les unités de production
et/ou de consommation flexibles au cours des 5 dernières années. La forte augmentation au niveau de
la liquidité du marché intraday - soit une augmentation par un facteur de 2,5 depuis 2011, si un prix
de gros intraday en fonction du nombre d’heure peut être calculé - est l'une des raisons de cette
observation (Figure 46). Le même nombre d'heures lorsque le prix de gros intraday de l'électricité est
supérieur ou respectivement inférieur au prix de gros day-ahead de l'électricité indique que les deux
opportunités d'arbitrage sont exercées de manière égale par les acteurs du marché.
Figure 45 : La moyenne annuelle des prix des produits de gros intraday et day-ahead des produits électriques, y compris l'erreur absolue entre les deux, indique que de grandes différences peuvent intervenir. Les différences positives et négatives sont assez équivalentes Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
33 Si le prix de gros intraday de l'électricité est inférieur au prix de gros day-ahead de l'électricité, des profits supplémentaires peuvent être générés en achetant de l'électricité soit en réduisant la production des unités de production (avec des frais marginaux à court terme supérieurs au prix de gros intraday de l'électricité), soit en augmentant l'apport d'une unité de consommation (avec une volonté de consommer à un prix supérieur au prix de gros intraday de l'électricité). Si le prix de gros intraday de l'électricité est supérieur au prix de gros day-ahead de l'électricité, un profit est généré en augmentant soit la production des unités de production soit en diminuant l'apport d'une unité de consommation.
12,1
6,36,5
11,4
8,1
8,5
6,5
8,9
6,5
14,2
7,0
10,8
8,4
8,3
6,2
9,4
5,9
9,7
5,8
12,0
7,8
8,8
6,98,4
7,0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Absolute Difference (all hours) Absolute Difference (Belpex DAM > Belpex CIM) Absolute Difference (Belpex CIM > Belpex DAM)
€/MWh
63/142
Figure 46 : Le nombre d'heures pendant lesquelles un prix de gros intraday de l'électricité peut être calculé sur la base de données d'échange actuelles a fortement augmenté au fil du temps Sources : CREG sur la base de données fournies par EPEX SPOT Belgium
79. L'augmentation de la liquidité du marché se manifeste aussi en termes de volumes échangés :
les volumes échangés ont augmenté par un facteur de 2,8 depuis 2011, pour atteindre 1,03 TWh en
2016 (Tableau 16). Les volumes échangés et importés sont corrélés à plus de 99 %, ce qui indique que
les importations dirigent l'augmentation des volumes échangés. Les importations ont augmenté de
plus de 100 % sur une base annuelle de 2015 à 2016.
4.3.3. Les marchés de gros à long terme de l'électricité pour fourniture en Belgique
80. En 2016, le prix moyen annuel de tous les produits électriques de gros à long terme en Belgique
pour fourniture pendant la période de concentration a atteint son niveau le plus bas depuis 2007
(Figure 47). Tous les prix annuels moyens de l'électricité de gros à long terme ont suivi une tendance
similaire au fil des années, même s'il existe des différences relativement importantes entre eux : par
exemple la moyenne annuelle du prix de gros year-ahead de l'électricité pour fourniture en Belgique
en 2016 a été échangée avec une décote de 3,5 €/MWh en comparaison avec les trois autres produits
disponibles. Étant donné que les produits comparés couvrent différentes périodes de fourniture, la
réduction pourrait être interprétée comme étant la meilleure estimation de l'état du système
électrique belge vu les informations publiquement disponibles à l'époque. La décote de 3,5 €/MWh
illustre que le marché s'attend à ce que le prix de base l'an prochain soit en moyenne inférieur comparé
aux prix de base couverts par d'autres produits.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Number of hours of trading (Belpex DAM > Belpex CIM) Number of hours of trading (Belpex CIM > Belpex DAM)
Number of hours of trading
hours
64/142
Figure 47 : Les prix moyens annuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour une fourniture en Belgique, par année d'échange, ont baissé en 2016. Notons que le prix des produits électriques de gros year-ahead échangés en 2016 a servi de meilleure prédiction du prix de l'électricité de gros day-ahead en 2017. Puisque sa valeur est inférieure au prix de gros day-ahead de l'électricité en 2016, le marché s'attend à ce que les prix de gros de l'électricité baissent encore en 2017 Sources : CREG sur la base de données fournies par ICE Endex
81. Le prix moyen mensuel de tous les produits électriques de gros à long terme en Belgique, par
mois d'échange, indique que les prix de gros year-ahead de l'énergie sont les moins volatils sur une
base mois par mois (Figure 48). Les arrêts des centrales nucléaires et les situations serrées du marché
pendant l'hiver ont plus accru la volatilité pour les produits énergétiques de gros à long terme restants.
Les deux raisons débouchent sur un prix sensiblement plus élevé que le produit énergétique de gros
year-ahead.
41,78
70,61
39,36
46,3049,37
46,98
47,45
40,79
44,68
36,62
46,15
37,54
50,65
79,84
43,77
56,80
47,82
36,44
56,28
76,02
50,98 50,03 50,49
43,57 43,32
33,38
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
D+1 M+1 Q+1 Y+1
€/MWh
65/142
Figure 48 : Les prix moyens mensuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour livraison en Belgique, par mois d'échange, indiquent que les prix de tous les produits considérés ont visuellement été corrélés en 2016. Le prix de gros year-ahead de l'électricité a néanmoins commencé à augmenter avant les augmentations de prix observées avec d'autres produits électriques de gros Sources : CREG sur la base de données fournies par ICE Endex
82. Il est intéressant d'observer que le prix du produit month-ahead reste derrière le produit
quarter-ahead. Cela peut être interprété par le fait que les participants au marché protègent leur
position via le produit quarter-ahead pour anticiper la saison hivernale. Il est aussi intéressant
d'observer que le retard disparaît lorsque les prix baissent après l'hiver à la fin 2014 et 2015. En 2016,
le décalage disparaît également lorsque les prix augmentent à partir de septembre.
83. Cette observation pourrait indiquer que l'on mette plus l'accent sur les échanges à court terme
et peut être comprise comme suit. Étant donné que les participants du marché ayant utilisé des
contrats quarter-ahead pour se protéger pendant la saison hivernale se sont vus coincés par un prix
supérieur au prix du marché de gros day-ahead pour la fourniture pendant le quatrième trimestre de
2014 et 2015, ils pourraient avoir anticipé, ayant été exposés à une situation similaire en 2016 (Figure
49). En 2016, anticipant ce coût d'opportunité, les participants du marché pourraient avoir préféré
protéger un volume inférieur via des produits quarter-ahead. En raison des arrêts nucléaires et d'un
volume supérieur de volumes non encore couverts, la demande a dépassé l'offre, ce qui a entraîné des
prix élevés pour les produits énergétiques de gros month-ahead et day-ahead.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
BE D+1 BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
€/MWh
66/142
Figure 49 : Les prix moyens mensuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour la fourniture en Belgique, par mois de fourniture, montrent une évolution similaire dans le dernier trimestre de 2016 avec de faibles niveaux de prix des produits énergétiques de gros quarter-ahead et des niveaux de prix élevés des produits énergétiques de gros day-ahead et month-ahead Sources : CREG sur la base de données fournies par ICE Endex
84. L'augmentation des prix de gros de l'électricité pendant les 4 derniers mois de 2016 a débouché
sur des Clean Spark Spreads (CSS) de Combined Cycle Gas Turbines (turbines à gaz à cycle combiné -
TGV) pour augmenter et passer en zone positive (Figure 50). Le CSS pour la fourniture d'électricité de
base durant le premier trimestre de 2017 a sensiblement augmenté, dépassant 25 €/MWh, même
pour les TGV à faible efficacité de 47 %. L'impact est aussi visible dans le CSS pour la fourniture de
l'électricité de base en 2017. Notons que le CSS pour la fourniture en baseload durant le premier
trimestre de 2017 est positif la plupart du temps pendant cette fenêtre d'échange.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
BE D+1 BE M+1 BE Q+1 BE Y+1
€/MWh
67/142
Figure 50 : Les Clean Spark Spread d'une TGV avec une efficacité comprise entre 47 % et 53 %, pour la fourniture en baseload dans la zone belge de dépôt des offres en utilisant le calendrier des produits énergétiques de gros pour fourniture en 2017 et des produits trimestriels pour fourniture durant le premier trimestre de 2017, sont positifs de septembre à novembre. En 2016, les Clean Spark Spreads pour fourniture en Belgique durant le premier trimestre de 2017 étaient positifs Sources : CREG sur la base de données fournies par ICE Endex, TTF
85. Dans la région CWE et pour la première fois depuis 2013, les prix de gros year-ahead de l'énergie
ont fermé l'année à un prix supérieur à celui du début de l'année (Figure 51). Les prix de gros de
l'énergie pour la fourniture en Belgique, aux Pays-Bas et en France se situent tous à un niveau de prix
similaire. Les prix de gros de l'énergie pour la fourniture en Allemagne sont négociés à une réduction
d'environ 6,80 €/MWh en comparaison avec ceux appliqués pour la fourniture dans une autre zone de
dépôt des offres de la région CWE.
86. La moyenne des prix de gros year-ahead de l'électricité sur l'année d'échange illustre que les
contrats à terme de base et de gros allemands négociés en 2016 présentent une décote de 20 % en
comparaison avec ceux que l'on retrouve en Belgique. La décote s’est néanmoins sensiblement
contractée en comparaison avec le chiffre de 29 % enregistré en 2015. Les produits de base year-ahead
sont échangés à des niveaux similaires en France et en Belgique.
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
Cal 2017 Q1 2017
€/MWh
68/142
Figure 51 : Les prix moyens mensuels de gros year-ahead de l'énergie négociés pour la fourniture dans chaque zone de dépôt des offres dans la région CWE, par mois d'échanges, illustrent que les prix ont commencé à augmenter dans toutes les zones de dépôt des offres depuis le début de l'année 2016, avant que les problèmes des centrales nucléaires en France ne soient rendus publics en mai. À la fin du mois de décembre 2016, les prix moyens mensuels de gros year-ahead de l'électricité dans les zones de dépôt des offres française, belge et hollandaise ont convergé Sources : CREG sur la base de données fournies par ICE Endex, EEX
Tableau 17 : Les prix moyens annuels de gros year-ahead de l'énergie négociés pour la fourniture dans chaque zone de dépôt des offres dans la région CWE, par année d'échange, et la différence relative entre ces prix en Belgique avec les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE, affichent en 2016 une contraction de l'écart de prix entre les contrats à terme avec fourniture en Belgique et dans les autres zones de dépôt des offres de la région CWE. Cela illustre également que les prix en Allemagne soient 20 % plus bas que ceux en Belgique Sources : CREG sur la base de données fournies par ICE Endex, EEX
34,40
30,47
33,90
47,64
37,87
28,31
24,28 26,51
31,09
0
10
20
30
40
50
60
BE Y+1 NL Y+1 FR Y+1 DE Y+1
€/MWh
BE NL FR DE Δ NL - BE Δ FR - BE Δ DE - BE
2007 56.28 60.29 54.36 55.87 7.12 -3.41 -0.73
2008 76.02 76.31 74.07 70.23 0.38 -2.56 -7.61
2009 50.98 50.31 51.79 49.22 -1.33 1.58 -3.45
2010 50.03 49.54 52.43 49.94 -0.99 4.79 -0.18
2011 55.18 56.01 56.00 56.05 1.51 1.49 1.59
2012 50.49 51.88 50.57 49.27 2.76 0.15 -2.41
2013 43.57 47.48 43.30 39.06 8.97 -0.62 -10.35
2014 46.90 43.45 42.41 35.08 -7.36 -9.56 -25.21
2015 43.32 37.59 38.13 30.94 -13.23 -11.98 -28.58
2016 33.38 30.97 33.37 26.61 -7.24 -0.03 -20.28
2007-2016 50.62 50.38 49.64 46.23 -0.46 -1.92 -8.67
[€/MWh] [%]
69/142
5. INTERCONNEXIONS
5.1. CONTEXTE HISTORIQUE : ÉVÉNEMENTS SIGNIFICATIFS
2001 L'ETSO (le prédécesseur de l'ENTSO-E, soit l'organisation membre de tous les gestionnaires de
réseaux de transport européens) publie ses directives concernant les méthodologies pour le calcul des
capacités de transmission disponibles (ATC) pour les interconnexions transfrontalières. En 2016, ces
méthodologies sont toujours appliquées par certains gestionnaires de réseaux de transport, parmi
lesquels Elia, pour le calcul des capacités d'interconnexion disponibles.
2005 Les gouvernements belge, hollandais, français, luxembourgeois et allemand ont fondé le
Forum Pentalatéral de l'Énergie (PLEF). Ce forum a notamment été créé pour optimiser et harmoniser
les méthodologies appliquées pour le calcul et l'attribution des capacités d'interconnexion
transfrontalières entre les différents pays impliqués. Le PLEF se compose de représentants des
ministères, des autorités de régulation nationales, des gestionnaires des réseaux de transport, de la
plateforme des acteurs du marché et des bourses d'électricité.
2007 Les régulateurs de la CWE publient en février leur plan d'action pour renforcer l'intégration de
leurs marchés énergétiques. Ce plan d'action anticipe le développement et la mise en œuvre d'un
couplage de marchés basé sur les flux pour les zones de dépôt des offres de la CWE. En juin, tous les
ministres des pays de la CWE ont signé, avec les représentants des GRT, des bourses d'électricité, des
régulateurs et des acteurs du marché, un protocole d'accord pour développer et appliquer le couplage
de marchés basé sur des flux pour le cadre temporel day-ahead.
2008 En juin, les GRT de la CWE et les bourses de l'électricité ont annoncé unilatéralement via le
Joint Steering Committee la mise en œuvre d'une approche basée sur l'ATC pour coupler les marchés
dans la région CWE.
2010 Elia développe et soumet une proposition pour un nouveau modèle général pour le calcul de
la capacité de transfert totale et de la marge de fiabilité de la transmission. Par ailleurs, Elia soumet
une proposition pour le calcul de la capacité de transmission day-ahead à la CREG pour approbation.
En octobre, la CREG décide de ne pas approuver la proposition d'Elia parce qu'elle considère que la
proposition ne respecte pas la législation européenne sur la non-discrimination des échanges
domestiques et interzonaux. À la lumière d'autres avantages du couplage de marchés dans la région
CWE, la CREG décide néanmoins d'autoriser la mise en œuvre de la méthodologie proposée.
2011 Elia développe et soumet une proposition pour le calcul des capacités de transfert annuelles
et mensuelles et de la marge de fiabilité de la transmission. La CREG décide à nouveau de ne pas
approuver, sur la base de l'argumentation susmentionnée, mais prend note de la mise en œuvre par
Elia de la méthodologie proposée. Elia fait appel de la décision de la CREG, mais en 2012, la Cour
d'appel juge que les arguments d'Elia pour interjeter appel étaient infondés.
2013 Le projet de couplage de marchés basé sur les flux (FBMC) de la CWE lance le premier « run
parallèle externe » afin de comparer chaque semaine les résultats du marché basé sur les flux simulés
avec les calculs ATC. En août, le projet FBMC développe le premier « approval package » FBMC, qui
comprend une description de la méthodologie de couplage de marchés basée sur les flux. Ce document
est la base de la première soumission d'une proposition par Elia pour une méthodologie de couplage
de marchés basée sur les flux day-ahead.
70/142
2014 Le projet FBMC CWE commence à lancer des « internal parallel runs » quotidiens à partir de
février. En mai, le projet FBMC de la CWE soumet un second paquet d'approbation34. Les régulateurs
de la CWE considèrent que le pack est incomplet et poursuivent le développement et les discussions
avec les partenaires du projet FBMC de la CWE. En juin, les régulateurs de la CWE organisent une
consultation publique sur le FBMC. En août, le projet FBMC de la CWE soumet une troisième version
adaptée du pack d'approbation35. Entre maintenant et mars 2015, les partenaires continuent de faire
des modifications et des ajouts au pack d'approbation en coopération avec les régulateurs de la CWE.
Les mois suivants, les partenaires du projet ont traité des problèmes liés au fonctionnement du FBMC
à des périodes de pénurie et à la concurrence du coefficient de débit.
2015 En février, Elia soumet pour approbation à la CREG la méthodologie pour le couplage de
marchés basé sur les flux day-ahead des marchés CWE. En mars, ils publient leurs avis sur le FBMC
dans un document de prise de position36. En avril, la CREG décide que la proposition ne respecte pas
le Règlement 714/2009, surtout les articles liés à la non-discrimination des échanges externes versus
internes37. Cependant, à la lumière des bénéfices attendus de la mise en œuvre du couplage de
marchés en cours (en particulier le gain au niveau du bien-être social par rapport à l'ATC attendu suite
aux résultats des runs parallèles), la CREG a décidé d'approuver la proposition à condition de la mise
en œuvre d'un certain nombre de propositions d'amélioration, par la CREG et par d'autres régulateurs
de la CWE. En mai, le projet FBMC de la CWE opère le premier jour ouvrable réussi du couplage de
marchés basé sur les flux day-ahead. En août, la Règlementation (UE) 2015/1222 (« Directives CACM »)
est entrée en vigueur et a fourni un cadre légal pour les régulateurs, les GRT et les bourses d'électricité
(« NEMO ») afin de développer des méthodologies communes pour tous les aspects liés au couplage
de marchés day-ahead et intraday unique des zones de dépôt des offres européennes. Pour le
couplage de marchés (annuel et mensuel) à long terme, la CREG approuve en octobre la première mise
en œuvre des Règles de vente aux enchères harmonisées et, pour les frontières Belgique-Pays-Bas et
Belgique-France, l'introduction « Droits financiers de transport – options ». Cela remplace l'approche
précédente qui employait des « Droits physiques de transport sous le mode Use-it-or-sell-it ».
STATUT 2016
En 2016, la coopération (volontaire) régionale est passée à une approche européenne plus étroitement
intégrée pour les marchés de couplage. Avec l'entrée en vigueur du Règlement (UE) 2015/1222
établissant une directive sur l'attribution de la capacité et la gestion de la congestion (la « Directive
CACM ») le 14 août 2015, le couplage day-ahead et intraday unique est officiellement devenu le pilier
du « Target Model » pour la conception des marchés européens de l'électricité. Le règlement (UE)
2016/1719 établissant une directive sur l'attribution de la capacité à terme (la « Directive FCA ») fait
la même chose pour le couplage de marchés à terme.
Avec l'introduction de la Directive CACM en 2015 et de la Directive FCA en 2016, le couplage de
marchés de la zone belge de dépôt des offres et d'autres zones de dépôt des offres peut être abordé
sur une base géographique (c'est-à-dire régional vs européen) ou sur une base temporelle (soit
marchés à long terme vs marchés à court terme).
34 http://www.elia.be/~/media/files/Elia/Projects/CWE-Flow_Based/CWE_FBMC_approval-document_06-2014.pdf. 35 http://www.jao.eu/support/resourcecenter/overview?parameters=%7B%22IsCWEFBMC%22%3A%22True%22%7D. 36 http://www.creg.info/pdf/Opinions/2015/b1410/CWE_NRA_Position_Paper.pdf. 37 http://www.creg.be/fr/publications/decision-b150423-cdc-1410.
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Le 17 novembre 2016, ACER a publié sa Décision 06-2016 sur les régions pour le calcul de la capacité38.
Avec cette décision, prise suite à l’impossibilité des autorités régulatrices de se mettre d'accord sur la
proposition de tous les GRT en vertu de l'art. 9(6)(b) de la Directive CACM, ACER a confirmé que les
futurs aspects régionaux de la CACM et des directives FCA devraient être au niveau du CORE CCR39
plutôt que des deux régions CWE et CEE séparément.
La conséquence la plus importante de la Décision 06-2016 d'ACER concerne le champ régional des
méthodologies de calcul de la capacité et des propositions associées. À partir de cette décision, les
GRT et les NEMO du CORE CCR doivent commencer à développer une méthodologie de couplage de
marchés basée sur les flux des cadres temporels day-ahead et intraday, à soumettre pour approbation
au T3 2017.
Au niveau européen, les GRT et les NEMO doivent coopérer pour fournir des méthodologies pour,
notamment, un modèle de réseau commun, une méthodologie de distribution des revenus de
congestion, un algorithme de couplage des prix intraday et day-ahead, etc. Le développement et
l'approbation de ces méthodologies sont les éléments déclencheurs d'un nouveau niveau de
coopération entre et parmi les régulateurs énergétiques, les GRT, et les NEMO en Europe. Cela servira
de base pour des projets similaires dans le couplage de marchés (annuellement et mensuellement) à
long terme.
38 http://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Individual%20decisions/ACER%20Decision%2006-
2016%20on%20CCR.pdf. 39 La Core Capacity Calculation Region reprend les frontières entre la France, la Belgique, les Pays-Bas, l'Allemagne, le
Luxembourg, l'Autriche, la République tchèque, la Slovaquie, la Hongrie, la Pologne et la Roumanie. https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-implementation/cacm/core-ccr/Pages/default.aspx.
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5.2. SUJETS SPÉCIAUX
5.2.1. Capacité d'interconnexion physique et son usage commercial
Figure 52 : Carte du réseau de transmission belge Source : Elia
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Tableau 18 : Aperçu des lignes d'interconnexion aux frontières belgo-française (BE-FR) et belgo-hollandaise (BE-NL) ainsi que la capacité d'interconnexion nominale qui en découle en N et N-1, en tenant compte de la capacité des Phase Shift Transformers (PST) sur les interconnecteurs belgo-hollandais. Le Dynamic Line Rating (DLR) est utilisé pour prédire la capacité de ligne thermique hour-ahead (DLR-1h) et two-days ahead (DLR-60h). (*) Il s'agit d'une approche simplifiée du calcul N-1 qui ne tient pas compte de la redistribution des flux Sources : Elia et CREG
87. La Belgique est physiquement interconnectée avec la France et les Pays-Bas. Au total, la capacité
d'interconnexion installée est de 5.449 MVA sur la frontière sud et 6.060 MVA sur la frontière nord
(Tableau 18).
88. La capacité physiquement disponible réelle est inférieure en raison de la condition N-1 à
respecter dans toutes les conditions opérationnelles. La condition N-1 examine le cas de l'arrêt de
l'élément de réseau le plus impactant. À la frontière française, la capacité d'interconnexion physique
disponible N-1 est de 3.291 MW, la condition N-1 étant l'arrêt de la ligne Avelin - Avelgem. Sur la
frontière hollandaise, la capacité physique est en outre réduite à cause des Phase Shift
Transformers (PST) de 1.400 MW sur chaque ligne d'interconnexion. Sans arrêt (critère N), la capacité
d'interconnexion physique avec les Pays-Bas est donc de 5.550 MW. La capacité d'interconnexion
disponible N-1 est de 4.150 MW, considérant l'arrêt de Zandvliet-Borsele ou Zandvliet-
Geertruidenberg en combinaison avec un arrêt de l'un des PST sur ces lignes. Soulignons qu'il s'agit
d'une estimation approximative, puisqu'elle ne tient pas compte de la distribution des flux.
L'évaluation de l'utilisation physique de la capacité d'interconnexion est toujours réalisée avec la
capacité physiquement disponible dans la condition N-1 en tant que référence.
