plan wathelet pour l'électricité

27 juin 2012

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Le système électrique belge à la croisée des chemins :

une nouvelle politique énergétique pour réussir la transition

Sommaire Préambule ............................................................................................................................................... 2

Executive Summary ................................................................................................................................. 3

I. L’électricité : un bien de première nécessité, un produit spécifique .............................................. 4

II. Un système électrique en transition ............................................................................................... 5

1) De nouveaux défis : la libéralisation et la production renouvelable ........................................... 5

2) Des objectifs précis mais pas de voie claire pour y mener ......................................................... 7

3) La situation en Europe : des solutions divergentes à des problèmes similaires. ........................ 8

III. Le cas de la Belgique : un problème d’adéquation et de flexibilité .......................................... 10

IV. Une nouvelle politique énergétique belge basée sur des choix positifs ................................... 15

1) Un plan pour assurer la sécurité d’approvisionnement à court terme .................................... 16

i. Un mécanisme de sécurité transitoire lorsque des mises à l’arrêt menacent la sécurité

d’approvisionnement .................................................................................................................... 17

ii. Un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à

disposition du marché d’une tranche nucléaire............................................................................ 25

iii. Appel d’offre pour des nouvelles capacités de production à base de gaz. ........................... 28

2) Une vision et des outils pour l’avenir à développer dès aujourd’hui........................................ 31

i. Développer les interconnexions ............................................................................................ 31

ii. Gestion de la demande ......................................................................................................... 34

iii. Stockage ................................................................................................................................ 35

iv. Meilleure intégration du renouvelable et des unités incompressibles au réseau ................ 36

v. Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires ........................................ 38

vi. Mettre en place un véritable monitoring du marché............................................................ 38

vii. Simplifier les procédures administratives ......................................................................... 39

V. Annexes ......................................................................................................................................... 40

1) Les contrats interruptibles ........................................................................................................ 40

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Préambule

Ce document constitue le résultat des consultations, analyses et travaux menés avec l’aide de mon

cabinet entre décembre 2011 et juin 2012.

Il donne, dans le prolongement de l’accord de gouvernement du 1er

décembre 2011, une vision en

matière de sécurité d’approvisionnement en électricité à court, moyen et long terme. L’accord de

gouvernement prévoit que :

« Le Gouvernement élaborera, sans délai et au plus tard dans les six mois après son installation, un

plan d’équipement en nouvelles capacités de production d’énergies diversifiées permettant d’assurer

de façon crédible l’approvisionnement électrique du pays à court, moyen et long terme.

Dans cette perspective, en toute transparence et dans le respect des règles de concurrence, le

Gouvernement s’assurera auprès des acteurs et des investisseurs potentiels de l’effectivité de la mise

sur le réseau de ces nouvelles capacités de production dans des délais compatibles à la fois avec la

fermeture des centrales nucléaires et avec la croissance prévisible de la consommation énergétique.

En fonction de l’agenda de mise sur le réseau de ces nouvelles capacités, les dates définitives de

fermeture des centrales nucléaires seront précisées par le Gouvernement.

Ledit plan d’équipement fera l’objet d’un monitoring et le cas échéant d’appels d’offre du

Gouvernement. Les sites pour de nouvelles unités seront sélectionnés avec les Régions, afin

d’accélérer les procédures, notamment en examinant la mise à disposition de sites inoccupés. »

Ce document trace également un chemin vers un nouveau modèle électrique basé sur une

contribution de plus en plus importante du renouvelable qui implique :

- le développement de capacités de production flexibles en complément des capacités

renouvelables ;

- une action tournée aussi vers d’autres outils, innovants, qui ne sont plus basés exclusivement

sur la notion de production (gestion de la demande, stockage, interconnexions, etc.).

Sa mise en œuvre est pour moi priorité absolue. Elle devra se faire de manière progressive, sur base

des consultations nécessaires et dans le respect des partenaires du gouvernement et des règles

inhérentes à son fonctionnement.