89. La capacité physique réelle d'une ligne ou « capacité de ligne thermique » diffère de sa capacité
nominale. La capacité de ligne thermique augmente à des températures inférieures de l'air ambiant
et à des vitesses du vent supérieures puisque ces conditions aident à refroidir les lignes, et donc à
augmenter le courant maximal. La technologie du Dynamic Line Rating (DLR) vise à prédire cette
capacité thermique via une analyse statistique des données historiques combinées aux prévisions
météorologiques. Le DLR est ainsi moins conservateur que les limites saisonnières statiques. Le DLR
peut servir des fins multiples. La première vise à évaluer la sûreté du réseau en temps réel via un
équipement DLR avec une prévision météorologique d'une heure à l'avance. La seconde consiste à
estimer la capacité commerciale pour le marché day-ahead en utilisant des prévisions
météorologiques de 60 heures à l'avance. Elia utilise un DLR sur des lignes internes depuis 2009 et sur
des lignes transfrontalières depuis 2014. Actuellement, Elia utilise le DLR pour l'évaluation de la
sécurité en temps réel sur 19 lignes et pour des prévisions de capacité J+2 sur 8 des 10 lignes
d'interconnexion.
Cross-border kV Substation 1 Substation 2 Pmax (MVA) PST (MVA) DLR-1h DLR-60h
BE-FR 380 Achêne Lonny 1,316 x x
380 Avelgem Mastaing 1,528 x x
380 Avelgem Avelin 1,316 x x
220 Aubange Moulaine 442 x x
220 Aubange Moulaine 442 x x
220 Monceau Chooz 405
Total BE - FR 5,449
Total BE - FR N-1 (*) 3,921
BE-NL 380 Van Eyck Maasbracht 1,420 1,400 x -
380 Van Eyck Maasbracht 1,350 1,400 x x
380 Zandvliet Borssele 1,645 1,400 x -
380 Zandvliet Geertruidenberg 1,645 1,400 x -
Total BE - NL 6,060
Total BE - NL with PST 5,550
Total BE - NL N-1 (*) 4,150
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90. Les flux physiques émanant des échanges commerciaux suivent le parcours physique de la
moindre résistance selon les lois de Kirchoff. Ces modèles de flux dépendent de la topologie du réseau
dans son ensemble ainsi que du modèle de production et de demande. Les éléments des flux
électriques actifs tels que les Phase Shift Transformers (PST) sont utilisés pour influencer les modèles
des flux. Les PST à la frontière nord optimisent l'utilisation du réseau en modifiant la distribution des
flux sur les lignes d'interconnexion belgo-hollandaises. Une surcharge des interconnecteurs Zandvliet-
Borssele et Zandvliet-Geertruidenberg peut par exemple être atténuée en redirigeant les flux vers les
interconnecteurs Maasbracht-Van Eyck.
91. L'utilisation de la capacité d'interconnexion belge avec la France et les Pays-Bas pour le
commerce transfrontalier est à présent organisée au niveau régional Centre Ouest Europe (CWE). La
région CWE englobe l'ensemble des frontières entre les zones de dépôt des offres suivantes : France,
Belgique, Pays-Bas et Allemagne/Luxembourg/Autriche. Les échanges commerciaux entre chaque
paire des zones de dépôt des offres impliquées influencent les flux physiques sur tout le réseau et donc
la quantité de capacité disponible pour d'autres échanges commerciaux. La coordination de l'utilisation
du réseau pour les échanges transfrontaliers est donc requise.
92. Les échanges commerciaux sur ces frontières sont organisés pour les cadres temporels suivants:
year-ahead, month-ahead, day-ahead et intraday.
• Year-ahead, la méthode de la capacité de transfert nette (NTC) est utilisée pour déterminer la
capacité transfrontalière commerciale à long terme dans chaque direction et frontière
individuelle. Cette capacité est calculée à chaque frontière individuelle. Elle est basée sur un
modèle de réseau commun pour 12 jours de référence. Une fraction de cette valeur NTC est
apportée au marché et allouée via les enchères annuelles. La vente aux enchères peut se faire
en termes de droits physiques de transport (PTR) et de droits financiers de transport (FRT). Les
FTR ne sont appliqués qu'aux frontières belges.
• Month-ahead, une procédure identique à celle du year-ahead s’applique. Avec un modèle de
réseau commun, une valeur NTC actualisée est calculée. L'attribution au marché est assurée
via les enchères mensuelles.
• Day-ahead, le Flow Based Market Coupling (FBMC) est utilisé. Un algorithme d'optimisation
collecte les apports fournis par les GRT et les acteurs du marché. Les GRT fournissent des
informations sur le statut du réseau et les contraintes des éléments du réseau à respecter,
alors que les acteurs du marché introduisent leurs offres de demande et de production via les
plateformes d’échange d'électricité. Avec ces apports, l'algorithme de couplage de marchés
optimise l'ensemble des échanges transfrontaliers CWE simultanément. En théorie, cela
devrait entraîner un plus grand bien-être brut via une meilleure utilisation de la capacité de
transmission interzonale disponible.
• Intraday, la méthode NTC est à nouveau utilisée pour déterminer la capacité restante pour les
échanges transfrontaliers à chaque frontière individuelle, à l'aide d'un statut de réseau
actualisé et d'informations sur le marché.
• Temps réel, la capacité interfrontalière restante peut être utilisée pour le balancing (IGCC).
Les méthodes de calcul pour chacun de ces cadres temporels sont documentées et publiées par Elia40.
40 http://www.elia.be/fr/produits-et-services/mecanismes-transfrontaliers/capacite-de-transport-aux-frontieres/methodes-de-calcul.
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5.2.2. Couplage de marchés basé sur les flux dans la région CWE
Motivation
93. Depuis mai 2015, le Flow Based Market Coupling (FBMC) a remplacé la méthode ATC pour gérer
l'utilisation de la capacité d'interconnexion pour le couplage de marchés day-ahead dans la région
Centre Ouest Europe (CWE). Le FBMC est sélectionné parce qu'il est potentiellement plus efficace que
l'ATC. La mise en œuvre du FBMC à d'autres frontières européennes est en cours de développement
(ex. CORE) ou d'étude.
94. La mise en place d'un marché européen unique de l'énergie est basée sur le couplage de
marchés. L'utilisation efficace de la capacité transfrontalière est un élément clé pour atteindre cet
objectif. L'utilisation commerciale de la capacité d'interconnexion comprend deux éléments clés : le
calcul de la capacité et l'attribution de la capacité. Le calcul de la capacité détermine quel volume de
la capacité est disponible pour l'échange commercial ; on considère qu'il s'agit d'une tâche principale
des gestionnaires des réseaux de transport. L'attribution de la capacité définit comment cette capacité
est attribuée aux acteurs du marché et est considérée comme étant déterminée par le marché d'une
manière compétitive et non discriminatoire.
95. Le calcul de la capacité et l'attribution de la capacité sont réalisés en deux étapes consécutives.
Avec la méthode ATC, les GRT calculent le volume de la capacité disponible pour les importations et
les exportations à chaque frontière individuelle. Cela peut être réalisé de manière bilatérale,
autrement dit par les deux GRT partageant la frontière ou au niveau régional, c'est-à-dire par tous les
GRT de la région de calcul de la capacité (Capacity Calculation Region (CCR)), outre les capacités
réellement nominées pour les importations et les exportations résultant des enchères de marché
explicites. Cette méthode est toujours utilisée dans la région CWE dans le couplage de marchés
intraday et à toutes les frontières européennes hors CWE.
96. La méthode ATC est constitutive d’un conservatisme significatif. La principale raison se situe à
l'étape visant à déterminer la capacité commerciale disponible à une frontière spécifique, l'ensemble
des échanges commerciaux sur les autres frontières n'étant pas encore connu. Cela intervient pour le
calcul de la capacité. Les échanges commerciaux donnent lieu à des flux physiques qui utilisent tout le
réseau, suivant le parcours de la plus faible résistance (lois de Kirchhoff). Ces flux physiques peuvent
augmenter la capacité pour les échanges commerciaux dans une direction, et la faire baisser dans
l'autre direction. On ne peut donc pas simplement affirmer que la capacité physique d'une ligne
d'interconnexion entre deux marchés adjacents est la capacité disponible pour les échanges
commerciaux. On doit tenir compte de l'impact physique sur le réseau de tous les échanges
commerciaux qui ont lieu en même temps. Pour des raisons de sécurité du réseau, la capacité
commerciale accordée au marché par les GRT avec l'ATC équivaut à la plus petite capacité résultant de
toutes les séries d'échanges possibles.
97. Avec le FBMC, en revanche, l'ensemble des échanges commerciaux entre les différentes zones
de dépôt des offres est défini (et optimisé) simultanément en tenant compte de l'impact des échanges
commerciaux sur l'ensemble du bien-être social d'une part, et sur l'utilisation physique du réseau
d'autre part. En comparaison avec l'ATC, le Flow Based Market Coupling (couplage de marchés basé
sur le flux, FBMC) réduit l'incertitude liée aux échanges commerciaux entre les zones et permet de
créer des synergies via des combinaisons d'échanges. De cette manière, on peut atteindre une
utilisation moins conservatrice et plus efficace de la capacité du réseau de transmission existante.
98. L'utilisation du FBMC pour optimiser les échanges interzonaux annule l'incertitude quant aux
flux physiques liés aux échanges commerciaux aux frontières interzonales CWE. L'incertitude sur les
flux physiques liés aux échanges commerciaux dans les zones, c'est-à-dire les flux domestiques et les
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flux de bouclage, est toutefois toujours présente. Cette incertitude est inhérente au choix d'un type de
marché zonal dans le modèle cible européen. Par contre, avec un modèle de marché nodal, il n'y a pas
« d'échanges internes » : tous les échanges commerciaux entre une paire de nœuds sont rendus
explicites, et c'est donc aussi le cas de l'impact physique sur le réseau. De cette manière, l'ensemble
de tous les échanges commerciaux peut être optimisé simultanément et toutes les contraintes du
réseau peuvent être prises en considération. Le modèle du marché zonal peut approcher l'efficacité
du modèle nodal en présentant des zones de dépôt des offres plus petites et définies de manière
appropriée. Une telle configuration zonale adéquate est un pré requis pour atteindre les objectifs
multiples (et parfois considérés comme étant conflictuels) d'une gestion de réseau sûre, efficace,
basée sur le marché, et non discriminatoire.
Description mathématique du problème d'optimisation
99. Le FBMC optimise l'utilisation de la capacité transfrontalière de telle manière que le bien-être
social de la région CWE dans son ensemble qui découle du couplage de marchés day-ahead est
maximisé. Mathématiquement, cela est formulé comme un problème d'optimisation afin de
maximiser le bien-être social, traduit dans une fonction objective ; et la condition pour une opération
sûre du réseau étant traduite dans un ensemble de contraintes du réseau. Le marché fournit les
courbes d'offre de la demande et de l'offre horaires pour évaluer la fonction objective, alors que les
GRT fournissent l'ensemble horaire des contraintes du réseau. Les résultats de l'optimisation sont les
suivants :
- la Net Exchange Position de chaque zone de dépôt des offres,
- le prix d'équilibre du marché day-ahead dans chaque zone de dépôt des offres,
- le coût virtuel de la (des) contrainte(s) du réseau actif (cf. §104).
100. L'algorithme d'optimisation cherche l'ensemble optimal de Net Exchange Positions NEP*, c'est-
à-dire l'ensemble des NEP qui maximise le bien-être social pour les contraintes de réseau et
l'adéquation donnée. La description mathématique est la suivante (avec les variables décrites ci-
dessous) :
Objectif :
max (Bien-être social(NEP)) [Eq. 1]
Sujet à la contrainte d'adéquation :
Sum(NEP)=0 [Eq.2]
Et sujet à l'ensemble des contraintes du réseau
Sum(PTDF*NEP)<=RAM pour tous les CBCO dans l'ensemble CBCO [Eq.3]
Le bien-être social [Eq.1] est défini comme étant la somme du surplus du consommateur CWE (CS), du surplus producteur CWE (PS) et des rentes de congestion totales (CR), qui sont tous fonction de l'ensemble du NEP :
max (Bien-être social(NEP)) = max(CS(NEP)+PS(NEP)+CR(NEP)) [Eq.4]
La contrainte d'adéquation [Eq.2] assure qu'à tout moment, la somme des volumes importés et exportés est égale.
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Les contraintes du réseau [Eq.3] assurent que les échanges commerciaux interzonaux n'entraînent pas
de surcharge thermique sur l'une des lignes de transfert incluses dans l'ensemble CBCO. La charge de
ligne découlant d'un ensemble de NEP est calculée à l'aide de Power Transfer Distribution Factors
(PTDF). La Remaining Available Margin (RAM) est la capacité de ligne qu'il reste après avoir déduit les
flux de référence et les marges de sécurité (cf. plus loin). Un CBCO est un élément de réseau ou une
« branche critique » (CB) sous une certaine condition N ou N-1 ou « arrêt critique » (CO).
Les GRT peuvent aussi définir une limite explicite à leur position d'échange net zonal. Ces « contraintes
externes » sont écrites dans le format de l’[Eq.3] en définissant la valeur RAM égale à la limitation
d'importation ou d'exportation et le facteur PTDF concerné pour la zone égale à 1 (ou -1) ; et tous les
autres facteurs PTDF à zéro.
101. Les contraintes [Eq.2 – Eq.3] définissent le « domaine basé sur le flux ». Ce domaine définit
toutes les solutions réalisables, c'est-à-dire les ensembles de NEP qui respectent les contraintes.
L'algorithme d'optimisation cherche l'ensemble de NEP qui maximise la fonction objective dans ce
domaine basé sur le flux.
102. Actuellement, la région CWE se compose de quatre zones de dépôt des offres. En raison de la
contrainte d'adéquation [Eq.2], il y a donc trois NEP indépendants à optimiser et donc, le domaine
basé sur le flux est un espace tridimensionnel.
103. La Figure 53 et la Figure 54 illustrent l'idée du FBMC. Elles illustrent une tranche
bidimensionnelle d'un domaine basé sur le flux (hypothétique) et les lignes d'altitude de la fonction
objective. Dans le « cas non congestionné », le marché s'équilibre dans le domaine basé sur le flux
(Figure 53). Dans le « cas congestionné », la solution touche au moins une des contraintes du réseau
(Figure 54). Étant donné que le bien-être social aurait pu être supérieur sans contrainte, un coût
d'opportunité ou « coût virtuel » est associé à une contrainte active.
Figure 53 : Illustration du Flow Based Market Coupling dans le cas non congestionné. La combinaison des Net Exchange Positions (NEP) qui maximise la fonction objective du bien-être social se situe dans le domaine basé sur le flux. La convergence totale des prix entre les différentes zones de prix est atteinte Source : CREG
NEP B
NEP A
Flow based domainDefined by the network constraints introduced by the TSOs
The maximum of the Social Welfare function lies inside the flow based domain. The market clears inside the flow based domain.
UNCONGESTED CASE
NEP* B
NEP* A
(export B)
(import A)
(export A)
Social Welfare function Defined by the demand and supply bids introduced by Market Participants
= Optimal solution for given network constraints
Market clearing point
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Figure 54 : Illustration du Flow Based Market Coupling dans le cas congestionné. La combinaison des Net Exchange Positions qui maximise la fonction objective du bien-être social se situe en dehors du domaine basé sur le flux. L'optimisation cherche la solution dans le domaine basé sur le flux qui est la plus proche de ce maximum, touchant une (ou plusieurs) contrainte(s) du réseau. Ce sont les branches critiques actives - arrêts critiques (CBCO) pour cette heure. Il n'y a pas de convergence de prix complète. Le prix virtuel (€/MW) associé au CBCO actif reflète la perte marginale du bien-être social résultant de la limitation de l'échange transfrontalier. Source : CREG
104. Le coût virtuel (exprimé en €/MW) associé à une contrainte active est défini par l'inclinaison de
la fonction objective au point d'équilibre du marché, c'est-à-dire l'augmentation marginale du bien-
être social (exprimée en €) pour une augmentation marginale de la capacité sur cette contrainte
(exprimée en MW). Dans le cas non congestionné, l'inclinaison de la fonction objective au point
d'équilibrage du marché est zéro. Il n'y a pas de contrainte active et donc pas de coûts virtuels.
105. La taille et la forme du domaine basé sur le flux dépendent des contraintes de réseau introduites.
En général, plus il y a de capacité disponible sur les CBCO introduits, plus la taille du domaine basé sur
le flux est grande. À la limite d'un réseau (plaque de cuivre), le domaine basé sur le flux est infini et le
marché peut toujours s'équilibrer à l'ensemble de NEP qui maximise le bien-être social. À la limite sans
capacité disponible, le domaine basé sur le flux est vide et aucun échange transfrontalier n'est possible.
La réalité se trouve entre les deux. Tout d'abord, la capacité d'interconnexion physiquement disponible
n'est pas infinie et est limitée par sa capacité de ligne thermique. Ensuite, toute la capacité physique
n'est pas disponible pour les échanges transfrontaliers pour trois raisons principales. La première
raison est le critère N-1 qui requiert que la capacité donnée au marché envisage toujours l'arrêt
possible de l'un des éléments du réseau (cf. aussi le paragraphe 88). La seconde raison est une
conséquence du choix d'un modèle de marché zonal. Un modèle de marché zonal implique que le
couplage de marchés commence d'un cas de base avec les échanges domestiques dans la zone
répondant à la demande zonale. Ces échanges domestiques comprennent des flux physiques dans la
zone (« flux domestiques ») et en dehors de la zone (« flux de bouclage »). Les flux qui résultent de
tous les échanges domestiques dans l'ensemble des zones sont les « flux de référence ». Étant donné
qu'ils sont présents dans le cas de base avant le couplage de marchés, les flux de référence bénéficient
d'un accès prioritaire au réseau de « préchargent » les lignes. La troisième raison est aussi liée au
modèle de marché zonal : les échanges domestiques dans une zone sont (actuellement) associés à des
informations limitées sur l'endroit et le volume de la production et/ou la consommation. Une partie
de la capacité de la ligne est réservée pour compenser cette incertitude de localisation.
NEP B
NEP A
The maximum of the Social Welfare function lies outside the flow based domain. The market clears on the edge of the domain, hitting one or more network constraints or “active CBCOs”. The NEPs are smaller than in the uncongested case.
CONGESTED CASE
NEP* B
NEP* A
(export B)(import B)
(import A)
(export A)
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106. La méthodologie pour la sélection et la caractérisation des contraintes du réseau est décrite par
les GRT dans le pack d'approbation FBMC (« FBMC Approval Package »). Le résultat est un ensemble
d'équations linéaires pour chaque heure de la journée, définissant le domaine basé sur les flux pour
cette heure, chaque CBCO étant caractérisé par sa marge disponible restante (Remaining Available
Margin, RAM, en MW) et l'ensemble des facteurs de distribution du transfert d'énergie (Power
Transfer Distribution Factors, PTDF, en MW/MW) (cf. Éq. 3). Nous allons aborder ci-dessous la RAM,
les PTDF et la sélection de l'ensemble CBCO.
107. La RAM dans [Éq. 3] est la capacité disponible pour les échanges transfrontaliers day-ahead,
calculée comme suit :
RAM = Fmax – Fref’ - FRM - FAV [Éq.5]
Avec
Fref’ = Fref0 + Fref_LTN [Éq.6]
c'est-à-dire la capacité disponible sur un CBCO après déduction des flux de référence à solde nul (Fref0,
en MW) et de la marge de fiabilité des flux (FRM, en MW) de la capacité de ligne thermique (Fmax, en
MW). Les flux résultant des nominations des droits de transmission à long terme du type PTR
(Fref_LTN, en MW) sont aussi pris en considération. La valeur d'ajustement des flux (Flow Adjustment
Value, FAV, en MW) est une valeur que les GRT peuvent introduire pour augmenter ou diminuer la
RAM sur la base d'une action spécifique du GRT.
108. L'ensemble des PTDF dans l’[Éq.3] sont les zones à hub PTDF qui estiment le changement dans
la charge d'une ligne sur un CBCO en réponse à un changement dans la position d'échange nette (Net
Exchange Position) d'une zone. Étant donné qu'il y a 4 zones dans la région CWE pour l'instant, chaque
CBCO compte 4 zone à hub PTDF, illustrant la charge de la ligne suite à un changement dans la NEP de
chacune des zones.
PTDF = [PTDF_z1-h, PTDF_z2-h, PTDF_z3-h, PTDF_z4-h] [Éq.7]
La topologie du réseau et les résultats prévus du marché déterminent les zones à hub PTDF :
PTDF = GSK_z-n * PTDF_n-h [Éq.8]
La matrice PTDF nodale (PTDF_n-h) représente la topologie du réseau de la CWE et reprend toutes les informations sur les nœuds et les éléments du réseau pour réaliser un calcul du flux de puissance DC. La matrice des clés de calcul de la variation de la production (Generation Shift Keys matrix (GSK_z-n)) comprend les GSK (en MW/MW) de toutes les zones, et définit le changement estimé dans la production (en MW) de chaque nœud du réseau en réponse à un changement dans la NEP zonale (en MW).
109. Actuellement, tous les CBCO avec au maximum un PTDF zone à zone d'au moins 5 % peuvent
être introduits en tant que contrainte du réseau dans l'ensemble CBCO (Éq. 3). Le PTDF zone à zone
est calculé comme suit :
Max PTDF_z-z = Max (PTDF_zi-h) – Min (PTDF_zi-h) avec i = 1:Z (Z = nombre de zones)
Ce seuil de 5 % indique qu'il y a au moins une paire de zones où un échange de 1.000 MW débouche
sur un changement de 50 MW dans la charge d'une ligne.
110. Avant le couplage de marchés, les GRT vérifiaient si le volume basé sur le flux était assez grand
pour couvrir tous les échanges possibles liés aux droits de transfert alloués à long terme (LTA). À cette
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fin, les GRT ont développé le domaine des LTA, sur la base des capacités allouées à long terme aux
enchères annuelles et mensuelles. Si un coin du domaine des LTA tombe en dehors du domaine basé
sur les flux initiaux, ce dernier augmente. Ce phénomène est illustré à la Figure 55.
La RAM sur le(s) CBCO(s) restreint(s) est accrue en appliquant un FAV négatif (cf. Éq. [5]) ou elles sont
remplacées par des CBCO virtuels tels que tous les coins de la baisse du domaine des LTA sont inclus
dans le domaine basé sur les flux. Cette « inclusion des LTA » assure que les échanges day-ahead
peuvent couvrir toutes les capacités allouées à long terme. Elle assure l'adéquation financière, puisque
dans ce cas, les rentes de congestion découlant du couplage de marchés day-ahead suffisent pour
rémunérer tous les détenteurs de droits de capacité à long terme. Si le marché se dégage dans une
partie du domaine basé sur le flux, qui avait virtuellement été augmenté suite à l'inclusion des LTA, cet
événement est qualifié de violation des LTA.
Figure 55 : L'inclusion des LTA assure une adéquation financière pour la rémunération des détenteurs de capacité à long terme en augmentant le domaine basé sur le flux si le domaine basé sur le flux n'est pas assez grand pour couvrir toutes les capacités allouées à long terme (domaine des LTA) Source : CREG
111. L'actuelle règle de sélection des CBCO (§109) ne fait pas la distinction entre les lignes
d'interconnexion (lignes transfrontalières) ou les lignes internes (dans la zone) et ne définit pas les
conditions en matière de RAM. Ce point fait l'objet de discussions entre les NRA de la CWE et les GRT
de la CWE, car il permet au GRT d'inclure les lignes internes hautement préchargées (avec peu de RAM)
dans le FBMC. Les résultats de suivi du FBMC indiquent que cette menace s'est matérialisée : les lignes
internes hautement préchargées ont sérieusement réduit le domaine basé sur le flux, appelant à de
nombreuses heures d'inclusion des LTA et à la limitation de l'échange transfrontalier dans la majeure
partie des heures de congestion (cf. Point 5.3).
5.2.3. Évaluation de la performance FBMC au niveau de la CWE (mai 2015 – décembre 2016)
112. Les 18 premiers mois du FBMC illustrent à la fois le potentiel significatif de la méthode et les
lacunes de sa mise en œuvre actuelle. Évidemment, toute l'analyse de performance devrait être faite
dans le contexte du marché. C'est surtout avec le FBMC, où le calcul de la capacité et l'attribution sont
NEP B
NEP A
The flow based domain is virtually enlarged to incorporate the LTA-domain. The market clearsoutside the original flow based domain. The NEP are defined by the LTA-capacities.
LTA-VIOLATION CASE
NEP* B
NEP* A(export B)(import B)
(import A)
(export A)
LTA-domainDefined by theLong Term Allocated transmission capacities
81/142
implicitement définis via l'algorithme d'optimisation, qu'il est difficile de faire une distinction entre
l'impact de l'opération du système (reflété dans l'ensemble des données CBCO fournies par les GRT)
et l'impact de la situation du marché (reflété dans les courbes d'offre des acteurs du marché). La
comparaison des indicateurs de performance avant et après l'introduction du FBMC indique toutefois
des résultats intéressants.
113. Le potentiel de la méthode FB est révélé via les niveaux maximaux enregistrés pour les volumes
d'échanges transfrontaliers de la CWE et le nombre d'heures de convergence à prix plein entre toutes
les zones de la CWE. De plus, les volumes transfrontaliers moyens de la CWE pendant les premiers
mois suivant l'introduction du FBMC ont affiché des niveaux maximums records. Les échanges
transfrontaliers de la CWE sont définis comme étant le total des volumes exportés (ou importés) ou la
somme des positions nettes d'exportation (ou d'importation).
• Le pourcentage d'heures de convergence de prix complète est passé de 16 % - 21 % durant les
trois années précédentes à 39,1 % en 2016. La convergence de prix complète est définie
comme étant l'écart de prix maximal de moins de 1 €/MWh.
• Les niveaux maximums des échanges transfrontaliers échangés au sein de la CWE ont
augmenté (Figure 59). Les niveaux maximums de plus de 8.800 MW ont été enregistrés en
octobre, novembre et décembre 2016. Avec l'ATC, le volume maximal enregistré était de 7.023
MW en juillet 2012.
• Les volumes maximums enregistrés pendant les heures de congestion ont aussi augmenté
(Figure 60). Alors que les volumes CWE maximums allaient habituellement de 6.200 à
7.000 MW avant le FBMC, ils se situaient entre 7.000 MW et près de 9.000 MW après
l'introduction du FBMC.
• Les volumes moyens mensuels de la CWE ont atteint 5.643 MW en juin 2015 et 5.378 MW en
août 2015. Avec l'ATC, la moyenne mensuelle maximale était de 4.834 MW et a été enregistrée
en mars 2013.
114. D'autres indicateurs de performance se sont toutefois clairement détériorés après l'introduction
du FBMC. Les premiers mois du FB, les échanges interzonaux semblaient prometteurs, avec des
volumes sensiblement plus élevés qu'avec l'ATC (Figure 56, Figure 58). À partir de septembre 2015, les
volumes échangés ont toutefois sensiblement baissé. Cette réduction s'est poursuivie jusqu'à la fin de
la période de suivi, autrement dit décembre 2016. Les volumes échangés sont en moyenne 1.000 MW
inférieurs avec le FBMC qu'avec l'ATC.
82/142
Figure 56 : Positions nettes moyennes mensuelles et échanges interzonaux dans la CWE en day-ahead avant et après l'introduction du FBMC le 21/05/2015 Sources : CWE GRT, CREG
Figure 57 : Positions nettes moyennes mensuelles et échanges interzonaux dans la CWE en day-ahead + long terme avant et après l'introduction du FBMC le 21/05/2015 Sources : CWE GRT, CREG
-6,000
-4,000
-2,000
0
2,000
4,000
6,000
2011
01
2011
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01
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03
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05
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07
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09
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11
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01
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03
2013
05
2013
07
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09
2013
11
2014
01
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03
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05
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07
2014
09
2014
11
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01
2015
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08
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10
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12
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02
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04
2016
06
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08
2016
10
2016
12
Ave
rage
Ne
t P
ost
ion
an
d C
WE
cro
ss-b
ord
er e
xch
ange
(MW
)
BE NL FR DE CWE-DA
ATC FBMC
Day-Ahead
-6,000
-4,000
-2,000
0
2,000
4,000
6,000
2011
01
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03
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11
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01
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03
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05
2012
07
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2012
11
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01
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03
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05
2013
07
2013
09
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11
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01
2014
03
2014
05
2014
07
2014
09
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01
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03
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05
2015
06
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08
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10
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12
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02
2016
04
2016
06
2016
08
2016
10
Ave
rage
Ne
t P
ost
ion
an
d C
WE
cro
ss-b
ord
er e
xch
ange
(MW
)
BE-DA+LT NL-DA+LT FR-DA+LT DE-DA+LT CWE DA+LT
ATC FBMC
Day-Ahead + Long Term Nominations
83/142
115. Les volumes interzonaux day-ahead sont restés plus ou moins les mêmes (Figure 56), tandis que
la part des volumes à long terme a sensiblement baissé (Figure 58). Les échanges transfrontaliers
moyens annuels de la CWE en day-ahead sont restés au même niveau que les années précédentes,
soit 3.500 MW, et n'ont pas compensé la réduction des capacités à long terme. En 2016, les échanges
transfrontaliers totaux de la CWE s'élevaient en moyenne à 3.700 MW pendant les heures de
congestion, soit une diminution de 900 MW par rapport à 2014.
116. Deux raisons expliquent la réduction des volumes nominés à long terme. La première est la
diminution de la capacité à long terme allouée au marché. Les volumes à la frontière germano-
hollandaise ont diminué de moitié (de 832 MW à 400 MW) dans les deux sens. Une seconde raison
réside dans le fait que depuis 2016, les droits à long terme aux frontières belges sont proposés comme
des droits financiers de transport (FTR) qui ne doivent pas être nominés. Les volumes pour
l'importation ou l'exportation sont inclus dans les volumes day-ahead. Cette situation contraste avec
les droits physiques de transport (PTR), qui sont toujours nominés et apparaissent dans différentes
figures. Notons que les FTR et les PTR sont égaux en termes physique des capacités d'importation et
d'exportation.
0
5
10
15
20
25
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
2011 2012 2013 2014 2015 2016
Averaged over all hours
CWE-DA CWE - LT Average max price spread
MWh/h €/MWh
84/142
Figure 58 : Évolution au cours de 6 années des échanges interzonaux de la CWE sur le long terme (LT) et le marché day-ahead (DA) par rapport à l'écart de prix maximal moyen au sein de la région CWE, évaluée pour toutes les heures (haut) et pour toutes les heures de congestion (bas) Sources : CWE GRT, CREG
Figure 59 : Valeurs mensuelles maximales, moyennes et minimales du volume transfrontalier de la CWE (day-ahead + long terme) pour 2011 – 2016. La ligne verticale indique le début du FBMC pour le couplage de marchés day-ahead Sources : CWE GRT, CREG
0
5
10
15
20
25
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
2011 2012 2013 2014 2015 2016
Averaged over congested hours only
CWE-DA CWE LT Average max price spread
MWh/h €/MWh
7023
77458131
6068
8829
2613
5643
3010
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
2011
-01
2011
-03
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2011
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2011
-09
2011
-11
2012
-01
2012
-03
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2012
-07
2012
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2012
-11
2013
-01
2013
-03
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-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
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2015
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2016
-01
2016
-03
2016
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2016
-07
2016
-09
2016
-11
Monthly max Monthly average Monthly min
MWh/hATC FBMC
85/142
Figure 60 : Valeurs horaires des échanges interzonaux au sein de la CWE (DA + LT) en fonction de l'écart de prix maximal avant et après l'introduction du FBMC. Les heures avec des écarts de prix supérieurs à 200 €/MWh ne sont pas illustrées Sources : CWE GRT, CREG
117. La Figure 60 résume les conclusions qu’il est possible de tirer 18 mois après le lancement du
FBMC. Le FBMC peut dépasser l'ATC, entraînant des échanges interzonaux supérieurs et des écarts de
prix inférieurs. Dans 13 % des heures couvertes par la période de suivi, les volumes échangés avec le
FBMC étaient supérieurs à 5.449 MW, soit la valeur de percentile de 90 % avec l'ATC. Le FBMC (tel
qu'appliqué maintenant dans la CWE) peut aussi enregistrer de moins bons résultats. Dans 24 % des
heures, les volumes échangés avec le FBMC étaient inférieurs à 3.351 MW, soit la valeur de percentile
de 10 % avec l'ATC. Le graphique illustre qu'aux heures présentant des écarts de prix élevés, les
volumes échangés avec le FBMC sont de l'ordre de 1.000 MW inférieurs à ceux échangés avec l'ATC.
Les heures présentant des écarts de prix supérieurs à 200 €/MWh ne sont pas affichées. Pour la période
étudiée, l'apparition d’heures avec des écarts de prix élevés a sensiblement augmenté. Les écarts de
prix reflètent le coût d'opportunité de la capacité d'interconnexion disponible limitée. Dans le prochain
paragraphe, nous allons nous pencher sur les caractéristiques et l'impact des contraintes du réseau sur
les échanges interzonaux.
Aperçu des heures de congestion
118. Pendant environ 35 % des heures, le marché n’était pas congestionné sous FBMC, ce qui a
généré une convergence de prix complète. Le prix d'équilibre moyen du marché day-ahead durant ces
heures était de 31 €/MWh (Tableau 19) avec un volume transfrontalier moyen, y compris les échanges
commerciaux day-ahead et à long terme, de 3.748 MW (Tableau 20). En moyenne, il y avait
convergence complète de prix lorsque l'Allemagne et la France exportaient et lorsque la Belgique et
les Pays-Bas importaient.
119. Les 65 % d'heures restantes, le marché s'est équilibré à la limite du domaine basé sur les flux,
heurtant une ou plusieurs contraintes du réseau, ce qui a entraîné différents prix zonaux. Pour la
période donnée, l'écart de prix maximal moyen au sein des zones de la CWE était de 17 €/MWh, alors
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
CW
E cr
oss
-zo
nal
exc
han
ge (M
Wh
/h)
Max CWE price spread (€/MWh)
FBMC (2015-2016)
ATC (2011-2015)
86/142
que le volume transfrontalier moyen était de 4.079 MW. Aux heures de congestion, les marchés belge
et français ont été impactés plus sévèrement, avec des prix moyens atteignant 44 €/MWH et 40
€/MWh respectivement. Ce n'est que sur le marché allemand que les prix aux heures de congestion
sont inférieurs aux prix des heures sans congestion (Tableau 19).
120. En moyenne, sur toutes les heures sans congestion, l'Allemagne et la France exportent, tandis
que la Belgique et les Pays-Bas importent. En moyenne, sur toutes les heures de congestion,
l'Allemagne exporte, tandis que la France, la Belgique et les Pays-Bas importent (Tableau 20).
Tableau 19 : Moyenne des prix d'équilibre du marché day-ahead dans les quatre zones de dépôt des offres de la CWE pour les heures sans et avec congestion Sources : CWE GRT, CREG
Tableau 20 : Position nette moyenne (day-ahead + long terme) dans les quatre zones de dépôt des offres de la CWE pour les heures sans et avec congestion Sources : CWE GRT, CREG
Congestion par direction de marché
121. La question se pose lorsque l'apparition de la congestion est liée à une certaine situation de
marché. Le Tableau 21 est un résumé de l'apparition et de l'impact de la congestion pour la période
étudiée de suivi en fonction de la direction du marché.
- Les deux situations de marché les plus significatives sont (1) la France et l'Allemagne exportant
vers les Pays-Bas et la Belgique (#1 : 4.033 heures) et, (2) l'Allemagne étant le seul pays
exportateur (#2 : 3.888 heures). Lorsque l'Allemagne est la seule à exporter, la fréquence des
heures de congestion (75 %) est plus grande que lorsque la France et l'Allemagne exportent (59
%).
- La situation de marché la plus pénalisante par la congestion se produit lorsque tant l'Allemagne
que les Pays-Bas exportent vers la France et vers la Belgique (#3 : 2.083 h), engendrant une
congestion pendant 80 % du temps.
- Lorsque la Belgique est le seul pays importateur (#6 : 573 heures), la congestion est observée
pendant 74 % du temps.
CWE FBMC Occurrence
Average
Price
Spread
Average
BE-DAM
Average
NL-DAM
Average
FR-DAM
Average
DE-DAM
(hours) (€/MWh) (€/MWh) (€/MWh) (€/MWh) (€/MWh)
No congestion 4,902 0 31 31 31 31
Congestion 9,283 17 44 37 40 30
Total 14,185 11 39 35 37 30
CWE FBMC Occurrence
Average
CWE XB
Vol
Average
NEP BE
Average
NEP NL
Average
NEP FR
Average
NEP DE
(hours) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW)
No congestion 4,902 3,748 -1,179 -1,400 648 1,931
Congestion 9,283 4,079 -1,473 -1,056 -327 2,855
Total 14,185 3,964 -1,371 -1,175 10 2,536
87/142
- Excepté la situation où toutes les zones exportent vers l'Allemagne, le scénario présentant le
moins de congestion se produit lorsque la France et la Belgique exportent vers les Pays-Bas et
vers Allemagne (21 % du temps).
En règle générale, on peut affirmer que les échanges commerciaux interzonaux induisant des flux
physiques de sud vers le nord via la Belgique et les Pays-Bas pâtissent moins de congestion que les
échanges commerciaux induisant des flux dans l'autre direction. Cela suggère que les flux orientés sud-
nord sont prédominants dans le pré-chargement des lignes de transmission suivant le cas de base.
Tableau 21 : Fréquence et impact de la congestion pour les différents résultats du marché en termes de perte de bien-être social (prix virtuel) et d'échanges transfrontaliers commerciaux de la CWE (CWE XB Vol) dans le day-ahead et le long terme (DA + LT). « B », « N », « F » et « D » renvoient respectivement à la Belgique, les Pays-Bas, la France et l'Allemagne. L'indice « i » désigne une position d'importation nette, tandis que l'indice « e » renvoie à la position d'exportation nette. Au total, il y a 14 résultats du marché possibles pour 4 zones, considérant que la combinaison de toutes les zones d'importation ou de toutes les zones d'exportation n'est pas possible (adéquation). Pour chaque direction du marché, l'occurrence de la congestion est indiquée, avec le prix virtuel moyen de la congestion (€/MW) et les échanges commerciaux transfrontaliers moyens de la CWE aux heures avec et sans congestion - ainsi que leurs différences (MW). Sources : CWE GRT, CREG
122. Le prix virtuel moyen aux heures de congestion par direction du marché montre une grande
variation au niveau de l'impact de la congestion sur le bien-être. L'impact sur le bien-être est le plus
important pour la situation où la Belgique est la seule zone d'importation (prix virtuel moyen de
194 €/MW), suivi par les situations où les Pays-Bas sont l'unique zone d'exportation (prix virtuel moyen
de 181 €/MW) et où la Belgique et la France importent (coût virtuel moyen de 125 €/MW).
123. Les variations de volume entre les heures avec ou sans congestion dépendent aussi de la
direction du marché, bien qu'aucun modèle clair ne soit observé (Tableau 21, dernière colonne). Dans
la plupart des directions du marché, le volume moyen échangé pendant les heures de congestion est
plus grand que pendant les heures sans congestion, ce qui indique que la congestion est induite par
des volumes d'échange supérieurs. Cependant, dans d'autres directions du marché, c'est l'inverse, ce
qui indique que les contraintes du réseau réduisent les « volumes d'échange normaux ».
Market
outcomeOccurrence Congestion Congestion
Average
shadow
price
CWE XB Vol
(DA+LT)@
no
congestion
CWE XB vol
(DA+LT) @
congestion
Difference
CWE XB Vol
(DA+LT)
(hours) (hours) (% hours) (€/MW) (MW) (MW) (MW)
Bi-Ni-Fe-De 4,033 2,392 59% 67 4,106 4,084 -22
Bi-Ni-Fi-De 3,888 2,908 75% 102 4,093 4,540 447
Bi-Ne-Fi-De 2,083 1,671 80% 125 4,107 3,677 -430
Be-Ni-Fi-De 1,321 887 67% 90 3,524 4,214 690
Bi-Ni-Fe-Di 981 469 48% 48 3,758 5,005 1,247
Bi-Ne-Fe-De 573 425 74% 194 2,948 2,828 -120
Bi-Ne-Fe-Di 344 83 24% 116 2,900 3,162 262
Be-Ni-Fe-De 292 104 36% 28 2,493 3,632 1,139
Be-Ne-Fi-De 277 195 70% 96 2,759 2,167 -592
Be-Ni-Fe-Di 160 34 21% 19 2,628 3,557 929
Bi-Ne-Fi-Di 126 93 74% 181 1,514 4,604 3,090
Be-Ne-Fi-Di 68 20 29% 76 1,704 1,972 268
Be-Ne-Fe-Di 29 1 3% 35 2,029 4,048 2,019
Be-Ni-Fi-Di 9 0 0% - 1,156 - -
Total 14,184 9,282 65% 96 3,964 4,079 -114
88/142
Figure 61 : Occurrence de combinaison de positions nettes des volumes day-ahead au sein de la CWE (B : Belgique, N : Pays-Bas, F : France, D : Allemagne/Autriche/Lux et i : importation, e : exportation) avec le nombre d'heures de congestion et les volumes transfrontaliers CWE moyens (toutes les heures et les heures de congestion uniquement). Les directions du marché plus probables présentent généralement un volume transfrontalier CWE moyen supérieur. Toutes les directions, sauf pour celle où la France et l'Allemagne exportent vers la Belgique et vers les Pays-Bas (Bi-Ni-Fe-De), pâtissent beaucoup de la congestion. Sources : CWE GRT, CREG
La congestion par type de CBCO : CBCO transfrontalier, CBCO interne et contraintes externes
124. Avec le FBMC, on peut désigner avec exactitude quels sont les CBCO qui ont été actifs, au moins
pour les heures avec Flow Based Plain (FBP). Pour les heures où le patch intuitif basé sur les flux (FBI)
a été appliqué, les CBCO qui ont lancé le patch intuitif ne peuvent être retrouvés que partiellement.
Au total, dans 13 % des heures de congestion, c'est-à-dire 1.312 heures, la localisation de la congestion
n'a pas pu être identifiée. Dans pratiquement 30 % de ces heures, de multiples CBCO sont actifs en
même temps parce que le marché s'équilibre à un coin du domaine basé sur le flux.
125. Les contraintes du réseau dans une zone de dépôt des offres ont limité le commerce
transfrontalier plus souvent et plus sévèrement que les contraintes sur les interconnecteurs (Tableau
22). L'apparition des contraintes actives sur les CBCO internes (5.793 h) est supérieure à celle des CBCO
transfrontaliers (5.005 h). Le prix virtuel associé, calculé en moyenne sur toute la période de suivi, était
de 152 €/MW en comparaison aux 61 €/MW pour les CBCO transfrontaliers. L'échange transfrontalier
day-ahead moyen (avant la dernière colonne) est aussi inférieur : 2.629 MW lorsque les CBCO internes
étaient limités en comparaison à 4.468 MW dans le cas des CBCO transfrontaliers.
126. Les contraintes du réseau dans une zone de dépôt des offres ont limité les résultats du FBMC
lorsque leur RAM était très faible. Avec une RAM limitée disponible, les CBCO peuvent limiter les
échanges transfrontaliers, même s'ils ont un faible PTDF. Dans 26 % des cas, la branche critique active
présente moins de 10 % de RAM (Figure 62).
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Occ. (h) Occ. congestion (h) Av. CWE cross-border volume (MWh/h) Av. CWE cross-border volume (congested) (MWh/h)
hours
MWh/h
89/142
Figure 62 : Pendant 50 % du temps, le résultat du marché basé sur les flux était limité par des CBCO avec une RAM inférieure à 30 % de Fmax. Dans 26 % du temps, la RAM était inférieure à 10 % de Fmax.
Sources : CWE GRT, CREG
127. Les contraintes externes ont limité les échanges transfrontaliers dans 923 heures, soit 10 % des
heures de congestion identifiées. Puisque les contraintes externes sont induites par des volumes
échangés supérieurs, le coût virtuel associé a tendance à être inférieur. En moyenne, les contraintes
externes limitent les échanges interzonaux CWE dans le day-ahead à 5.834 MW.
Tableau 22 : Aperçu des CBCO actifs groupés par type pour la période (21/05/2015 – 31/12/2016 : 14.185 heures). Notons que dans 30 % du temps de congestion, il y avait plus d'une contrainte active. Sources : CWE GRT, CREG
128. Dans environ 17 % du temps de congestion, le patch intuitif basé sur les flux (FBI) a dû être
appliqué pour éviter une solution de marché non intuitive lorsqu'une zone de prix avec un prix
d'équilibre du marché supérieur exporte vers une zone de prix avec un prix d'équilibre du marché
inférieur (Tableau 22, 2e colonne). Dans la majeure partie des cas, le CBCO ayant entraîné la congestion
était un CBCO interne. Dans 26 % des cas où un CBCO interne était actif avec une Flow Based Plain
(FBP), le patch intuitif a dû être appliqué. Notons qu'une fois que le patch intuitif est appliqué, le CBCO
actif (FBP) n'apparaît plus comme un CBCO actif (FBI).
129. Dans 39 % des cas, il y avait une violation des LTA sur des CBCO transfrontaliers, et un
pourcentage allant jusqu'à 71 % sur les CBCO internes (Tableau 22, 3e colonne). Pour mettre ces
chiffres en perspective, dans les runs parallèles avant la mise en service du FBMC, l'apparition des
violations des LTA était de l'ordre de 5 % du temps - une fraction de ce qui a été observé jusqu'à
présent. La violation des LTA indique que le domaine FB est très réduit dans la direction du marché.
L'inclusion LTA accroît le domaine FB de telle manière que les capacités allouées à long terme sont
couvertes par le domaine FB day-ahead afin de s'assurer que le produit des revenus de congestion
collectés dans le day-ahead soient suffisants pour rémunérer tous les détenteurs de droits de capacités
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140%
%P
TDF
RAM/Fmax
Cross-border CBCO
Internal CBCO
50% of hours
26%
Type of Active CBCO Total
(FBP + FBI)FBI LTA
Av.
PTDF
Av.
RAM
Av.
RAM/
Fmax
Av.
Shadow
price
Av. Price
spread
Av. CWE
XB Vol
(DA)
Av. CWE
XB vol
(DA+LT)
(hours) (%h) (%h) (%) (MW) (%) (€/MW) (€/MW) (MW) (MW)
Cross-border CBCO 5,005 9% 39% 24% 603 44% 61 17 4,093 4,468
Internal CBCO 5,793 26% 71% 13% 255 16% 152 20 2,629 3,425
External Constraint 923 5% 0% 100% 4,931 92% 7 11 5,834 6,131
Total 11,721 17% 52% 24% 772 34% 96 18 3,506 4,083
90/142
à long terme. Soulignons que toutes les valeurs RAM présentées dans les figures et les tableaux
tiennent compte de l'augmentation de la RAM due à l'inclusion des LTA. Sans l'inclusion des LTA, les
valeurs RAM auraient été encore plus faibles. L'augmentation de la RAM via l'inclusion des LTA est en
moyenne de 171 MW sur les lignes transfrontalières et 183 MW sur les lignes internes.
130. Le Tableau 23 présente les résultats pour les heures avec violation des LTA. Il s'agit d'heures de
congestion où les CBCO actifs étaient un CBCO virtuel : un CBCO où la RAM ou le PTDF est modifié par
l'application du patch d'inclusion des LTA (cf. §110). La violation des LTA s'est présentée dans
6.054 heures, soit 52 % du temps de congestion ! Le volume transfrontalier pendant ces heures,
2.516 MW, est inférieur à celui observé à d'autres heures de congestion. Notons la grande part des
CBCO internes dans les violations LTA (4.393 heures). Les violations LTA sont induites par la congestion
sur les CBCO avec des valeurs RAM relativement faibles (298 MW, cf. Tableau 23, en comparaison avec
773 MW en moyenne, cf. Tableau 22).
Tableau 23 : Occurrence et caractéristiques des CBCO actifs sur lesquels l'inclusion des LTA a été appliquée, évaluées sur la période de suivi (21/05/2015-31/12/2016). Sources : CWE GRT, CREG
131. La plupart des directions du marché pâtissent plus de la congestion sur les CBCO internes, ex. la
Belgique et la France qui importent des Pays-Bas et de l'Allemagne (Figure 61, 3e barre), mais quelques
directions du marché, par exemple la Belgique et les Pays-Bas qui importent de la France et de
l'Allemagne, pâtissent plus de la congestion sur les CBCO transfrontaliers (Figure 61, 2e barre). Ces
dernières sont les directions de marché qui sont en général moins affectées par les congestions
(comparez la hauteur de la barre avec la ligne indiquant le nombre d'heures par direction de marché
dans la Figure 61).
Type of Active CBCO Total
(FBP + FBI)FBI LTA
Av.
PTDF
Av.
RAM
Av.
RAM/
Fmax
Av.
Shadow
price
Av. Price
spread
Av. CWE
XB Vol
(DA)
Av. CWE
XB vol
(DA+LT)
(hours) (%h) (%h) (%) (MW) (%) (€/MW) (€/MW) (MW) (MW)
Cross-border CBCO 1,960 13% 100% 22% 454 35% 79 21 3,120 3,590
Internal CBCO 4,095 28% 100% 13% 223 14% 162 22 2,226 3,033
Total 6,055 23% 100% 16% 298 21% 132 21 2,515 3,213
91/142
Figure 63 : Nombre d'heures pendant lequel le marché s'est équilibré dans une certaine direction (ligne) et une répartition du nombre total de CBCO actifs (barres) dans les CBCO transfrontaliers, les CBCO internes et les contraintes externes. La direction du marché est définie par la combinaison des positions nettes de la Belgique (B), de la France (F), des Pays-Bas (N) et de l'Allemagne/Autriche/Luxembourg (D) avec les importations (i) et les exportations (e). Le nombre total d'heures pendant lequel le marché s'est équilibré dans une certaine direction est indiqué par la ligne (#heures). Sources : CWE GRT, CREG
Localisation des CBCO transfrontaliers actifs
132. La majeure partie de la congestion sur les lignes transfrontalières de la CWE s'est produite à la
frontière entre l'Allemagne et les Pays-Bas. Les deux CBCO transfrontaliers les plus contraignants
étaient les interconnecteurs Diele-Meeden (XDI-ME) entre Tennet DE et Tennet NL, et Sierdorf-
Maasbracht (XSI-MB), entre Amprion et Tennet NL (Figure 64). Ils sont suivis par les PST à Gronau (PST-
DGRON), sur l'interconnecteur entre Tennet DE et Tennet NL, et l'interconnecteur Rommerskirchen –
Maasbracht (XRO-MB) entre Amprion et Tennet NL.
133. Les éléments transfrontaliers belges les plus contraignants étaient l'interconnecteur Auban-
Maubonge (XAU_M) et (dans une moindre mesure) les PST à Zandvliet (PST-BZANDV),
l'interconnecteur Van Eyck – Maasbracht (XVY – MB) et l'interconnecteur Avelin – Avelin (XAV-AV)
(Figure 64). Pour un aperçu des lignes transfrontalières belges, cf. le point 5.2.1.
134. La Figure 64 illustre aussi la valeur de Fmax, FRM, Fref’, FAV et la RAM qui en découle - en
moyenne sur toute la période de suivi et en tenant compte des heures actives uniquement. Soulignons
la FAV positive sur les trois interconnecteurs entre Amprion et Tennet NL. Amprion a appliqué une FAV
de 300 MW sur ces trois lignes à partir du 29 mai 2015 - quelques jours après le lancement du FBMC,
après avoir observé des flux élevés en temps réel. À partir de septembre 2016, Amprion a réduit les
valeurs de FAV de 50 MW par mois - et les a complètement supprimées à partir de janvier 2017.
Soulignons aussi la part relativement élevée de Fref' sur les interconnecteurs, en moyenne 965 MW
ou 41 % de Fmax, découlant uniquement des flux de bouclage. En hiver, la direction des flux de
bouclage traversant le réseau belge suit principalement une direction nord-sud. Le pré-chargement du
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
Active cross-border CBCO (h) Active internal CBCO (h) Active external constraints (h) Occurrence market direction (h)
hours
92/142
réseau dans cette direction limite la capacité d'importation de la Belgique (et de la France) depuis les
Pays-Bas et/ou l'Allemagne.
Figure 64 : Moyenne des caractéristiques et occurrence des branches critiques transfrontalières, classées par le nombre d'heures actives. La hauteur de la barre correspond à la capacité de ligne thermique moyenne (Fmax). La marge disponible pour les échanges interzonaux day-ahead (RAM) découle de cette capacité de ligne totale après déduction du pré-chargement (Fref') et de la marge de fiabilité du flux (FRM). Sur certaines de ces lignes transfrontalières, la RAM était réduite ou accrue par une variable d'ajustement du flux (FAV) positive ou négative. Les marqueurs indiquent le nombre d'heures de congestion (« comptage »). Sources : CWE GRT, CREG
Localisation des CBCO internes actifs
135. La Figure 65 et la Figure 66 illustrent l'un des principaux problèmes de la mise en œuvre du FBMC
de la CWE : les CBCO internes, principalement de la région d'Amprion, étaient proches de la pré-
congestion lorsqu'ils étaient actifs, laissant peu de capacité pour les échanges transfrontaliers (RAM).
Ensemble, les lignes internes dans la zone d'Amprion ont limité les échanges transfrontaliers dans 35
% de l'ensemble des heures de congestion. Leur impact sur le domaine basé sur le flux était aussi grand,
malgré leur faible PTDF, parce que leur valeur RAM était structurellement basse (environ ou en dessous
de 10 % de Fmax - en cas d'activité).
136. Certains de ces CBCO (voir cercles dans la Figure 66) ont été ajoutés par Amprion quelques
semaines après le lancement de FBMC, en réponse aux flux élevés observés en temps réel. Ces lignes
n'étaient pas présentes dans l'ensemble CBCO des runs parallèles, qui se prolongent sur deux ans avant
le lancement du FBMC pour évaluer le gain en bien-être du FBMC en comparaison avec l'ancienne
méthode ATC, et ayant servi d'apport pour la décision visant à passer au FBMC. Avec l'introduction de
ces CBCO supplémentaires, à peine la moitié des gains de bien-être prévus dans les runs parallèles ont
été réalisés, selon les simulations réalisées par les GRT de la CWE et les marchés de l'électricité.
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
-200
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
Fref (MW) FRM (MW) FAV (MW) RAM (MW) Count (hours)
MW hours
93/142
137. L'impact sur le bien-être social de ces CBCO (reflété dans les prix virtuels élevés) illustre
l'inaptitude d'utiliser le FBMC interzonal comme outil de gestion de la congestion pour résoudre les
problèmes de congestion structurels dans une zone. Les faibles volumes d'échanges transfrontaliers
enregistrés ainsi que les grands écarts de prix ont poussé la CREG et d'autres NRA de la CWE à réitérer
l'urgence d'une meilleure méthode de sélection des CBCO. Cette révision est nécessaire pour réduire
le nombre de cas de pré-congestion, de violation des LTA, etc. qui ont débouché sur la réduction des
échanges transfrontaliers observée.
Figure 65 : Moyenne des caractéristiques et occurrence du top 20 des branches critiques internes, classées par le nombre d'heures actives. La hauteur de la barre correspond à la capacité de ligne moyenne, c'est-à-dire à la capacité de ligne thermique (Fmax), y compris l'augmentation de capacité virtuelle par inclusion des LTA. La marge disponible pour les échanges interzonaux day-ahead (RAM) découle de cette capacité de ligne totale après déduction du pré-chargement (Fref') et de la marge de fiabilité du flux (FRM). La première lettre du nom de la branche critique indique sa localisation zonale (D : Allemagne/Autriche/Luxembourg, B : Belgique, N : Pays-Bas, F : France). Les marqueurs indiquent le nombre d'heures de congestion (« comptage »). Sources : CWE GRT, CREG
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Fref (MW) FRM (MW) RAM (MW) Count (hours)
MW hours
94/142
Figure 66 : Les mêmes informations que dans la figure ci-dessus, présentées différemment. Nous observons que les 5 CBCO internes actifs d'Amprion (points rouges) inclus dans la liste du Top 20 présentent une RAM moyenne inférieure ou légèrement supérieure à 10 %. Sur la base des données de suivi du NRA, les quatre CBCOs encerclés ont été ajoutés après le lancement du FBMC Sources : CWE GRT, CREG
Localisation des contraintes d'exportation actives
138. Tous les GRT ont appliqué des contraintes d'importation et/ou d'exportation. Les contraintes
d'exportation allemandes et les contraintes d'importation françaises étaient les contraintes externes
les plus actives (Figure 67). Des contraintes d'exportation ont été appliquées par RTE jusqu'en
août 2016 et sont toujours appliquées par l'Allemagne.
139. Les contraintes d'importation belges ont été actives pendant 91 heures. La valeur moyenne de
la contrainte d'importation pendant ces heures était de 3.440 MW (bien en dessous des 4.500 MW de
limite d'importation qui est la valeur standard pour la Belgique). La contrainte d'importation belge a
principalement été induite pendant l'été 2015, lorsque la limite d'importation a été réduite à
3.250 MW ou 4.000 MW entre le 28 août et le 19 octobre 2015 en raison de travaux d'infrastructure
sur le réseau de transmission belge41.
41 Cf. site Web Elia http://www.elia.be/en/about-elia/newsroom/news/2015/25-08-2015-Reduction-of-Belgian-maximum-import, page consultée le 8 septembre 2017.
95/142
Figure 67 : Valeur moyenne et occurrence de la contrainte externe pendant l'activité (21/05/2015-31/12/2016). La valeur introduite pour le couplage de marchés day-ahead tient compte des droits à long terme nominés (ci-après désignés par Fref). Les marqueurs indiquent le nombre d'heures pendant lequel la contrainte était active (anglais : « count »). Sources : CWE GRT, CREG
5.3. STATISTIQUES
140. Cette rubrique se concentre sur les échanges interzonaux commerciaux pour la Belgique et
l'utilisation physique de la capacité d'interconnexion aux frontières belges avec la France et les Pays-
Bas. En fonction de la disponibilité des données, l'analyse couvre la période 2007-2016 ou la période
2011-2016. Les résultats sont abordés dans leur contexte régional de la CWE, le cas échéant.
Les statistiques sur les échanges transfrontaliers commerciaux comprennent :
• les enchères annuelles et mensuelles des droits de capacité à long terme ;
• les échanges day-ahead ;
• les échanges intraday.
Les statistiques sur l'utilisation physique de la capacité d'interconnexion belge comprennent :
• les flux physiques sur les interconnecteurs émanant d'échanges interzonaux (« flux
compétitifs »). Ces flux sont liés aux flux d'importation ou d'exportation ainsi qu'aux flux de
transit ;
• les flux physiques sur les interconnecteurs émanant d'échanges dans une zone (« flux non
compétitifs »). Ces flux sont liés aux échanges nationaux en Belgique (« flux domestiques »)
et au flux lié aux échanges nationaux dans une autre zone (« flux de bouclage »).
5.3.1. Enchères concernant la capacité de transfert à long terme
141. Les capacités à long terme sont toujours calculées et attribuées aux deux frontières et dans les
deux directions individuellement. Les capacités sont calculées avec la méthode NTC. Les capacités sont
attribuées en tant que « droits de transfert à long terme » aux acteurs du marché via des enchères
annuelles et mensuelles.
142. Depuis le 1er janvier 2016, il n'est plus possible pour les acteurs du marché de proposer des droits
à long terme aux frontières belges. Les droits de capacité sont émis en tant que droits financiers de
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
DE/AU/LU_export FR_import NL_import BE_import FR_export
Fref (MW) RAM (MW) Count
MW hours
96/142
transport (FTR) au lieu de droits physiques de transport (PTR). Ces derniers sont toujours utilisés à
toutes les autres frontières de la CWE. Comme nous l'avons déjà indiqué, les FTR offrent la même
garantie que les PTR, à savoir que les volumes d'importation ou d'exportation physiques sont
disponibles (dans le FBMC, c'est garanti via l'inclusion des LTA), et la même couverture financière. En
comparaison avec les PTR, les FTR offrent une plus grande liberté à l'algorithme d'optimisation de
couplage de marchés et permettent donc d'avoir des solutions offrant un niveau de bien-être social
supérieur.
Enchères annuelles
143. Le volume des capacités à long terme annuelles disponibles est resté pratiquement stable au
cours des dix dernières années (Tableau 24). La capacité d'importation à long terme sur la frontière
sud est plus de trois fois celle de la frontière nord. La capacité d'exportation à long terme est en
revanche inférieure à la frontière sud qu'à la frontière nord. En 2016, la capacité d'exportation à long
terme vers la France était exceptionnellement inférieure à celle des années précédentes en raison de
la maintenance du réseau.
Tableau 24 : Capacités d'importation et d'exportation à long terme annuelles (MW), droits de transmission (€/MW) et revenus qui en résultent (€) à la frontière avec la France et les Pays-Bas. Sources : Elia, CREG
144. Le prix que les acteurs du marché sont prêts à payer pour les capacités à long terme annuelles
varie. Le prix reflète l'écart de prix day-ahead moyen annuel prévu à cette frontière. Pour 2016, les
prix étaient les plus hauts pour NL => BE (3,22 €/MW) et les plus bas pour FR=>BE (0,96 €/MW). Les
acteurs du marché ont bien anticipé la supériorité des prix belges par rapport aux prix hollandais et
leur similitude avec les prix en France. Le revenu total des enchères annuelles s'est élevé à 33,4 M€.
C'est sensiblement inférieur au niveau de 2015, lorsque les enchères annuelles se sont élevées à
65 €/MW. L'année 2015 a été exceptionnelle, dans le sens où l'arrêt à long terme de trois réacteurs
nucléaires belges a forcé les belges à plus compter sur les importations, ce qui a amené les acteurs au
marché à se protéger contre de grands écarts de prix aux deux frontières.
Enchères mensuelles
145. Contrairement aux capacités à long terme annuelles, le volume des capacités à long terme
mensuelles varie sensiblement. Les capacités d'importation mensuelles en 2016 étaient sensiblement
supérieures à celles des années précédentes - et ce, aux deux frontières (Figure 68), alors que les
capacités d'exportation sont restées similaires à celles des années précédentes (Figure 69). Depuis
2014, les capacités d'importation et d'exportation ont affiché une tendance saisonnière. La capacité
d'importation de la France est supérieure en hiver qu'en été, tandis que pour les importations depuis
les Pays-Bas, c'est l'inverse. Cela suggère que les calculs des capacités mensuelles commencent d'un
cas de base avec une plus grande part de flux de bouclage du nord vers le sud en hiver par rapport à
Total
Year Cap Price Revenu Cap Price Revenu Cap Price Revenu Cap Price Revenu Revenu(MW) (€/MWh) M€ (MW) (€/MWh) M€ (MW) (€/MWh) M€ (MW) (€/MWh) M€ M€
2007 1299 2.06 23.4 400 0.25 0.9 467 0.11 0.5 467 3.45 14.1 38.9
2008 1300 0.90 10.3 400 0.56 2.0 468 1.57 6.5 468 2.04 8.4 27.1
2009 1300 0.88 10.0 400 0.81 2.8 468 3.07 12.6 468 1.34 5.5 30.9
2010 1297 0.16 1.8 400 3.46 12.1 467 2.02 8.2 467 0.80 3.3 25.5
2011 1449 0.06 0.8 400 0.69 2.4 467 1.10 4.5 465 0.59 2.4 10.1
2012 1447 0.10 1.3 400 0.52 1.8 467 0.85 3.5 466 2.20 9.0 15.6
2013 1449 1.07 13.6 400 0.72 2.5 468 1.95 8.0 471 3.04 12.6 36.7
2014 1450 1.21 15.4 400 1.16 4.1 468 1.24 5.1 468 4.41 18.1 42.6
2015 1450 2.86 36.3 399 0.39 1.4 467 5.44 22.3 468 1.25 5.1 65.1
2016 1449 0.96 12.2 200 1.25 2.2 468 3.22 13.2 468 1.39 5.7 33.4
FR=>BE BE=>FR NL=>BE BE=>NL
97/142
l'été. Par conséquent, les capacités d'exportation vendues aux enchères mensuellement à la France
sont supérieures en hiver, tandis que celles vendues aux Pays-Bas sont supérieures en été.
146. Pendant les six premiers mois, les prix de toutes les capacités à long terme mensuelles sont
restés faibles. D'octobre à décembre, les prix ont toutefois augmenté pour les importations depuis les
Pays-Bas et les exportations vers la France. Les acteurs du marché ont réagi à la situation hivernale
tendue en France, ce qui a eu pour effet que la France est devenue plus dépendante des importations.
Avec la France et la Belgique qui importaient, les acteurs du marché ont anticipé les grands écarts de
prix pour novembre de 18 €/MWh entre la Belgique et les Pays-Bas et de 5 €/MWh entre la France et
la Belgique. Pour le mois de décembre, les acteurs du marché ont surestimé les écarts de prix. Le prix
des enchères pour les importations à la frontière nord pour décembre 2016 a augmenté pour atteindre
24 €/MWh, alors que l'écart de prix mensuel réalisé a baissé jusqu'à 11 €/MWh après avoir atteint un
sommet record en 10 ans de 22 €/MWh en novembre 2016. Le prix des enchères pour les exportations
à la frontière sud en décembre a surestimé l'écart de prix réel de 5 €/MWh. Sans tenir compte des trois
derniers mois de 2016, les prix des enchères mensuelles constituent des estimations relativement
bonnes des écarts de prix réels.
98/142
Figure 68 : Les enchères concernant la capacité mensuelle d'IMPORTATION à long terme à la frontière française (dessus) et à la frontière hollandaise (dessous). Les barres grises illustrent les volumes vendus aux enchères (MW), la ligne bleue l'écart de prix moyen mensuel à chaque frontière dans la direction donnée, la ligne orange le prix du droit de transfert. Plus les prix des enchères sont corrélés à l'écart de prix réellement réalisé, plus le marché a été en mesure d'anticiper la situation du marché. La ligne jaune représente l'indice HHI, qui est une mesure de la compétitivité du marché en tant que fonction du nombre d'acteurs du marché participant à l'enchère. Sources : Elia, CREG
99/142
Figure 69 : Les enchères concernant la capacité mensuelle d'EXPORTATION à long terme à la frontière française (dessus) et à la frontière hollandaise (dessous). Les barres grises illustrent les volumes vendus aux enchères (MW), la ligne bleue l'écart de prix moyen mensuel à chaque frontière dans la direction donnée, la ligne orange le prix du droit de transfert. Plus les prix des enchères sont corrélés à l'écart de prix réellement réalisé, plus le marché a été en mesure d'anticiper la situation du marché. La ligne jaune représente l'indice HHI, qui est une mesure de la compétitivité du marché en tant que fonction du nombre d'acteurs du marché participant à l'enchère. Sources : Elia, CREG
100/142
5.3.2. Échange transfrontalier day-ahead
147. La somme nette totale annuelle des volumes échangés est reprise au Tableau 25. En 2016, la
tendance de la position nette croissante des importations belges, observée depuis 2009 (cf. Tableau
10 au point suivant), s'est inversée. En 2015, la Belgique a importé un volume record de 14,11 TWh.
En 2016, ce chiffre a baissé pour atteindre 6,4 TWh - une valeur qui est aussi faible que le niveau
d'importation de 2012. Malgré la plus faible position nette des importations, la Belgique est restée un
importateur net pendant tous les mois, à l'exception du mois d'août (+296 MW en moyenne) (Figure
16). C'est en juillet que les importations ont été les plus élevées (-1.655 MW en moyenne).
148. En 2016, l'Allemagne était le seul pays exportateur net. Le volume exporté s'est élevé à
20,43 TWh, ce qui équivaut à la valeur des deux années précédentes mais néanmoins inférieure aux
niveaux de 2012-2013. La réduction des importations belges a été compensée par une augmentation
des importations de 5,4 TWh par la France et de 2,06 TWh par les Pays-Bas.
149. Les moyennes mensuelles de la position nette day-ahead minimale et maximale pour la Belgique
rien qu'en 2016 et pour les 5 dernières années sont illustrées aux Figure 70 et Figure 71. Ces figures
montrent que les positions nettes minimales et maximales enregistrées ne se sont pas sensiblement
altérées par rapport aux années précédentes.
Tableau 25 : Volume des importations (-) ou des exportations (+) nettes annuelles sur le marché day-ahead de la CWE. De 2011 à 2015, la position nette des importations de la Belgique a fortement augmenté. En 2016, la position nette des importations n'était toutefois que de 6,4 TWh, soit une valeur similaire à 2012. La principale différence avec 2015 était que la France est devenue un importateur net. Notons que le volume total des échanges transfrontaliers en 2015 et 2016 était inférieur qu'au cours des trois années précédentes. Sources : Elia, CREG
Year BE FR NL DE/AU/LUX Tot CWE
(TWh) (TWh) (TWh) (TWh) (TWh)
2011 -0.99 5.5 -5.89 1.39 6.88
2012 -6.93 0.69 -16.97 23.21 23.9
2013 -4.89 -2.08 -17.99 24.96 24.96
2014 -10.1 5.11 -15.16 20.15 25.26
2015 -14.11 0.24 -6.34 20.22 20.45
2016 -6.4 -5.64 -8.4 20.43 20.43
Average -7.24 0.64 -11.79 18.39 19.03
101/142
Figure 70 : Position moyenne mensuelle belge nette day-ahead (barre), position nette des exportations maximales (ligne +), et position nette des importations maximales (ligne -) en 2016. Sources : Elia, CREG
Figure 71 : Position moyenne mensuelle belge nette day-ahead (barre), position nette des exportations maximales (ligne +), et position nette des importations maximales (ligne -) de 2011 à 2016. Sources : Elia, CREG
-58
-601-377
-513
-1,248-1,373
-216
296
-1,091
-1,655
-1,235
-701
-4,000
-3,000
-2,000
-1,000
0
1,000
2,000
3,000
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Net DA Max DA Min DA
MWh/h
-5,000
-4,000
-3,000
-2,000
-1,000
0
1,000
2,000
3,000
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
2016
-01
2016
-03
2016
-05
2016
-07
2016
-09
2016
-11
Net DA Max DA Min DA
MWh/h
102/142
5.3.3. Échanges transfrontaliers intraday
150. Nous observons les tendances annuelles suivantes dans les échanges transfrontaliers intraday
(Tableau 9) :
- la contribution absolue des échanges transfrontaliers intraday par rapport à la position nette
des échanges belges, exprimée en MW, a fortement augmenté depuis 2007. En 2007, la
contribution était marginale : en moyenne seulement 10 MW pour les exportations (« Exp-ID »)
et 8 MW pour les importations (« Imp-ID »). En 2016, ces chiffres s'élevaient respectivement à
114 MW et 136 MW ;
- la part relative a, elle aussi, augmenté. En 2007, les échanges transfrontaliers intraday ne
représentaient que 1 % du volume d'exportation et 0 % du volume d'importation. En 2016,
c'était respectivement 19 % des exportations et 10 % des importations ;
- en 2016, les échanges intraday étaient inférieurs aux trois années précédentes. En raison de
volumes d'importation et d'exportation totaux inférieurs dans le marché day-ahead (qui
comprend les droits de capacité à long terme), la part relative n'a pas baissé.
Tableau 26 : Les positions moyennes annuelles nettes intraday pour toutes les heures (Net-ID), pour toutes les heures avec une position nette intraday d'exportation (Exp-ID) et une position nette intraday d'importation (Imp-ID) sont reprises dans les trois premières colonnes. La contribution relative des échanges interzonaux intraday dans les volumes d'exportation et d'importation totaux est reprise dans les deux dernières colonnes. Sources : Elia, CREG
151. Les échanges transfrontaliers intraday semblent être utilisés pour ajuster les volumes plutôt que
pour l'approvisionnement :
- sur une base annuelle, la contribution nette du marché intraday (« Net-ID »), soit la somme des
volumes importés et exportés en intraday, est proche de zéro ou marginale : en 2016, seulement
-22 MW (Tableau 26) ;
- sur une base mensuelle également, les volumes des nominations intraday pour les importations
et les exportations sont semblables, avec des importations qui dépassent légèrement les
exportations (Figure 72). Par conséquent, la contribution nette du marché intraday (« Net-ID »)
à la position nette mensuelle est assez faible : en 2016, elle a atteint un maximum proche de -
200 MW en juin. Soulignons que pendant l'été 2015 et l'été 2013, des moyennes mensuelles
supérieures ont été enregistrées (Figure 73) ;
Year Mean Exp-ID Mean Imp-ID Mean Net-ID % Export % Import
(MW) (MW) (MW) (MW) (MW)
2007 10 8 2 1% 0%
2008 41 25 16 8% 1%
2009 47 44 3 4% 5%
2010 56 62 -6 6% 7%
2011 81 110 -29 9% 9%
2012 95 129 -34 12% 7%
2013 139 154 -15 14% 7%
2014 122 139 -17 22% 6%
2015 137 156 -19 45% 6%
2016 114 136 -22 19% 10%
103/142
- sur une base horaire, les volumes des nominations intraday varient généralement entre +1.000
MW et -1.500 MW, avec un pic record de +1.969 MW pour les exportations en janvier 2016 et
un pic record de -1.838 MW en janvier 2015. Les volumes n'affichent pas de modèle saisonnier
clair. La plage dans laquelle les volumes varient est restée stable au cours des six dernières
années (Figure 73, Figure 75).
Figure 72 : Les valeurs moyennes mensuelles des nominations d'exportations intraday (Exp-ID), des nominations d'importations i intraday (Imp-ID) et de la position nette intraday qui en résulte (Net-ID) pour l'année 2016. Sources : Elia, CREG
Figure 73 : Évolution sur dix ans des nominations d'exportations et d'importations moyennes mensuelles sur le marché intraday et de la position nette d'exportation qui en résulte. Sources : Elia, CREG
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Av. Export ID Av. Import ID Av. Net Export ID
MWh/h
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
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
2016
-01
2016
-03
2016
-05
2016
-07
2016
-09
2016
-11
Av.Export ID Av. Import ID Av. Net Export ID
MWh/h
104/142
Figure 74 : Position nette d'exportation intraday maximale (Max du Net-ID) et position nette d'importation intraday maximale (Min du Net-ID) pour 2016. Les valeurs moyennes illustrées à la Figure 72 sont ajoutées à titre de comparaison. En janvier, une position nette intraday a atteint un niveau record en 10 ans de +1.969 MW (cf. aussi Figure 75). Sources : Elia, CREG
Figure 75 : Évolution en 10 ans des nominations d'exportations moyennes mensuelles (Exp-ID), des nominations d'importations (Imp-ID) et de la position nette intraday qui en résulte (Net-ID). Sources : Elia, CREG
-2,000
-1,500
-1,000
-500
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Av. Export ID Av. Import ID Av. Net ID Max Net ID Min Net ID
MWh/h
-2,500
-2,000
-1,500
-1,000
-500
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
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
2016
-01
2016
-03
2016
-05
2016
-07
2016
-09
2016
-11
Av.Export ID Av. Import ID Av. Net Export ID Max Export ID Max Import ID
MWh/h
105/142
5.3.4. Aperçu des échanges transfrontaliers commerciaux
152. La Figure 76 et le Tableau 27 résument la contribution des marchés day- ahead et intraday à
long terme dans le volume d'importation et d'exportation belge au cours des dix dernières années. Les
chiffres confirment les principales conclusions exposées ci-dessus : des importations réduites en 2016
par rapport aux années précédentes, la disparition des nominations à long terme depuis l'introduction
des FTR pour les droits de transfert à long terme en janvier 2016, et la part modeste, mais croissante,
des échanges transfrontaliers intraday dans la position nette. Soulignons que ces chiffres illustrent
uniquement l'importance des différents marchés en termes de volumes moyens (MWh/h), et pas en
termes de puissance (MW).
Figure 76 : Volumes importés et exportés sur les marchés à long terme (LT), day-ahead (DA) et intraday (ID). Sources : Elia, CREG
Tableau 27 : Part des marchés à long terme (LT), day-ahead (DA) et intraday (ID) dans les exportations et les importations d'électricité belges. Sources : Elia, CREG
-3,000
-2,500
-2,000
-1,500
-1,000
-500
0
500
1,000
1,500
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
LT export DA export ID export LT import DA import ID import
MWh/h
Year Export Import Net Export Import Net %LT %DA %ID %LT %DA %ID
2007 7.88 14.09 -6.22 899 1,609 -709 46% 53% 1% 56% 43% 0%
2008 4.8 15.3 -10.5 546 1,742 -1,196 22% 71% 8% 36% 62% 1%
2009 9.88 7.08 2.8 1,128 808 319 22% 74% 4% 36% 59% 5%
2010 8.5 8.35 0.15 970 953 17 24% 70% 6% 14% 79% 7%
2011 7.91 10.38 -2.47 903 1,185 -282 17% 74% 9% 25% 66% 9%
2012 7.2 16.72 -9.52 820 1,904 -1,084 11% 77% 12% 19% 75% 7%
2013 8.54 18.39 -9.85 975 2,099 -1,124 11% 74% 14% 32% 61% 7%
2014 4.8 21.68 -16.88 548 2,475 -1,926 6% 72% 22% 32% 63% 6%
2015 2.68 23.69 -21.01 306 2,705 -2,398 0% 55% 45% 29% 65% 6%
2016 5.16 11.79 -6.63 588 1,342 -754 0% 81% 19% 0% 90% 10%
Share in ImportLT+DA+ID
(Volume, TWh)
LT + DA + ID
(Average, MW)Share in Export
106/142
5.3.5. Rentes de congestion
153. Avec la méthode ATC, le calcul des rentes de congestion était simple, en se basant sur les
capacités nominées horaires et la différence de prix à chaque frontière. Avec le FBMC, le calcul est plus
complexe, car la production du FBMC se compose des positions nettes zonales, pas des nominations
aux frontières individuelles. Par conséquent, le FBMC nécessite une étape de traitement ultérieur pour
déterminer les rentes de congestion.
154. En 2016, les rentes de congestion générées aux frontières belges étaient inférieures aux années
précédentes (Figure 77). Les rentes de congestion à la frontière nord ont augmenté en raison des écarts
de prix supérieurs avec les Pays-Bas, bien que cette augmentation ait été dépassée par la forte
diminution des rentes de congestion à la frontière sud suite aux écarts de prix inférieurs avec la France.
Figure 77 : Rentes de congestion par frontière et par direction. En ce qui concerne les données avec le FBMC, les valeurs correspondent aux revenus de congestion totaux générés aux frontières belges avant les reventes. Les valeurs n'illustrent pas comment les revenus sont distribués parmi les détenteurs de droits de transfert à long terme d'une part, et les GRT des zones de dépôt des offres concernées d'autre part. Sources : Elia, CREG
5.3.6. Flux physiques
155. Depuis le lancement du FBMC, les flux physiques aux lignes transfrontalières ont atteint des
valeurs maximales supérieures aux années précédentes (Figure 78). En 2016, les niveaux maximums
suivants ont été atteints :
- à la frontière nord, un maximum de 3.982 MW (NL => BE) a été enregistré le 04-12-2016 à 23h
et un maximum de 3.341 MW (BE=>NL) le 15-08-2016 à 07h ;
107/142
- à la frontière sud, un maximum de 3.218 MW (BE => FR) a été enregistré le 22-01-2016 à 19h et
un maximum de 3.962 MW (FR=>BE) le 12-06-2016 à 16h.
Des flux physiques élevés émanent des volumes élevés d'échanges transfrontaliers (importations belges, exportations belges et flux de transit par la Belgique) et/ou des flux de bouclage élevés. Le flux maximal de 3.858 MW à la frontière nord le 4 décembre 2016 correspondait par exemple à une heure où la Belgique et la France importaient ensemble 8.640 MW (DA+LT), ce qui est proche de la valeur maximale de 8.829 MW du volume CWE échangé plus tard ce mois-là (18-12-2016). Les flux de transit en Belgique ont aussi atteint des niveaux maximums en 2016, comme nous l'indiquons dans le chapitre suivant.
Figure 78 : Flux physiques à la frontière nord (dessus) et à la frontière sud (dessous). Les valeurs positives indiquent les flux physiques dans la direction nord-sud. En 2016, les valeurs enregistrées ont été relevées aux deux frontières et dans les deux directions. Sources : Elia, CREG
-3341
40053982
-4,500
-3,500
-2,500
-1,500
-500
500
1,500
2,500
3,500
4,500
2007
01
2007
04
2007
07
2007
10
2008
01
2008
04
2008
07
2008
10
2009
01
2009
04
2009
07
2009
10
2010
01
2010
04
2010
07
2010
10
2011
01
2011
04
2011
07
2011
10
2012
01
2012
04
2012
07
2012
10
2013
01
2013
04
2013
07
2013
10
2014
01
2014
04
2014
07
2014
10
2015
01
2015
04
2015
07
2015
10
2016
01
2016
04
2016
07
2016
10
Mean Physical Flow NL=>BE Max Physical Flow BE=>NL Max Physical Flow NL=>BE
MW
NL=>BE
BE=>NL
-3962
3218
-4,500
-3,500
-2,500
-1,500
-500
500
1,500
2,500
3,500
4,500
2007
01
2007
04
2007
07
2007
10
2008
01
2008
04
2008
07
2008
10
2009
01
2009
04
2009
07
2009
10
2010
01
2010
04
2010
07
2010
10
2011
01
2011
04
2011
07
2011
10
2012
01
2012
04
2012
07
2012
10
2013
01
2013
04
2013
07
2013
10
2014
01
2014
04
2014
07
2014
10
2015
01
2015
04
2015
07
2015
10
2016
01
2016
04
2016
07
2016
10
Monthly max Monthly average Monthly min
MW
BE => FR
FR=>BE
108/142
5.3.7. Flux de transit
156. Les flux de transit sont des flux physiques qui traversent la zone de réglage belge, résultant
d'échanges commerciaux entre deux autres zones de dépôt des offres. Avec la méthode ATC, les
échanges commerciaux bilatéraux se traduisent en nominations de capacité aux frontières
individuelles. Certains échanges commerciaux débouchent sur un flux de transit traversant la Belgique
du nord au sud (Transit nord => sud). Pour d'autres échanges commerciaux, le flux de transit qui en
découle traverse la Belgique du sud vers le nord (Transit sud => nord). Le flux de transit net, illustré à
la Figure 79, est la résultante de tous les flux de transit. Les flux positifs indiquent un flux résultant
dans la direction nord-sud.
En 2016, les flux de transit ont atteint des valeurs record dans les sens nord-sud et sud-nord :
- le 1er mai 2016 à 17h, le flux de transit du sud vers le nord a atteint un maximum de 4.245 MW.
A cette heure, la France était le seul pays exportateur, les positions nettes de la CWE (DA+LT)
étant : BE -1.322 MW, NL -4.249 MW, FR +5.751 MW et DE/AT/LU 181 MW. Les flux physiques
mesurés à la frontière sud étaient de 2.381 MW dans la direction FR => BE et de 1.121 MW à la
frontière nord dans la direction BE => NL ;
- le 17 décembre 2016 à 5h, le flux de transit du nord vers le sud a atteint un maximum de
2.302 MW. A cette heure, le volume total des échanges transfrontaliers de la CWE (DA+LT) était
très élevé, à savoir 7.045 MW, avec toutes les exportations allant vers la France. Les positions
nettes de la Belgique, des Pays-Bas et de DE/AT/LU étaient respectivement de 200 MW,
3.164 MW et 3.680 MW. Les flux physiques ont atteint 2.922 MW (BE => FR) à la frontière sud
et 2.709 MW (NL => BE) à la frontière nord.
Figure 79 : Moyenne mensuelle, flux de transit nets maximal et minimal en Belgique. En 2016, des valeurs record ont été enregistrées dans les deux directions, les valeurs les plus élevées ayant été atteintes dans la direction sud-nord. En 2016, les flux de transit étaient principalement orientés sud-nord en été, lorsque la France exportait, et principalement orientés nord-sud en hiver, lorsque la France importait. Sources : Elia, CREG
2162
2302
-3838-4245
-4,500
-3,500
-2,500
-1,500
-500
500
1,500
2,500
3,500
4,500
2007
-01
2007
-04
2007
-07
2007
-10
2008
-01
2008
-04
2008
-07
2008
-10
2009
-01
2009
-04
2009
-07
2009
-10
2010
-01
2010
-04
2010
-07
2010
-10
2011
-01
2011
-04
2011
-07
2011
-10
2012
-01
2012
-04
2012
-07
2012
-10
2013
-01
2013
-04
2013
-07
2013
-10
2014
-01
2014
-04
2014
-07
2014
-10
2015
-01
2015
-04
2015
-07
2015
-10
2016
-01
2016
-04
2016
-07
2016
-10
Monthly max Monthly average Monthly min
MWh/h
NL => FR(North => South)
FR => NL(South => North)
109/142
Tableau 28 : Moyenne des flux de transit via la Belgique de 2007 à 2016. Les flux de transit en 2016 étaient supérieurs à ceux de 2015, aussi bien dans le sens nord-sud que dans le sens sud-nord. Soulignons que depuis 2015, avec le FBMC, les flux de transit sont calculés à partir de la combinaison des positions nettes d'échanges zonales, tandis que dans l'ATC, ils étaient calculés à partir des échanges commerciaux zone à zone individuels. Avec le FBMC, les échanges commerciaux zone à zone individuels ne peuvent pas être définis uniquement. Sources : Elia et CREG
Tableau 29 : Positions nettes moyennes mensuelles des 4 zones de dépôt des offres de la CWE en 2016 découlant des échanges commerciaux à long terme et day-ahead de la CWE. En 2016, la Belgique assurait des importations nettes tous les mois, à l'exception du mois d'août. En décembre, les volumes d'importation nets étaient inférieurs, malgré les volumes d'exportation plus élevés depuis les Pays-Bas - en raison d'une position d'exportation réduite de la zone de dépôt des offres allemande et d'une position d'importation accrue de la zone de dépôt des offres française. Sources : Elia et CREG
157. Le Tableau 28 illustre les flux de transit moyens annuels dans les deux directions et le flux de
transit net qui en résulte, émanant de tous les échanges interzonaux de la CWE (long terme, day-ahead
et intraday). Soulignons qu'avec le FBMC, on obtient les flux de transit nets résultant de l'ensemble
des positions nettes zonales. La décomposition de ce flux de transit net dans le transit NL => FR et le
transit FR => NL n'est pas définie de manière unique et est donc quelque peu arbitraire.
158. Depuis 2011, les flux de transit par la Belgique vont principalement du sud vers le nord (Tableau
28). C'était aussi le cas pour 2016, bien que la France ait été un importateur net pendant 8 des 12 mois
(Tableau 29).
Transit NL=>FR Transit FR=>NL Transit Net NL=>FR
(North – South) (South-North) (Net North – South)
2007 137 -569 -432 -1
2008 144 -281 -136 -1
2009 327 -187 140 4
2010 307 -239 68 2
2011 109 -454 -345 -3
2012 120 -538 -418 -1
2013 140 -597 -457 -9
2014 25 -418 -393 -7
2015 56 -146 -89 -2
2016 136 -236 -100 5
Mean 150 -366 -216 -1
Mean Transit via Belgium (MW)
YearpFR-pNL
(€/MWh)
2016 BE NL FR DE/AU/Lux
Jan -58 -1,024 -1,571 2,653
Feb -601 -1,378 -1,708 3,687
Mar -377 -1,138 -1,600 3,116
Apr -513 -1,488 245 1,756
May -1,248 -1,995 1,577 1,666
Jun -1,373 -2,438 2,874 937
Jul -216 -2,379 157 2,438
Aug 296 -1,306 -724 1,734
Sep -1,091 -156 -1,284 2,531
Oct -1,655 553 -1,777 2,879
Nov -1,235 21 -2,487 3,700
Dec -701 324 -2,521 2,897
Net Position in day-ahead + long term (MW)
110/142
5.3.8. Flux de bouclage (Loop flows)
159. Depuis le 1er janvier 2017, les flux de bouclage par la zone belge sont publiés quotidiennement
sur le site Web d'Elia42. La méthodologie de calcul adoptée par Elia est basée sur des données tirées du
processus FBMC. Les flux de bouclage sont calculés sur la base des fichiers D2CF du cas de base. La
méthodologie de calcul est publiée sur le site Web d'Elia.
160. Les flux de bouclage correspondent aux flux physiques observés sur un élément de réseau
résultant des échanges nationaux dans une autre zone de dépôt des offres. Ils correspondent aux
externalités pour les économistes. Comme nous l'avons déjà mentionné, tous les échanges
commerciaux donnent lieu à des flux physiques. Ils ne sont pas tous considérés comme étant des
« externalités ». Les flux physiques émanant d'échanges commerciaux entre les zones de dépôt des
offres (long terme, day-ahead, intraday) ne le sont pas. Ils sont considérés comme étant des flux
compétitifs, puisque les échanges commerciaux entrent en compétition pour l'utilisation de la capacité
de transfert du réseau. Les flux physiques émanant des échanges commerciaux dans une autre zone,
bénéficient en revanche d'un accès prioritaire au réseau et sont présents dans le cas de base. Cet accès
prioritaire fausse non seulement le marché, mais il crée aussi des lacunes au niveau de la gestion du
réseau. Les flux de bouclage émanant d'échanges dans d'autres zones de dépôt des offres créent de
l'incertitude pour laquelle les opérateurs du système prennent des marges de sécurité. Ces marges de
sécurité réduisent à leur tour la capacité disponible pour les échanges commerciaux. Il est donc
important de suivre de près le niveau des flux de bouclage.
161. La Figure 80 illustre les flux de bouclage en Belgique, calculés par Elia depuis le début du FBMC
(mai 2015 à décembre 2016). La plupart des heures, la résultante de tous les flux de bouclage produits
dans les zones CWE par la Belgique, vont dans le sens nord-sud. Pour la période de suivi donnée, la
valeur des flux de bouclage à travers la Belgique présente une distribution gaussienne avec une
moyenne de +873 MW (nord => sud) et une déviation standard de 514 MW. Les niveaux maximaux
enregistrés sont +2.459 MW (nord => sud) et -1.010 MW (sud => nord).
Figure 80 : Flux mensuels de bouclage moyen maximum et, minimum traversant la Belgique, prévus en J-2. Les valeurs positives indiquent des flux de bouclage dans la direction nord-sud. Sources : Elia et CREG
42 Cf. site Web d'Elia, Data download, Catégorie « Interconnexion » sur http://www.elia.be/enfr/grid-data/data-download.
2440 2459
1495
270
1126
522
-1010
-20
-1,500
-1,000
-500
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
Max Average Min
MWh/h
111/142
Figure 81 : L'histogramme des flux de bouclage traversant la Belgique (05/2015 - 12/2016) illustre une distribution gaussienne avec une moyenne de +873 MW et un écart-type de 514 MW. Les valeurs positives indiquent des flux de bouclage dans la direction nord-sud. Sources : Elia et CREG
Figure 82 : Prix day-ahead belges versus flux de bouclage J-2 pour toutes les heures dans la période de suivi juillet 2015 à décembre 2016. Les flux de bouclage positifs indiquent des flux physiques traversant le réseau belge du nord vers le sud. Des pics de prix supérieurs à 100 €/MWh ont uniquement été observés lorsque les flux de bouclage J-2 à travers la Belgique étaient supérieurs à 1.000 MWh/h. Sources : Elia et CREG
162. Depuis le lancement du FBMC, les pics de prix sur le marché belge day-ahead se sont
uniquement présentés dans les heures affichant des flux de bouclage élevés, soit au moins 1.000 MW
(Figure 82). Cette conclusion est remarquable et s'inscrit dans la lignée des résultats de l'étude de la
CREG sur « les pics de prix observés sur la bourse belge day-ahead Belpex le 22 septembre et le
16 octobre 2015 »43. Cette étude a conclu que les flux de bouclage en Belgique étaient à l'origine de
ces pics de prix. En effet, même si les importations physiques belges venaient de France, c'était la
frontière nord de la Belgique qui était surchargée dans le sens nord-sud en raison des flux de bouclage
allant dans la même direction. Ces résultats ont été confirmés par Elia.
43 Étude de la CREG CDC-1520 : http://www.creg.info/pdf/Studies/F1520EN.pdf.
North -to- South direction
South - to - Northdirection
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
-500 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
Be
lgia
n D
AM
Pri
ce (
€/M
Wh
)
Loop flows through Belgium (MWh/h)
112/142
6. BALANCING
6.1. CONTEXTE HISTORIQUE : ÉVÉNEMENTS SIGNIFICATIFS
163. Cette rubrique reprend certains événements importants de l'évolution du modèle du balancing
en Belgique pour la période 2012-2016, tandis que les rubriques suivantes illustrent l'évolution de
certains indicateurs clés liés aux marchés de l'énergie de compensation pour la même période.
• 2012
o Introduction d'un prix marginal unique pour les tarifs de déséquilibre.
o Fin juin : introduction d'une ressource virtuelle avec capacité de 0 MW activée à un
prix égal à -100 €/MWh pendant des périodes où toutes les ressources pour
l'activation vers le bas sont activées et où des activations décrémentales
supplémentaires sont nécessaires.
o Octobre : début de la participation du bloc de contrôle ELIA à l'IGCC.
• 2014
o Introduction des produits asymétriques pour R1, ouvrant le marché R1 à la réponse de
la demande.
o Introduction des enchères mensuelles pour une partie des volumes R1 et R2 à
contracter.
o Introduction du produit DP R3.
o Introduction d'un tarif spécial pour les heures où une réserve stratégique est activée :
3.000 €/MWh en cas de manque d'offres d'injection pour atteindre l'équilibre du DAM
et 4.500 €/MWh en cas de manque structurel et de déclenchement technique en
intraday et en temps réel.
• 2015
o Extension des enchères R1 et R2 mensuelles à l'ensemble du volume à contracter.
• 2016
o Introduction des enchères mensuelles pour une partie des volumes R3 à contracter,
sauf le produit ICH R3.
o Août : Ouverture complète de tous les produits R1 : tout fournisseur est autorisé à
participer à tous les services de contrôle primaires, quel que soit le point de connexion
de la ressource concernée.
o Août : introduction des enchères hebdomadaires pour tout le volume de R1 et R2 à
contracter ; accès d'Elia (achat) et des acteurs du marché (vente) à la Plateforme
d'enchères régionale (AT-BE-DE-NL) pour R1 pour le produit standard R1 (R1
symétrique 200 mHz).
6.2. SUJET SPÉCIAL : RÉSULTATS DES ENCHÈRES À COURT TERME
164. Cette rubrique illustre et analyse le prix mensuel moyen des enchères pour la réservation de la
capacité FCR, aFRR et mFRR dans les enchères à court terme.
113/142
6.2.1. FCR et aFRR
165. En 2016, des enchères à court terme ont été organisées par ELIA pour l'approvisionnement de
tout le volume de FCR et aFRR. De janvier à juillet, des enchères ont été organisées mensuellement,
tandis qu'à partir du mois d'août, elles ont été organisées sur une base hebdomadaire. Pendant cette
dernière période, une partie du FCR a été achetée sur la plateforme régionale FCR. Les acteurs belges
du marché ont introduit 8 offres pour les enchères hebdomadaires des semaines 31 à 52 sur cette
plateforme, parmi lesquelles une offre a été sélectionnée par la plateforme.
166. La Figure 83 illustre l'évolution du prix d'enchère moyen mensuel pour chacun de ces services
en 2016.
Figure 83 : Prix de réservation mensuel moyen FCR et aFRR en 2016 Sources : Elia et CREG
Si l'on combine tous les produits, l'indice HHI s'élevait à 1.853 pour les produits FCR et à 4.857 pour les
produits aFRR, ce qui indique un marché plus liquide et compétitif pour le FCR que pour l'aFRR.
Les dépenses totales pour la réservation FCR et aFRR par ELIA atteignaient 45,3m €, ce qui représente
56 % du budget (80,5m €).
167. La Figure 84 montre l'évolution du prix d'enchère moyen mensuel pour le FCR et l'aFRR en 2015
et 2016, ainsi que la valeur du clean spark spread (CCS) la veille de l'enchère. À partir du mois
d'août 2016, les enchères ont été organisées chaque semaine et les valeurs mensuelles ont été
calculées comme une moyenne des valeurs hebdomadaires pondérées par le nombre de jours de la
semaine dans le mois en question.
0
10
20
30
40
50
60
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Mo
nth
ly a
vera
ge r
ese
rvat
ion
pri
ce (
€ /
MW
h)
FCR aFRR
114/142
Figure 84 : Valeur mensuelle du prix moyen du FCR et de l'aFRR, ainsi que du clean spark spread la veille de l'enchère en 2015 et 2016 Sources : Elia et CREG
Pour juin et juillet 2015, ainsi que pour juin 2016, le prix moyen du FCR et de l'aFRR indique un pic
(partiellement) dû à la valeur négative du CSS. Un autre pic apparaît en novembre et en décembre 2016
en raison de la valeur élevée du CSS, ce qui implique une forte valeur du coût d'opportunité. Le prix
moyen pour le FCR et l'aFRR, qui découle des enchères annuelles de 2013 pour l'année 2014, se situait
entre 40 € et 50 €/MW/h.
168. La Figure 85 illustre l'évolution hebdomadaire du prix du FCR acheté sur la plateforme régionale.
La courbe rouge illustre le prix utilisé par ELIA dans les enchères locales pour simuler le FCR acheté sur
la plateforme (dernier prix connu de la plateforme à la date de l'enchère locale), tandis que la courbe
bleue illustre le prix actuel de la plateforme.
-10
0
10
20
30
40
50A
vera
ge p
rice
(€
/ M
W /
h)
and
CSS
(€
/ M
Wh
)
Average price (€/MWh) CSS M (D-1) (€/MWh)
115/142
Figure 85 : Prix pour les volumes de FCR achetés sur la plateforme Sources : Elia et CREG
Les plus grandes différences entre les deux prix concernent la première semaine de la participation
belge (semaine 31 de 2016) et les deux dernières semaines de l'année (semaines 51 et 52). Puisque le
prix local pour l'offre virtuelle de la plateforme régionale est égal au prix de l'enchère précédente sur
cette plateforme, l'augmentation de la différence entre les deux prix à la fin de l'année indique une
augmentation de la volatilité du prix sur la plateforme régionale pendant les dernières semaines de
l'année.
6.2.2. mFRR : production R3 et DP R3
169. En 2016, des enchères mensuelles étaient organisées par ELIA pour l'approvisionnement de
70 MW de mFRR, alloués entre la production R3 et les produits DP R3. La proportion de chaque produit
est déterminée par l'algorithme d'enchère pour minimiser le coût d'approvisionnement global.
170. La Figure 86 illustre l'évolution du prix d'enchère mensuel moyen pour la réservation de mFRR
(production R3 et DP R3) en 2016 : la courbe bleue illustre le prix moyen des enchères mensuelles (70
MW de production R3 et DP R3), la ligne orange horizontale illustre la moyenne annuelle de ces prix,
et la ligne verte horizontale illustre le prix moyen des enchères annuelles (512 MW production R3 et
DP R3).
0
5
10
15
20
25
W31 W33 W35 W37 W39 W41 W43 W45 W47 W49 W51
FCR
re
serv
atio
n p
rice
(€
/ M
W /
h)
Local price Platform price
116/142
Figure 86 : Prix moyens de la réservation mFRR pour 2016 Sources : Elia et CREG
Après une forte augmentation jusqu'en mars, le prix moyen mensuel des enchères a baissé à partir
d'avril. Le prix moyen des enchères annuelles pour la production R3 et le DP R3 en 2016 équivalait à
4,33 €/MW/h, tandis que le prix moyen des enchères mensuelles pour la production R3 et le DP R3
s'élevait à 3,88 €/MW/h.
Tous les produits combinés, l'indice HHI s'élevait à 3.343 pour les enchères, indiquant un marché plus
liquide et compétitif pour le mFRR que pour l'aFRR, mais moins liquide et compétitif que pour le FCR.
Les dépenses totales pour la réservation de mFRR par ELIA pendant les enchères à court terme
s'élevaient à 2,4 millions €, ce qui représente 71 % du budget (3,4 millions € pour le court terme).
171. La Figure 87 illustre l'évolution mensuelle de la part des volumes de la production R3 et du DP
R3 pour les enchères mensuelles. La série bleue illustre le volume de la production R3, tandis que la
série orange indique le volume du DP R3. Pendant les trois premiers mois, pratiquement tout le volume
a été attribué à la production R3. À partir d'avril, la part entre la production R3 et le DP R3 a changé
d'un mois à l'autre, indiquant une grande volatilité au niveau de l'attribution, tandis que pour les mois
de juillet, août et novembre, l'intégralité du volume a été attribuée au DP R3.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
mFR
R a
vera
ge r
ese
rvat
ion
pri
ce (
€ /
MW
/ h
)
Monthly auctions average price for mFRR (R3 Prod+R3 DP)
Yearly average of monthly auctions average price for mFRR (R3 Prod + R3 DP)
Yearly auctions average price for mFRR (R3 Prod + R3 DP)
117/142
Figure 87 : Volumes d'enchères mensuels attribués aux produits mFRR en 2016 Sources : Elia et CREG
6.3. STATISTIQUES
172. La première rubrique présente les volumes (minimums) qu'ELIA doit acheter sur le marché pour
2016, tandis que les rubriques suivantes illustrent l'évolution de certains indicateurs clés liés aux
marchés de l'énergie de compensation pour la période 2012-2016.
6.3.1. Volumes à acheter par type de réserve pour 2016
173. Le code de réseau fédéral impose à Elia de proposer pour approbation de la CREG une
méthodologie à utiliser pour évaluer les volumes des réserves de contrôle primaire, secondaire et
tertiaire contribuant à garantir la sûreté, la fiabilité et l'efficacité du réseau dans la zone de contrôle,
et les résultats de l'évaluation.
Par sa décision (B)150717-CDC-1423 du 17 juillet 2015, la CREG a approuvé la proposition d'Elia pour
l'année 2016. Les volumes évalués sont indiqués au tableau 30 ci-dessous.
Des puissances de contrôle primaires et secondaires ont été achetées lors des enchères mensuelles
sur une plateforme locale (Elia) de janvier à juin (périodes de fourniture). À partir d'août, un maximum
de 47 MW de puissance de contrôle primaire pouvait aussi être acquis par Elia pendant les enchères
hebdomadaires sur une plateforme régionale partagée par les zones de contrôle autrichiennes, belges,
hollandaises et allemandes. Par conséquent, les puissances de contrôle primaire restantes ainsi que
0
10
20
30
40
50
60
70
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Mo
nth
ly a
uct
ion
vo
lum
e a
llo
cate
d (
MW
)
R3 prod (mFRR) R3 DP (mFRR)
118/142
l'intégralité des puissances de contrôle secondaire étaient aussi achetées à partir d'août 2016 lors des
enchères hebdomadaires sur la plateforme locale.
Tableau 30 : Types de réserves à acheter par Elia pour 2016 Sources : Elia et CREG
6.3.2. Tarif d'équilibrage et prix du marché day-ahead
174. La Figure 88 ci-dessous illustre l'évolution des valeurs moyennes annuelles des tarifs
d'équilibrage (en rouge pour les positions courtes de l'ARP et en vert pour ses positions longues), ainsi
que (en bleu) des prix de marché day-ahead pour la période 2012-2016.
Un nouveau tarif d'équilibrage a été lancé en 2012 qui a mis en œuvre d'une approche de prix marginal
unique.
Figure 88 : Tarifs d'équilibrage moyens et prix day-ahead Sources : Elia et CREG
Type of reserve Volume (MW) Delivery period
Month (from January to July)
Week (from August onwards)
Month (from January to July)
Week (from August onwards)
Manually activated tertiary control power –
mFRR770 Contract dependent
R3 production + R3 DP Min 400 Whole year
R3 production Min 300 Whole year
R3 production + R3 DP Min 70 Month
R3 ICH Max 300 Whole year
Primary control power - FCR 73
Automatically activated secondary control
power – aFRR140
30
35
40
45
50
55
60
2012 2013 2014 2015 2016
(EU
R /
MW
h)
Belpex Day-Ahead Market Price Negative Imbalance Tariff Positive Imbalance Tariff
119/142
La Figure 88 affiche, exception faite de 2015, une diminution du tarif de déséquilibre tant pour les
positions ARP longues que pour les courtes. Les deux tarifs sont proches l'un de l'autre.
Le tarif de déséquilibre suit la tendance des prix DAM.
En 2012, la première année du prix marginal unique en tant que tarif de déséquilibre, les tarifs de
déséquilibre étaient environ 10 % au-dessus du prix DAM. Pour les années suivantes, ils sont plus
proches, avec une alternance des années où le prix DAM est inférieur aux tarifs de déséquilibre (2012-
2013), une année (2014) où le prix DAM se situe entre les tarifs de déséquilibre et des années (2015-
2016) où le prix DAM est supérieur aux tarifs de déséquilibre.
La différence entre les courbes rouge et verte illustre une moyenne du paramètre (1 et 2) du tarif
de déséquilibre (incitant pour que l'ARP soit équilibré ou « aide » le système à être équilibré).
La figure montre où se situe le prix DAM moyen par rapport au prix en temps réel, qui est une sorte de
prix pour l'option visant à résoudre le déséquilibre résiduel du portefeuille dans le day-ahead. Avant
2014, il était moins coûteux de le résoudre dans le day-ahead. A partir de 2015, il a été moins coûteux
d'attendre que le temps réel le résolve, pour l'ARP pour qui l'hypothèse des volumes de déséquilibre
aléatoire est pertinente.
A partir de 2015, la figure peut être interprétée comme une valeur inférieure de la flexibilité
(balancing) par rapport au produit (DAM). Néanmoins, la flexibilité présente une valeur intrinsèque,
car elle permet de saisir les opportunités du marché, mais cette valeur intrinsèque ne peut pas être
déduite de la figure.
6.3.3. Volatilité du tarif d'équilibrage et du prix du marché day-ahead
175. La Figure 89 ci-dessous illustre l'évolution des écarts standard annuels des tarifs d'équilibrage
(en rouge pour les positions courtes et en vert pour les positions longues), ainsi que (en bleu) des prix
de marché day-ahead pour la période 2012-2016.
Figure 89 : Écart-type des tarifs d'équilibrage et du prix du marché day-ahead Sources : Elia et CREG
0
10
20
30
40
50
60
2012 2013 2014 2015 2016
(EU
R /
MW
h)
Belpex Day-Ahead Market Price Negative Imbalance Tariff Positive Imbalance Tariff
120/142
La figure illustre que l'écart-type du tarif de déséquilibre négatif et du tarif de déséquilibre positif sont
pratiquement les mêmes. C'est évident, puisque les deux tarifs diffèrent uniquement de la valeur de
l'incitant , qui est relativement petit, et souvent égal à zéro.
Si l'on compare les écarts standard du tarif d'équilibrage et le prix DAM, il s'avère que leurs évolutions
pourraient être considérées comme étant liées de 2012 à 2015, pour différer en 2016, lorsque l'écart-
type du tarif d'équilibrage baisse alors que celui du prix DAM augmente par rapport à 2015.
Les valeurs des écarts standard du DAM et les déséquilibres des tarifs du marché illustrent ces
indicateurs. Il est intéressant d'observer que la volatilité des tarifs d'équilibrage baisse en 2016, alors
que celle du DAM augmente.
176. La Figure 90 ci-dessous illustre l'évolution du coefficient de variation annuel44 des tarifs
d'équilibrage (en rouge pour les positions courtes et en vert pour les positions longues), ainsi que (en
bleu) des prix de marché day-ahead pour la période 2012-2016.
Figure 90 : Coefficient de variation des tarifs d'équilibrage et des prix du marché day-ahead Sources : Elia et CREG
Il est intéressant de noter que pour 2015 et 2016, la valeur relative des augmentations de la volatilité
affiche une tendance d'augmentation du risque. La prochaine question pourrait être : « cette tendance
sera-t-elle atténuée dans les prochaines années ? ».
44 Le coefficient de variation équivaut à l'écart-type divisé par la moyenne. C'est une illustration de la valeur relative de la volatilité, car elle est mise à l'échelle par rapport à la valeur moyenne.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
2012 2013 2014 2015 2016
Belpex Day-Ahead Market Price Negative Imbalance Tariff Positive Imbalance Tariff
121/142
6.3.4. Volumes d'équilibrage activés
177. Étant donné qu'aussi bien le modèle du marché d'équilibrage que le contexte international
évoluent d'une année à l'autre, il est intéressant d'étudier l'évolution de l'énergie de compensation
activée par type de produit. La Figure 91 ci-dessous illustre l'évolution de l'énergie activée
annuellement vers le haut et vers le bas (le cas échéant) pour chaque type de produit d'équilibrage.
Les types de produits les plus pertinents comprennent les R2 (aFRR, en rouge), les offres R3 « libres »
(en bleu) et l'IGCC (en orange).
De plus, cette figure illustre aussi l'énergie d'équilibrage totale activée annuellement pour les
activations vers le haut et vers le bas, l'énergie totale activée (ligne noire) et la somme de l'énergie
totale activée ainsi que de l'énergie échangée via l'IGCC (ligne bleue).
Figure 91 : Énergie d'équilibrage activée par type de produit Sources : Elia et CREG
De manière générale, la figure ci-dessus illustre une diminution du total de l'énergie activée (IGCC
compris) jusqu'en 2015, alors que l'énergie totale augmente à nouveau en 2016. D'autre part, le total
de l'énergie activée (hors IGCC) baisse de 2012 à 2014, augmente en 2015 et baisse à nouveau en 2016,
atteignant un niveau inférieur à celui de 2014.
En ce qui concerne les types de produits, la figure illustre la même évolution de l'énergie R2 et de
l'énergie des offres libres activée : une diminution entre 2012 et 2014, une augmentation en 2015 et
une nouvelle diminution en 2016. L'évolution de l'énergie IGCC activée est inverse : une augmentation
entre 2012 et 2014, une diminution en 2015 et une augmentation en 2016, comme l'illustre aussi la
différence entre les lignes bleue et noire.
Suite à l'augmentation de la capacité installée de la production intermittente, une augmentation du
déséquilibre du système, et donc de l'énergie activée, aurait pu être attendue. La diminution de la
1,192,731
934,672
697,363756,667
640,006
1,249,938
1,109,0051,014,255 1,011,284
1,068,066
-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
2012 2013 2014 2015 2016
(MW
h)
R2 (aFRR) Free R3 (ID) bids (mFRR) R3 Prod (mFRR)
R3 DP (mFRR) R3 ICH (mFRR) Inter-TSO (mFRR)
IGCC Total activ. Total activ.+IGCC
122/142
courbe noire dans la figure ci-dessus (activations totales, excluant donc l'énergie échangée via l'IGCC)
est due à plusieurs facteurs, comme l'existence de l'IGCC, les améliorations de l'algorithme IGCC,
l'évolution du comportement des acteurs du marché et l'évolution des prix du marché.
6.3.5. Parts des activations d'équilibrage
178. La Figure 92 ci-dessous illustre l'évolution des parts de l'énergie activée annuellement,
agrégeant les activations vers le haut et vers le bas le cas échéant, pour chaque type de produit
d'équilibrage. Les types de produits les plus pertinents comprennent l'IGCC (en orange), les R2 (aFRR,
en rouge), et les offres R3 « libres » (mFRR, en bleu). En comparaison avec la Figure 91, l'ordre de la
série a été modifié, rapprochant la série IGCC de l'axe X.
Figure 92 : Parts de l'énergie d'équilibrage activée par type de produit Sources : Elia et CREG
Plusieurs observations peuvent être faites sur cette figure :
- les parts des offres R3 libres, des R2 et de l'IGCC couvrent la plupart des besoins d'activation de
l'énergie d'équilibrage. En 2016, elles ont totalisé 98,9 % ;
- hormis en 2015, la somme des parts de l'IGCC et des R2 a augmenté chaque année, atteignant
87 % en 2016 ;
- la part des échanges IGCC dans le total des activations R2 et des échanges IGCC augmente, pour
atteindre 47 % en 2016.
Le netting des déséquilibres (IGCC) et le contrôle secondaire (R2) sont étroitement liés par nature.
Puisqu'ils sont calculés avant l'activation des R2, les échanges IGCC évitent les activations des R2 et
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2012 2013 2014 2015 2016
IGCC R2 (aFRR) Free R3 (ID) bids (mFRR) R3 Prod (mFRR)
R3 DP (mFRR) R3 ICH (mFRR) Inter-TSO (mFRR)
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cela libère de la capacité R2 pour des activations supplémentaires. Par conséquent, l'IGCC et les R2
peuvent être considérés comme étant très similaires de nature, même si l'IGCC n'est pas une véritable
activation, mais via le netting des déséquilibres, une manière d'éviter les activations physiques. Ils se
complètent et leur total est pertinent pour illustrer l'importance croissante du contrôle automatique
de la compensation des déséquilibres. Cela indique également que l'application du netting des
déséquilibres avec un résultat financier positif pourrait réduire le besoin de contracter à l'avance une
capacité d'équilibrage supplémentaire. Elia devrait évaluer cela dans les futures évaluations
stochastiques des besoins de capacité de réserve contractuelle.
124/142
7. CONCLUSIONS
179. Pour la troisième année consécutive, la charge du réseau d'Elia, une approximation pour la
consommation électrique belge en 2016, s’est élevée à environ 77 TWh. Cette stabilisation du
prélèvement d'électricité belge vient après un déclin continu depuis 2007. Parallèlement, la
production d'électricité solaire estimée s'est stabilisée à environ 3 TWh en 2016.
180. L'impact d'une introduction massive des voitures particulières électriques est brièvement
analysé dans un sujet spécial consacré à la consommation électrique. Un million de voitures
particulières électriques en Belgique n'augmenteront la consommation d'électricité que de 4 %.
Cette consommation supplémentaire ne fera pas diminuer la sécurité de l'approvisionnement, à
condition que les véhicules électriques soient chargés en temps opportun. De plus, même en cas
d'introduction modeste, les voitures électriques pourraient devenir une source d'approvisionnement
pendant les heures de pointe grâce à la capacité de stockage accrue : avec 100.000 voitures
particulières électriques, la capacité de stockage d'électricité existante en Belgique devrait en
théorie pratiquement doubler.
181. En comparaison avec 2015, la production d'électricité par les centrales belges a fortement
augmenté, pour passer de 55,7 TWh à 69,7 TWh. Cela est largement dû au retour de deux centrales
nucléaires à la fin de l'année 2015. Cependant, une plus grande production d'électricité nucléaire n'a
pas eu d'impact négatif sur la production d'électricité au gaz. Les turbines à gaz à cycle combiné (TGV)
ont produit la même quantité d'électricité en 2016 (12,5 TWh) comparativement à 2015 (12,4 TWh),
mais le facteur de charge des TGV dans le marché a augmenté pour atteindre 42 % parce que moins
de TGV étaient disponibles. La variabilité de la production nucléaire n'a pas eu d'impact significatif sur
la production au gaz ; l'augmentation de la production nucléaire entraîne une diminution des
importations.
182. Jusqu'à la fin du mois de septembre, la convergence des prix dans la région Centre Ouest Europe
(CWE) était relativement élevée en 2016. Pendant les derniers mois de 2016, une diminution de la
capacité nucléaire en France et en Belgique ainsi qu'une capacité d'interconnexion limitée dans la CWE
ont entraîné des prix supérieurs en Belgique et en France, avec plusieurs pics de prix horaires
supérieurs à 500 €/MWh. Ce manque de capacité d'interconnexion pour le commerce transfrontalier
est aussi clairement visible sur les marchés à terme, où les consommateurs belges ont été confrontés
à un prix year-ahead moyen de 33,4 €/MWh en 2016, en comparaison à 26,6 €/MWh pour les
consommateurs allemands. Une utilisation efficace et juste de la capacité d'interconnexion dans la
CWE est très importante pour avoir des prix équitables et compétitifs pour les consommateurs belges.
183. Dans un sujet spécial et élaboré sur la capacité d'interconnexion, la CREG analyse et explique le
fonctionnement du couplage de marchés basé sur les flux. Elle démontre que ce couplage de marchés
présente de sérieuses lacunes qui débouchent sur des résultats de marché discriminatoires et
inefficaces. Plusieurs lignes de transmission internes en Allemagne sont fréquemment et rapidement
congestionnées et donc, elles empêchent un marché interne efficace et équitable dans la CWE. La
plupart de ces lignes internes ont été ajoutées à l'algorithme de couplage de marchés après le
lancement du couplage de marchés basé sur les flux en mai 2015. Les lignes de transmission internes
structurellement congestionnée, généralement situées en Allemagne, débouchent sur un marché de
l'électricité interne dans la CWE qui n'est pas équitable et qui n'atteint pas les objectifs visés.
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184. Depuis 2013, après l'introduction d'un mécanisme de prix unique, le tarif du déséquilibre moyen
(le « prix de l'électricité en temps réel ») est très proche du prix day-ahead moyen. C'était aussi le cas
pour 2016. Par conséquent, le prix day-ahead moyen peut être considéré comme un indicateur plus
ou moins impartial du prix en temps réel moyen.
185. En 2016, l'utilisation des réserves pour l'équilibrage du réseau Elia s'élevait à 640 GWh
(régulations à la hausse et à la baisse combinées), soit le niveau le plus bas en plus de cinq ans.
L'activation d'environ 400 GWh de réserves pourrait être évitée avec l'IGCC, un mécanisme via lequel
le déséquilibre d'un pays peut être compensé avec d'autres pays participant au mécanisme. Par
conséquent, le mécanisme de l'IGCC met en évidence, également pour le balancing et les réserves,
l'importance pour la Belgique de coopérer au niveau européen dans l'intérêt des consommateurs
belges.
Pour la Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz
Andreas TIREZ Marie-Pierre FAUCONNIER
Directeur Présidente du Comité de direction
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8. ANNEXES
8.1. 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 ;
La 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. Or la part de ce segment dans la production a fortement augmenté ces dernières années. 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. La charge totale tient compte de toutes les charges électriques sur le réseau Elia et de toutes les charges des réseaux de distribution connectés (incluant les pertes de réseau). Cette estimation est basée sur un ensemble de mesures et de valeurs extrapolées des injections des unités de production, incluant les productions des réseaux de distribution, auxquelles les imports sont ajoutés. De plus, les exports et puissances utilisées pour le stockage d’énergie en sont déduits, donnant alors une estimation de la charge totale du réseau Elia et de tous les réseaux de distribution connectés (source : Elia).
Consommation d’énergie en un point d’accès est l’énergie prélevée par les (la) charge(s) raccordée(s) 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 marchés 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 interconnexions 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.
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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.
Le déséquilibre du système instantané (SI : Instantaneous System Imbalance) est calculé en prenant la différence entre l'erreur de contrôle de la zone (ACE : Area Control Error) et le volume de réglage net (NRV : Net Regulation Volume). Le déséquilibre du système (SI) est obtenu en neutralisant les services auxiliaires activés (NRV) – mis en œuvre par Elia pour gérer l'équilibre de la zone - de l'ACE. Énergie 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). 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. Énergie 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. La 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 : https://www.gaznaturel.be/fr/particulier/degres-jours).
Les flux de bouclage (Loop flows) désignent la différence entre les flux physiques mesurés aux interconnexions et les flux attendus sur base des nominations totales pour ces interconnexions.
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.
IGCC « International Grid Control Cooperation ».
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/.
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.
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).
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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.
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. Il s'agit de la valeur calorifique 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 2.250 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 (2.250 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) charge(s) raccordée(s) 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 secondes 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.
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/. La 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 réseau voisins. La zone de réglage Elia couvre la Belgique et une partie du Grand-duché de Luxembourg (réseau Sotel).
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8.2. LISTE DES ABRÉVIATIONS
ACER Agency for the Cooperation of Energy Regulators- Agence de Coopération des Régulateurs de l’Énergie, opérationnelle depuis le 3 mars 2011
AFCN Agence fédérale de Contrôle nucléaire (Federal Agency for Nuclear Control)
aFRR Automatic Frequency Restoration Reserve 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 AT Autriche ATC Available Transfer Capacity (capacité de transfert disponible), une méthode de gestion de la congestion
et d'attribution de la capacité pour les échanges interzonaux lorsque les capacités de transmission interzonales sont explicitement définies par frontière et par direction
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)
TGCC Turbine à gaz à cycle combiné - CCGT Combined Cycle Gas Turbine) CCR Capacity Calculation Region (région de calcul de la capacité) CEE Centre Est Europe, comprenant l'Autriche, la République tchèque, la Slovaquie, la Hongrie, la Pologne et
la Roumanie CEER Conseil des régulateurs européens de l’énergie, créé en 2000 CIM Continuous intra-day market -marché intraday continu CB Critical Branch - branche critique, élément du réseau dans ou entre les zones de dépôt des offres que l'on
prend en considération dans le processus de calcul de la capacité, limitant le volume d'énergie pouvant être échangé
CBCO Critical Branch Critical Outage - arrêt critique branche critique, élément du réseau dans l'état N-1 dans ou
entre les zones de dépôt des offres que l'on prend en considération dans le processus de calcul de la capacité, limitant le volume d'énergie pouvant être échangé
CO Critical Outage - arrêt critique, éventualité prise en compte dans le processus de calcul de la capacité pour
le respect des limites de sécurité opérationnelles CORE La combinaison des frontières de la région Centre Ouest Europe (CWE) et des frontières de la région
Centre Est Europe (CEE) CSE Région Centre Sud Europe regroupant l’Allemagne, l’Autriche, la France, la Grèce, l’Italie et la Slovénie. CSS Clean Spark Spread CWE Central West Europe, région Centre Ouest Europe regroupant l’Allemagne, la Belgique, la France, le
Luxembourg et les Pays-Bas, constituée le 9 novembre 2010.
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D2CF Two Day Ahead Congestion Forecast, prévision des GRT concernant la charge du réseau au J-2 (meilleure estimation du réseau au J-2)
DACF Day Ahead Congestion Forecast, prévision des GRT concernant la charge du réseau après le couplage de
marchés day-ahead (meilleure estimation du réseau au J-1). DAM Day-ahead market DE Allemagne DLR Dynamic Line Rating, technologie et méthodologie pour intégrer les prévisions météorologiques
(température, vent, etc.) dans l'évaluation d'une limite thermique de ligne de transfert en opposition à l'utilisation de valeurs saisonnières statiques
EEX European Energy Exchange ENTSO European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) – and Gas (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 FAV Flow Adjustment Variable, paramètre dans le couplage de marchés basé sur les flux pouvant être introduit
par un GRT pour augmenter ou baisser la RAM sur un élément de réseau critique spécifique (cf. aussi : FBMC, RAM, CBCO).
FBI Flow Based Intuitive, patch dans le couplage de marchés basé sur les flux qui empêche les importations
d'une zone de dépôt des offres au prix supérieur (ou les exportations vers une zone de dépôt des offres au prix inférieur)
FBMC Flow Based Market Coupling (couplage de marchés basé sur les flux), une méthode de gestion de la
congestion et d'attribution de la capacité pour les échanges interzonaux où le point d'équilibre du marché équivaut à l'ensemble des positions nettes maximisant l'objectif de bien-être social dans le domaine réalisable défini par les contraintes du réseau (cf. : CBCO)
FBP Flow Based Plain, résultat original du couplage de marchés basé sur les flux sans ou avant tout patch FCR Frequency Containment Reserve FR France Fref Flux de référence, flux physiques observés dans le cas de base D2CF Fref0 Flux de référence à solde nul, flux physiques observés dans le cas de base à solde nul, c'est-à-dire le cas
qui commence du cas de base D2CF et où toutes les positions nettes sont ramenées à zéro (pas d'échanges interzonaux).
Fref’ Flux de référence à solde nul incluant les flux physiques induits par les nominations à long terme. Ces flux
physiques ont un accès prioritaire au réseau. Ils sont pris en considération pour déterminer la capacité disponible pour le marché (cf. aussi : RAM, CBCO, FBMC).
FTR Financial Transmission Right (droit financier de transport), type de droit de transport à long terme
permettant à son détenteur de recevoir une rémunération financière basée sur les résultats du marché day-ahead entre deux zones de dépôt des offres pendant une période de temps spécifiée dans une direction spécifique (cf. aussi : PTR).
GME Gestore Mercati Energetici, opérateur de marché espagnol pour l’électricité et le gaz. GRT Gestionnaire du réseau de transport (Transmission System Operator - TSO). GSK Generation Shift Key, une méthode de traduction d'un changement de position nette zonale en
augmentations ou diminutions d'injections spécifiques estimées dans le modèle de réseau commun.
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HHI Herfindahl-Hirschman Index : mesure de la concentration du marché ICH Clients interruptibles ID-bids Offres incrémentielles/décrémentielles IRM Institut royal météorologique IGCC International Grid Control Cooperation pour le netting des déséquilibres
ITVC Interim Tight Volume Coupling JAO Joint Allocation Office LU Luxembourg LTA Long Term Allocation of transmission capacity - Allocation à long terme de la capacité de transmission
M€ Million d’euros
MCR Multi-Regional Coupling - couplage multirégional
mFRR Manual Frequency Restoration Reserve - réserve de restauration de la fréquence manuelle
NEMO Nominated Electricity Market Operator - opérateur du marché de l'électricité agréé
NEP Net (Exchange) Position - position (d'échange) nette, le solde des exportations et des importations
d'électricité pour chaque unité de temps du marché pour une zone de dépôt des offres
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 Nord-Ouest Europe qui regroupe l'Allemagne/Autriche, le Benelux, le
Danemark, l’Estonie, la Finlande, la France, la Grande-Bretagne, la Lettonie, la Lituanie, 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) PLEF Le forum pentalatéral de l'énergie, cadre pour la coopération régionale dans la région Centre Ouest
Europe (BENELUX-DE-FR-AT-CH) en vue d'une amélioration de l'intégration du marché de l'électricité et
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de la sécurité de l'approvisionnement. L'initiative vise à apporter un soutien politique à un processus d'intégration régionale vers un marché européen de l'énergie. Cette coopération est formalisée via le PLEF MOU signé en 2007
PST Phase-Shifting Transformer, un transformateur pour contrôler le flux d'énergie via des lignes spécifiques,
sans changer le niveau de tension. PTDF (nodal) Nodal Power Transfer Distribution Factor, (un ensemble de) paramètres d'un élément de réseau critique
représentant le flux physique induit par un changement dans la (les) position(s) nette(s) nodale(s) - dépend de la topologie du réseau
PTDF (zonal) Zonal Power Transfer Distribution Factor, (un ensemble de) paramètres d'un élément de réseau
représentant le flux physique induit par un changement dans la (les) position(s) nette(s) zonale(s) - dépend de la topologie du réseau et du GSK
PTR Physical Transmission Rights - droits physiques de transport, type de droit de transport à long terme
permettant à son détenteur de transporter physiquement un certain volume d'électricité pendant une certaine période de temps entre deux zones de dépôt des offres et dans une direction spécifique (cf. aussi: FTR)
PV Panneaux photovoltaïques PWR Pressurized Water Reactor - réacteur à eau pressurisée R1 Réserve primaire ou énergie de contrôle primaire ; nom du FCR dans les directives d'équilibrage de
l'électricité. R2 Réserve secondaire ou énergie de contrôle secondaire ; appelée aFRR dans les directives d'équilibrage de
l'électricité. R3 Réserve tertiaire ou énergie de contrôle tertiaire ; appelée mFRR dans les directives d'équilibrage de
l'électricité. R3 DP R3 sur les profils dynamiques (prélèvements et production décentralisée) R3 ICH R3 sur des prélèvements interruptibles RAM Remaining Available Margin - marge disponible restante, capacité (en MW) d'un arrêt critique de branche
critique (cf. CBCO) qui est donnée au marché REMIT 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 RR Réserve de remplacement ; non utilisé par ELIA SER - EnR Sources d’énergie renouvelables
SWE South West Europe : région Sud-Ouest Europe
TGV Turbine Gaz-Vapeur - (turbine à gaz à cycle combiné
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 - capacité de transfert totale TRM Transmission Reliability Margin - marge de fiabilité du transfert UIOSI Use-It-Or-Sell-It XBID Cross-border Intraday - intraday transfrontalier
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Unités
EUR Euro GW Gigawatt, équivaut à 1 milliard de watts kV Kilovolt MEUR Million euro mHz Millihertz, unité de fréquence MW Mégawatt, correspond à 1 million de watts MWh Mégawattheure, 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
134/142
.
8.3. LISTE DES FIGURES
Figure 1 : Évolution des prix de l’électricité (€/MWh), du gaz (€/MWh) et du pétrole (€/baril) de 2007
à 2016 ...................................................................................................................................................... 9
Figure 2 : Évolution de la consommation moyenne quotidienne (bleu foncé), de la capacité de
production totale (bleu clair), de l'énergie nucléaire produite (jaune), des volumes d'importation nets
(rouge) et de la température équivalente quotidienne (vert) pour tous les jours ouvrables de 2016. 13
Figure 3 : Demande d'électricité pendant un jour ouvrable typique en janvier 2016 ..................... 17
Figure 4 : l'électricité supplémentaire qui peut être fournie pendant la nuit/journée en comparaison
avec la consommation électrique quotidienne moyenne pour 1, 2 et 5 millions de voitures particulières
électriques 18
Figure 5 : Évolution relative du pic de demande d'électricité horaire (max heure/an) de 2011 à 2016
pour la Belgique et ses pays limitrophes. .............................................................................................. 20
Figure 6 : Qui consomme l'électricité provenant des producteurs et des importations du réseau en
2016 ....................................................................................................................................................... 21
Figure 7 : Monotones annuelles de la charge de réseau Elia pendant la période 2007-2016 .............. 22
Figure 8 : Évolution de la production, des importations et de la charge du réseau Elia, pertes comprises,
entre 2007 et 2016 (Tableau 1) ............................................................................................................. 23
Figure 9 : Évolution de la moyenne et de la demande maximale (MW) dans la zone de réglage Elia et
leurs courbes de tendance sur la période 2007-2016 ........................................................................... 24
Figure 10 : Évolution des niveaux de demande classés dans la zone de réglage Elia (MW) pour 2007-
2016 (pour le ¼ heure le plus élevé, l’heure 100, l’heure 200 et l’heure 400), ainsi que leur courbe de
tendance ................................................................................................................................................ 25
Figure 11 : Demande mensuelle moyenne d'électricité dans la zone de réglage Elia entre 2007 et 2016
............................................................................................................................................................... 26
Figure 12 : Thermosensibilité (MW/°C) de la demande belge totale et de la demande de réseau Elia,
répartie en demande de distribution et demande directe sur le réseau Elia, pour tous les jours
ouvrables de 2016. ................................................................................................................................ 27
Figure 13 : Demande d'électricité moyenne par quart d'heure dans la zone de réglage Elia pour la
période allant de 2007 à 2016 (MW). ................................................................................................... 28
Figure 14 : Variabilité annuelle de la demande d'électricité moyenne pendant un jour (« AV D-Stdev »
- ligne bleue), la différence entre deux journées consécutives (« StdDev de J-J-1 » - ligne rouge) et, sur
l'axe de droite, la différence entre deux intervalles de 15 minutes consécutifs (« Stdev de QtoQ » - ligne
orange) (MW). Les ordonnées de gauche et de droite commencent respectivement à 600 MW et 110
MW. ....................................................................................................................................................... 29
Figure 15 : Estimation de la production quart horaire moyenne, maximale et minimale par les panneaux
solaires installés (MW) entre 2013 et 2016. ......................................................................................... 30
Figure 16 : Énergie solaire produite mensuellement en 2016 (MWh, axe de gauche) et courbe
jaune/verte représentant l'efficacité de la production mensuelle (%, axe de droite) (production
mensuelle en MWh/capacité installée en MW x les heures d'ensoleillement mensuelles moyennes en
1981-2010). ........................................................................................................................................... 31
Figure 17 : Évolution de la production mensuelle maximale, moyenne et minimale à la treizième heure
du jour ................................................................................................................................................... 32
Figure 18 : Écart-type de la demande moyenne par quart d'heure sur le réseau dans la zone de réglage
Elia (MW) entre 2007 et 2016. L'ordonnée commence à 500 MW. ..................................................... 33
Figure 19 : Écart-type de la différence de la demande d'électricité entre deux quarts d’heure
consécutifs (MW). ................................................................................................................................. 34
135/142
Figure 20 : Capacité installée et production d'électricité en 2016 par source de combustible. ........... 36
Figure 21 : Nominations mensuelles pour la production par des centrales nucléaires par année (TWh)
............................................................................................................................................................... 38
Figure 22 : Nombre de jours d'indisponibilité des 7 centrales nucléaires par an ................................. 39
Figure 23 : 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) ..................................................................................................................................................... 40
Figure 24 : La résilience moyenne annuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité pour la fourniture
dans la zone belge de dépôt des offres. Une demande supplémentaire présente un impact bien
inférieur sur les prix par rapport aux observations de 2015, mais cet impact reste supérieur à toute
autre année, sauf 2007 et 2008 qui ont été des années exceptionnelles. La fourniture supplémentaire
illustre en revanche un impact généralement inférieur, mais il est toujours comparable aux années
caractérisées par de fréquents arrêts nucléaires (2013, 2014) ............................................................ 45
Figure 25 : La résilience moyenne mensuelle du prix de gros day-ahead de l'électricité pour fourniture
dans la zone belge de dépôt des offres si 500 MWh/h étaient vendus ou achetés en plus, est élevée de
septembre à la fin de l'année en 2016. Un pic local est observé en juin 2016. La résilience pendant le
reste de l'année est d'un ordre qui n'était plus apparu depuis 2013 ................................................... 46
Figure 26 : La distribution des changements absolus dans les prix en 2016 lors de la vente d'un volume
supplémentaire est négativement biaisée : la fourniture de volumes supplémentaires débouche
logiquement sur des prix inférieurs. La dissymétrie augmente avec la hausse des volumes de
fourniture. Des changements positifs dans les prix se produisent également et se limitent
généralement à moins de 1,5 €/MWh .................................................................................................. 47
Figure 27 : La distribution des changements absolus dans les prix en 2016 lors de l'achat d'un volume
supplémentaire est positivement biaisée : la demande de volumes supplémentaires débouche
logiquement sur des prix supérieurs. La dissymétrie augmente avec la hausse des volumes de
demande. Des changements de prix négatifs se produisent également et se limitent généralement à
moins de -1.5 €/MWh ........................................................................................................................... 47
Figure 28 : Le nombre d'heures auquel une résilience de prix contre-intuitive est observée a
régulièrement augmenté depuis l'introduction des (profile) block orders en 2007 et leur plus large
utilisation par la suite. En février 2014, les acteurs du marché ont pu faire des smart orders (ordres
exclusifs et associés), ce qui a entraîné une soudaine augmentation du nombre d'heures avec des prix
contre-intuitifs. La tendance baissière qui a suivi l'année 2014 peut découler de la plus grande efficacité
lors du calcul des résultats optimaux du marché .................................................................................. 48
Figure 29 : Le nombre d'heures en 2016 avec une résilience contre-intuitive lors de la vente d'un
volume supplémentaire est le plus élevé en fin de soirée (heures 19 à 23) ......................................... 49
Figure 30 : Le nombre d'heures en 2016 avec une résilience contre-intuitive lors de l'achat d'un volume
supplémentaire est distribué de manière plus égale en journée que lors de la vente d'un volume
supplémentaire, sauf pour les quelques heures au tout début de la journée ...................................... 49
Figure 31 : Lorsque l'on compare les différences de prix horaires lorsque l'on fournit 50 MWh/h de plus
et que l'on demande 50 MWh/h de plus, on observe que plus souvent, un volume équivalent
d'approvisionnement supplémentaire impacte plus le prix que la demande supplémentaire, bien que
lorsque la demande supplémentaire ait un impact supérieur, l'impact est plus significatif en
comparaison avec ceux de l'approvisionnement supplémentaire........................................................ 50
Figure 32 : Lorsque l'on compare les différences de prix horaires lorsque l'on fournit 500 MWh/h de
plus et que l'on demande 500 MWh/h de plus, on observe que plus souvent, un volume équivalent
d'approvisionnement supplémentaire impacte plus le prix que la demande supplémentaire, bien que
lorsque la demande supplémentaire ait un impact supérieur, l'impact est plus significatif en
comparaison avec ceux de l'approvisionnement supplémentaire........................................................ 51
Figure 33 – La comparaison des variations de prix de base lorsque 50 MWh/h additionnels sont fournis
s et /ou demandés 50 MWh/h, indique que certains jours, les prix de base du dernier trimestre de 2016
136/142
pourraient sensiblement être impactés par de faibles volumes de demande et d'approvisionnement
supplémentaires. Soulignons que les changements de prix de base contre-intuitifs existent aussi, mais
sont moins importants en comparaison avec les changements de prix causés par des changements de
prix significatifs ...................................................................................................................................... 52
Figure 34 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité, par zone de dépôt des
offres dans la région CWE, a continué de baisser en 2016. La zone belge de dépôt des offres ainsi que
la zone française présentent les prix moyens les plus élevés ............................................................... 53
Figure 35 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead du charbon (CIF ARA) et du gaz (TTF)
affiche une diminution de prix des matières premières utilisées pour la production d'électricité par les
centrales à l'extrémité supérieure de la courbe de préférence en Allemagne et aux Pays-Bas
respectivement. Les prix du gaz ont baissé de près de 50 % depuis 2013, ce qui correspond à 38 % de
réduction des prix de gros néerlandais de l'électricité depuis 2013. Depuis 2013, les prix du charbon
ont baissé de 11 % et les prix de gros allemands de l'électricité ont diminué de 23 %. Ce phénomène
est souvent uniquement attribué à l'intégration des sources d'énergie renouvelables, la diminution des
prix de gros de l'électricité pourrait être plus significativement impactée par les évolutions des prix des
matières premières ............................................................................................................................... 54
Figure 36 : La moyenne mensuelle des prix de gros day-ahead de l'électricité par zone de dépôt des
offres dans la région CWE montre que des prix extrêmement hauts sont apparus de septembre à
décembre 2016. L'année 2016 est également la première année depuis 2012 où les prix dans la zone
allemande de dépôt des offres ont été plus élevés à la fin de l'année qu'au début. L'indisponibilité des
centrales nucléaires en Belgique et en France explique l'augmentation de prix en fin de l'année ...... 55
Figure 37 : La volatilité des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des offres
montre que les pics de prix horaires ne se sont pas produits plus souvent que d'habitude (turquoise).
Des prix élevés pendant plusieurs jours ou heures se sont toutefois présentés plus souvent ............ 56
Figure 38 : La volatilité, en journée, des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de
dépôt des offres, moyennés sur des périodes quotidiennes et mensuelles, indique que les centrales
flexibles ont principalement eu des opportunités d'arbitrage pendant les mois d'octobre et novembre
2016 ....................................................................................................................................................... 56
Figure 39 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de
dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE affiche la plus forte
occurrence de convergence complète des prix depuis 2013. La divergence complète des prix a pour la
première fois dépassé 50 % depuis les observations. Les convergences de prix entre la zone belge de
dépôt des offres et d'une part uniquement la zone française de dépôt des offres et d'autre part
uniquement la zone hollandaise de dépôt des offres, ont atteint la fréquence la plus basse depuis le
début des observations ......................................................................................................................... 57
Figure 40 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de
dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE indique qu'il existe
fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge
et française ............................................................................................................................................ 58
Figure 41 : La convergence complète des prix (écart de prix < 0,01 €/MWh) entre la zone belge de
dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique que le
dernier trimestre de 2016 a enregistré une divergence de prix fréquente .......................................... 58
Figure 42 : La convergence de prix approximative (écart de prix < 1 €/MWh) entre la zone belge de
dépôt des offres et les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE en 2016 indique qu'il existe
fréquemment une différence de prix de moins de 1 €/MWh entre les zones de dépôt des offres belge
et française ............................................................................................................................................ 59
Figure 43 : La valeur totale de tous les contrats conclus sur le marché de gros day-ahead de l'électricité
pour la fourniture en Belgique a baissé depuis l'an dernier pour atteindre un niveau équivalent à celui
observé en 2008 et pendant la période allant de 2012 à 2014 ............................................................ 60
137/142
Figure 44 : Les volumes horaires moyens des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés
et échangés ont fortement baissé à partir de décembre 2015 et jusqu'en août 2016. Depuis septembre
2016, le volume échangé et acheté a sensiblement augmenté pour enregistrer des niveaux observés
depuis 2007, à un taux supérieur au volume vendu sur la même période ........................................... 61
Figure 45 : La moyenne annuelle des prix des produits de gros intraday et day-ahead des produits
électriques, y compris l'erreur absolue entre les deux, indique que de grandes différences peuvent
intervenir. Les différences positives et négatives sont assez équivalentes .......................................... 62
Figure 46 : Le nombre d'heures pendant lesquelles un prix de gros intraday de l'électricité peut être
calculé sur la base de données d'échange actuelles a fortement augmenté au fil du temps .............. 63
Figure 47 : Les prix moyens annuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour
une fourniture en Belgique, par année d'échange, ont baissé en 2016. Notons que le prix des produits
électriques de gros year-ahead échangés en 2016 a servi de meilleure prédiction du prix de l'électricité
de gros day-ahead en 2017. Puisque sa valeur est inférieure au prix de gros day-ahead de l'électricité
en 2016, le marché s'attend à ce que les prix de gros de l'électricité baissent encore en 2017 .......... 64
Figure 48 : Les prix moyens mensuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour
livraison en Belgique, par mois d'échange, indiquent que les prix de tous les produits considérés ont
visuellement été corrélés en 2016. Le prix de gros year-ahead de l'électricité a néanmoins commencé
à augmenter avant les augmentations de prix observées avec d'autres produits électriques de gros 65
Figure 49 : Les prix moyens mensuels pour les produits électriques de gros à long terme échangés pour
la fourniture en Belgique, par mois de fourniture, montrent une évolution similaire dans le dernier
trimestre de 2016 avec de faibles niveaux de prix des produits énergétiques de gros quarter-ahead et
des niveaux de prix élevés des produits énergétiques de gros day-ahead et month-ahead ................ 66
Figure 50 : Les Clean Spark Spread d'une TGV avec une efficacité comprise entre 47 % et 53 %, pour la
fourniture en baseload dans la zone belge de dépôt des offres en utilisant le calendrier des produits
énergétiques de gros pour fourniture en 2017 et des produits trimestriels pour fourniture durant le
premier trimestre de 2017, sont positifs de septembre à novembre. En 2016, les Clean Spark Spreads
pour fourniture en Belgique durant le premier trimestre de 2017 étaient positifs ............................. 67
Figure 51 : Les prix moyens mensuels de gros year-ahead de l'énergie négociés pour la fourniture dans
chaque zone de dépôt des offres dans la région CWE, par mois d'échanges, illustrent que les prix ont
commencé à augmenter dans toutes les zones de dépôt des offres depuis le début de l'année 2016,
avant que les problèmes des centrales nucléaires en France ne soient rendus publics en mai. À la fin
du mois de décembre 2016, les prix moyens mensuels de gros year-ahead de l'électricité dans les zones
de dépôt des offres française, belge et hollandaise ont convergé ....................................................... 68
Figure 52 : Carte du réseau de transmission belge ............................................................................... 72
Figure 53 : Illustration du Flow Based Market Coupling dans le cas non congestionné. La combinaison
des Net Exchange Positions (NEP) qui maximise la fonction objective du bien-être social se situe dans
le domaine basé sur le flux. La convergence totale des prix entre les différentes zones de prix est
atteinte .................................................................................................................................................. 77
Figure 54 : Illustration du Flow Based Market Coupling dans le cas congestionné. La combinaison des
Net Exchange Positions qui maximise la fonction objective du bien-être social se situe en dehors du
domaine basé sur le flux. L'optimisation cherche la solution dans le domaine basé sur le flux qui est la
plus proche de ce maximum, touchant une (ou plusieurs) contrainte(s) du réseau. Ce sont les branches
critiques actives - arrêts critiques (CBCO) pour cette heure. Il n'y a pas de convergence de prix
complète. Le prix virtuel (€/MW) associé au CBCO actif reflète la perte marginale du bien-être social
résultant de la limitation de l'échange transfrontalier. ........................................................................ 78
Figure 55 : L'inclusion des LTA assure une adéquation financière pour la rémunération des détenteurs
de capacité à long terme en augmentant le domaine basé sur le flux si le domaine basé sur le flux n'est
pas assez grand pour couvrir toutes les capacités allouées à long terme (domaine des LTA) ............. 80
Figure 56 : Positions nettes moyennes mensuelles et échanges interzonaux dans la CWE en day-ahead
avant et après l'introduction du FBMC le 21/05/2015 ......................................................................... 82
138/142
Figure 57 : Positions nettes moyennes mensuelles et échanges interzonaux dans la CWE en day-ahead
+ long terme avant et après l'introduction du FBMC le 21/05/2015 .................................................... 82
Figure 58 : Évolution au cours de 6 années des échanges interzonaux de la CWE sur le long terme (LT)
et le marché day-ahead (DA) par rapport à l'écart de prix maximal moyen au sein de la région CWE,
évaluée pour toutes les heures (haut) et pour toutes les heures de congestion (bas) ........................ 84
Figure 59 : Valeurs mensuelles maximales, moyennes et minimales du volume transfrontalier de la
CWE (day-ahead + long terme) pour 2011 – 2016. La ligne verticale indique le début du FBMC pour le
couplage de marchés day-ahead ........................................................................................................... 84
Figure 60 : Valeurs horaires des échanges interzonaux au sein de la CWE (DA + LT) en fonction de l'écart
de prix maximal avant et après l'introduction du FBMC. Les heures avec des écarts de prix supérieurs
à 200 €/MWh ne sont pas illustrées...................................................................................................... 85
Figure 61 : Occurrence de combinaison de positions nettes des volumes day-ahead au sein de la CWE
(B : Belgique, N : Pays-Bas, F : France, D : Allemagne/Autriche/Lux et i : importation, e : exportation)
avec le nombre d'heures de congestion et les volumes transfrontaliers CWE moyens (toutes les heures
et les heures de congestion uniquement). Les directions du marché plus probables présentent
généralement un volume transfrontalier CWE moyen supérieur. Toutes les directions, sauf pour celle
où la France et l'Allemagne exportent vers la Belgique et vers les Pays-Bas (Bi-Ni-Fe-De), pâtissent
beaucoup de la congestion. .................................................................................................................. 88
Figure 62 : Pendant 50 % du temps, le résultat du marché basé sur les flux était limité par des CBCO
avec une RAM inférieure à 30 % de Fmax. Dans 26 % du temps, la RAM était inférieure à 10 % de Fmax.
............................................................................................................................................................... 89
Figure 63 : Nombre d'heures pendant lequel le marché s'est équilibré dans une certaine direction
(ligne) et une répartition du nombre total de CBCO actifs (barres) dans les CBCO transfrontaliers, les
CBCO internes et les contraintes externes. La direction du marché est définie par la combinaison des
positions nettes de la Belgique (B), de la France (F), des Pays-Bas (N) et de
l'Allemagne/Autriche/Luxembourg (D) avec les importations (i) et les exportations (e). Le nombre total
d'heures pendant lequel le marché s'est équilibré dans une certaine direction est indiqué par la ligne
(#heures). .............................................................................................................................................. 91
Figure 64 : Moyenne des caractéristiques et occurrence des branches critiques transfrontalières,
classées par le nombre d'heures actives. La hauteur de la barre correspond à la capacité de ligne
thermique moyenne (Fmax). La marge disponible pour les échanges interzonaux day-ahead (RAM)
découle de cette capacité de ligne totale après déduction du pré-chargement (Fref') et de la marge de
fiabilité du flux (FRM). Sur certaines de ces lignes transfrontalières, la RAM était réduite ou accrue par
une variable d'ajustement du flux (FAV) positive ou négative. Les marqueurs indiquent le nombre
d'heures de congestion (« comptage »). ............................................................................................... 92
Figure 65 : Moyenne des caractéristiques et occurrence du top 20 des branches critiques internes,
classées par le nombre d'heures actives. La hauteur de la barre correspond à la capacité de ligne
moyenne, c'est-à-dire à la capacité de ligne thermique (Fmax), y compris l'augmentation de capacité
virtuelle par inclusion des LTA. La marge disponible pour les échanges interzonaux day-ahead (RAM)
découle de cette capacité de ligne totale après déduction du pré-chargement (Fref') et de la marge de
fiabilité du flux (FRM). La première lettre du nom de la branche critique indique sa localisation zonale
(D : Allemagne/Autriche/Luxembourg, B : Belgique, N : Pays-Bas, F : France). Les marqueurs indiquent
le nombre d'heures de congestion (« comptage »). ............................................................................. 93
Figure 66 : Les mêmes informations que dans la figure ci-dessus, présentées différemment. Nous
observons que les 5 CBCO internes actifs d'Amprion (points rouges) inclus dans la liste du Top 20
présentent une RAM moyenne inférieure ou légèrement supérieure à 10 %. Sur la base des données
de suivi du NRA, les quatre CBCOs encerclés ont été ajoutés après le lancement du FBMC ............... 94
Figure 67 : Valeur moyenne et occurrence de la contrainte externe pendant l'activité (21/05/2015-
31/12/2016). La valeur introduite pour le couplage de marchés day-ahead tient compte des droits à
139/142
long terme nominés (ci-après désignés par Fref). Les marqueurs indiquent le nombre d'heures pendant
lequel la contrainte était active (anglais : « count »). ........................................................................... 95
Figure 68 : Les enchères concernant la capacité mensuelle d'IMPORTATION à long terme à la frontière
française (dessus) et à la frontière hollandaise (dessous). Les barres grises illustrent les volumes vendus
aux enchères (MW), la ligne bleue l'écart de prix moyen mensuel à chaque frontière dans la direction
donnée, la ligne orange le prix du droit de transfert. Plus les prix des enchères sont corrélés à l'écart
de prix réellement réalisé, plus le marché a été en mesure d'anticiper la situation du marché. La ligne
jaune représente l'indice HHI, qui est une mesure de la compétitivité du marché en tant que fonction
du nombre d'acteurs du marché participant à l'enchère...................................................................... 98
Figure 69 : Les enchères concernant la capacité mensuelle d'EXPORTATION à long terme à la frontière
française (dessus) et à la frontière hollandaise (dessous). Les barres grises illustrent les volumes vendus
aux enchères (MW), la ligne bleue l'écart de prix moyen mensuel à chaque frontière dans la direction
donnée, la ligne orange le prix du droit de transfert. Plus les prix des enchères sont corrélés à l'écart
de prix réellement réalisé, plus le marché a été en mesure d'anticiper la situation du marché. La ligne
jaune représente l'indice HHI, qui est une mesure de la compétitivité du marché en tant que fonction
du nombre d'acteurs du marché participant à l'enchère...................................................................... 99
Figure 70 : Position moyenne mensuelle belge nette day-ahead (barre), position nette des exportations
maximales (ligne +), et position nette des importations maximales (ligne -) en 2016. ...................... 101
Figure 71 : Position moyenne mensuelle belge nette day-ahead (barre), position nette des exportations
maximales (ligne +), et position nette des importations maximales (ligne -) de 2011 à 2016. .......... 101
Figure 72 : Les valeurs moyennes mensuelles des nominations d'exportations intraday (Exp-ID), des
nominations d'importations i intraday (Imp-ID) et de la position nette intraday qui en résulte (Net-ID)
pour l'année 2016. .............................................................................................................................. 103
Figure 73 : Évolution sur dix ans des nominations d'exportations et d'importations moyennes
mensuelles sur le marché intraday et de la position nette d'exportation qui en résulte. .................. 103
Figure 74 : Position nette d'exportation intraday maximale (Max du Net-ID) et position nette
d'importation intraday maximale (Min du Net-ID) pour 2016. Les valeurs moyennes illustrées à la
Figure 72 sont ajoutées à titre de comparaison. En janvier, une position nette intraday a atteint un
niveau record en 10 ans de +1.969 MW (cf. aussi Figure 75). ............................................................ 104
Figure 75 : Évolution en 10 ans des nominations d'exportations moyennes mensuelles (Exp-ID), des
nominations d'importations (Imp-ID) et de la position nette intraday qui en résulte (Net-ID). ........ 104
Figure 76 : Volumes importés et exportés sur les marchés à long terme (LT), day-ahead (DA) et intraday
(ID). ...................................................................................................................................................... 105
Figure 77 : Rentes de congestion par frontière et par direction. En ce qui concerne les données avec le
FBMC, les valeurs correspondent aux revenus de congestion totaux générés aux frontières belges avant
les reventes. Les valeurs n'illustrent pas comment les revenus sont distribués parmi les détenteurs de
droits de transfert à long terme d'une part, et les GRT des zones de dépôt des offres concernées d'autre
part. ..................................................................................................................................................... 106
Figure 78 : Flux physiques à la frontière nord (dessus) et à la frontière sud (dessous). Les valeurs
positives indiquent les flux physiques dans la direction nord-sud. En 2016, les valeurs enregistrées ont
été relevées aux deux frontières et dans les deux directions. ............................................................ 107
Figure 79 : Moyenne mensuelle, flux de transit nets maximal et minimal en Belgique. En 2016, des
valeurs record ont été enregistrées dans les deux directions, les valeurs les plus élevées ayant été
atteintes dans la direction sud-nord. En 2016, les flux de transit étaient principalement orientés sud-
nord en été, lorsque la France exportait, et principalement orientés nord-sud en hiver, lorsque la
France importait. ................................................................................................................................. 108
Figure 80 : Flux mensuels de bouclage moyen maximum et, minimum traversant la Belgique, prévus
en J-2. Les valeurs positives indiquent des flux de bouclage dans la direction nord-sud. .................. 110
140/142
Figure 81 : L'histogramme des flux de bouclage traversant la Belgique (05/2015 - 12/2016) illustre une
distribution gaussienne avec une moyenne de +873 MW et un écart-type de 514 MW. Les valeurs
positives indiquent des flux de bouclage dans la direction nord-sud. ................................................ 111
Figure 82 : Prix day-ahead belges versus flux de bouclage J-2 pour toutes les heures dans la période de
suivi juillet 2015 à décembre 2016. Les flux de bouclage positifs indiquent des flux physiques traversant
le réseau belge du nord vers le sud. Des pics de prix supérieurs à 100 €/MWh ont uniquement été
observés lorsque les flux de bouclage J-2 à travers la Belgique étaient supérieurs à 1.000 MWh/h. 111
Figure 83 : Prix de réservation mensuel moyen FCR et aFRR en 2016 ................................................ 113
Figure 84 : Valeur mensuelle du prix moyen du FCR et de l'aFRR, ainsi que du clean spark spread la
veille de l'enchère en 2015 et 2016 .................................................................................................... 114
Figure 85 : Prix pour les volumes de FCR achetés sur la plateforme .................................................. 115
Figure 86 : Prix moyens de la réservation mFRR pour 2016 ............................................................... 116
Figure 87 : Volumes d'enchères mensuels attribués aux produits mFRR en 2016 ............................. 117
Figure 88 : Tarifs d'équilibrage moyens et prix day-ahead ................................................................. 118
Figure 89 : Écart-type des tarifs d'équilibrage et du prix du marché day-ahead ................................ 119
Figure 90 : Coefficient de variation des tarifs d'équilibrage et des prix du marché day-ahead ......... 120
Figure 91 : Énergie d'équilibrage activée par type de produit ............................................................ 121
Figure 92 : Parts de l'énergie d'équilibrage activée par type de produit ............................................ 122
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8.4. LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1 : Bilan énergétique du réseau Elia de 2007 à 2016 (GWh) ................................................... 11
Tableau 2 : Caractéristiques d'une voiture particulière électrique typique ......................................... 16
Tableau 3 : Consommation électrique et capacité de stockage de la batterie en fonction du nombre de
voitures particulières électriques .......................................................................................................... 16
Tableau 4 : Charge du réseau Elia (TWh) et demandes d'électricité (MW – 1/4h) entre 2007 et 2016 23
Tableau 5 : Électricité d'origine solaire produite en 2013-2016. .......................................................... 30
Tableau 6 : Évolution de la capacité de production par type de combustible (GW) ............................ 36
Tableau 7 : Évolution de l'électricité produite par type de combustible (TWh) ................................... 37
Tableau 8 : Évolution de la capacité de production par ARP (GW) ....................................................... 37
Tableau 9 : Évolution de l'électricité produite par ARP (TWh) .............................................................. 37
Tableau 10 : Propriété des centrales nucléaires ................................................................................... 38
Tableau 11 : Aperçu des principales TGV en Belgique .......................................................................... 39
Tableau 12 : Aperçu des principales TGV en Belgique .......................................................................... 41
Tableau 13 : La moyenne annuelle des prix de gros day-ahead mensuels du marché de l'électricité de
base dans la zone de dépôt des offres belge, en termes nominaux, affiche une baisse de prix de 5,14
€/MWh entre 2007 et 2016. En termes réels, le prix de la matière première électricité a baissé de 10,62
€/MWh, soit plus du double de la baisse du prix nominal .................................................................... 53
Tableau 14 : L'histogramme des prix de gros day-ahead de l'électricité dans la zone belge de dépôt des
offres illustre une plus grande fréquence de prix, supérieure à 80 €/MWh. Près de 60 % du temps, les
prix horaires se situent entre 20 €/MWh et 40 €/MWh, ce qui représente un changement important
par rapport aux histogrammes observés depuis 2010 .......................................................................... 54
Tableau 15 : Les volumes totaux des produits énergétiques de gros day-ahead vendus, achetés,
échangés, importés et exportés (le tout exprimé en TWh), y compris le taux de résiliation annuel et la
valeur totale des contrats conclus ........................................................................................................ 59
Tableau 16 : Les volumes totaux annuels des produits électriques de gros intraday montrent que les
échanges énergétiques transfrontaliers représentent une part significative de tous les échanges. La
moyenne annuelle des prix des produits électriques intraday et day-ahead illustre qu'ils ont en
moyenne été convergents pendant toute la période observée ........................................................... 61
Tableau 17 : Les prix moyens annuels de gros year-ahead de l'énergie négociés pour la fourniture dans
chaque zone de dépôt des offres dans la région CWE, par année d'échange, et la différence relative
entre ces prix en Belgique avec les autres zones de dépôt des offres dans la région CWE, affichent en
2016 une contraction de l'écart de prix entre les contrats à terme avec fourniture en Belgique et dans
les autres zones de dépôt des offres de la région CWE. Cela illustre également que les prix en Allemagne
soient 20 % plus bas que ceux en Belgique ........................................................................................... 68
Tableau 18 : Aperçu des lignes d'interconnexion aux frontières belgo-française (BE-FR) et belgo-
hollandaise (BE-NL) ainsi que la capacité d'interconnexion nominale qui en découle en N et N-1, en
tenant compte de la capacité des Phase Shift Transformers (PST) sur les interconnecteurs belgo-
hollandais. Le Dynamic Line Rating (DLR) est utilisé pour prédire la capacité de ligne thermique hour-
ahead (DLR-1h) et two-days ahead (DLR-60h). (*) Il s'agit d'une approche simplifiée du calcul N-1 qui
ne tient pas compte de la redistribution des flux ................................................................................. 73
Tableau 19 : Moyenne des prix d'équilibre du marché day-ahead dans les quatre zones de dépôt des
offres de la CWE pour les heures sans et avec congestion ................................................................... 86
Tableau 20 : Position nette moyenne (day-ahead + long terme) dans les quatre zones de dépôt des
offres de la CWE pour les heures sans et avec congestion ................................................................... 86
Tableau 21 : Fréquence et impact de la congestion pour les différents résultats du marché en termes
de perte de bien-être social (prix virtuel) et d'échanges transfrontaliers commerciaux de la CWE (CWE
XB Vol) dans le day-ahead et le long terme (DA + LT). .......................................................................... 87
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Tableau 22 : Aperçu des CBCO actifs groupés par type pour la période (21/05/2015 – 31/12/2016 :
14.185 heures). Notons que dans 30 % du temps de congestion, il y avait plus d'une contrainte active.
............................................................................................................................................................... 89
Tableau 23 : Occurrence et caractéristiques des CBCO actifs sur lesquels l'inclusion des LTA a été
appliquée, évaluées sur la période de suivi (21/05/2015-31/12/2016). .............................................. 90
Tableau 24 : Capacités d'importation et d'exportation à long terme annuelles (MW), droits de
transmission (€/MW) et revenus qui en résultent (€) à la frontière avec la France et les Pays-Bas. ... 96
Tableau 25 : Volume des importations (-) ou des exportations (+) nettes annuelles sur le marché day-
ahead de la CWE. De 2011 à 2015, la position nette des importations de la Belgique a fortement
augmenté. En 2016, la position nette des importations n'était toutefois que de 6,4 TWh, soit une valeur
similaire à 2012. La principale différence avec 2015 était que la France est devenue un importateur
net. Notons que le volume total des échanges transfrontaliers en 2015 et 2016 était inférieur qu'au
cours des trois années précédentes. ................................................................................................... 100
Tableau 26 : Les positions moyennes annuelles nettes intraday pour toutes les heures (Net-ID), pour
toutes les heures avec une position nette intraday d'exportation (Exp-ID) et une position nette intraday
d'importation (Imp-ID) sont reprises dans les trois premières colonnes. La contribution relative des
échanges interzonaux intraday dans les volumes d'exportation et d'importation totaux est reprise dans
les deux dernières colonnes. ............................................................................................................... 102
Tableau 27 : Part des marchés à long terme (LT), day-ahead (DA) et intraday (ID) dans les exportations
et les importations d'électricité belges. .............................................................................................. 105
Tableau 28 : Moyenne des flux de transit via la Belgique de 2007 à 2016. Les flux de transit en 2016
étaient supérieurs à ceux de 2015, aussi bien dans le sens nord-sud que dans le sens sud-nord.
Soulignons que depuis 2015, avec le FBMC, les flux de transit sont calculés à partir de la combinaison
des positions nettes d'échanges zonales, tandis que dans l'ATC, ils étaient calculés à partir des
échanges commerciaux zone à zone individuels. Avec le FBMC, les échanges commerciaux zone à zone
individuels ne peuvent pas être définis uniquement. ......................................................................... 109
Tableau 29 : Positions nettes moyennes mensuelles des 4 zones de dépôt des offres de la CWE en 2016
découlant des échanges commerciaux à long terme et day-ahead de la CWE. En 2016, la Belgique
assurait des importations nettes tous les mois, à l'exception du mois d'août. En décembre, les volumes
d'importation nets étaient inférieurs, malgré les volumes d'exportation plus élevés depuis les Pays-Bas
- en raison d'une position d'exportation réduite de la zone de dépôt des offres allemande et d'une
position d'importation accrue de la zone de dépôt des offres française............................................ 109
Tableau 30 : Types de réserves à acheter par Elia pour 2016 ............................................................. 118