Melchior WATHELET, Secrétaire d’Etat à l’Energie

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Executive Summary

L’électricité est un bien de première nécessité spécifique (offre doit être égale à demande)

Système électrique en pleine mutation : libéralisation + production renouvelable intermittente et

décentralisée

Trois objectifs pour le système électrique : sécurité d’approvisionnement, prix, environnement.

Développement production renouvelable exige des capacités flexibles et de back-up (gaz)

Incertitudes sur rentabilité des centrales gaz en raison du rapport prix gaz – prix électricité et de

l’influence de la production nucléaire et intermittente sur la production de ces centrales.

Deux difficultés en Belgique : Adéquation (manque jusque 2000 MW à l’horizon 2017 et 4800 MW

sans recours/dépendance aux importations) en raison des fermetures potentielles pour raisons

juridiques, environnementales ou économiques.et flexibilité en raison des unités incompressibles

(risque de surproduction jusque 3000 MW)

Plan court terme indispensable dynamique et constitué de mesures complémentaires qui respecte le

marché, renforce la concurrence, garanti l’approvisionnement, limite les coûts, favorise les

investissements, et ce qu’elles que soient les évolutions des paramètres comme la demande.

• Prolongation de dix ans d’une tranche nucléaire (Doel 1&2 ou Tihange 1) qui sera mise à

disposition du marché

• Inscription dans la loi du calendrier définitif de sortie du nucléaire avec adaptation aux

contraintes hivernales (fermeture définitive des centrales fixées au mois d’avril/fin de l’hiver) et

suppression de la possibilité de dérogation par Arrêté Royal (article 9 de la loi de 31 janvier

2003).

• Meilleur encadrement des fermetures définitives (mise à disposition du marché et si nécessaire

réserve stratégique) et temporaires (possibilité d’activation en cas de force majeure)

• Appel d’offres pour concrétiser les investissements en nouvelles capacités de production gaz

Nécessité d’une vision à long terme : Système électrique en pleine mutation, nécessité de capacités

gaz flexibles pour accompagner le renouvelable mais une politique axée que sur la production ne

suffit plus. Il faut agir dans les domaines suivants :

• Les interconnexions

• La gestion de la demande

• Le stockage

• Une meilleure intégration du renouvelable

• Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires

• La mise en place d’un monitoring permanent de la sécurité d’approvisionnement

• La simplification des procédures administratives

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I. L’électricité : un bien de première nécessité, un produit

spécifique

L’électricité est un bien de première nécessité pour le fonctionnement d’un Etat et d’une rare

complexité. Cela explique l’attention particulière qui lui est accordée par les pouvoirs publics et peut

justifier, en cas de nécessité, une intervention de ceux-ci. Mais l’électricité doit par ailleurs répondre

aux règles de marché et de concurrence ; les intérêts et décisions des acteurs privés doivent donc

être respectés.

L’électricité est devenue un bien de première nécessité pour les citoyens, les services, les industries.

Les télécommunications, les transports publics, les soins de santé, les activités de production, etc.,

sont dépendants à des degrés divers d’un approvisionnement électrique. La disponibilité de

l’électricité est donc une donnée fondamentale pour le bon fonctionnement d’une société et son prix

a des impacts en termes de pouvoir d’achat et de compétitivité.

L’électricité est transportée du producteur vers le consommateur par un réseau de lignes aériennes

et de câbles souterrains. Ce réseau doit en permanence être à l’équilibre (et ce, à une fréquence

devant constamment être la plus proche possible de 50 hertz, niveau à respecter à l’échelle

européenne vu l’interconnexion entre tous les réseaux de transport européens). Ceci signifie que

l’offre (qui est définie par les opérateurs mais aussi par les conditions de production comme

l’intensité de vent et de soleil) doit en permanence être égale à la demande (qui fluctue sans cesse et

connaît des périodes de pointe généralement en fin de journée). Si l’offre diffère trop fortement de

la demande, un déséquilibre se créée, qui peut mener à un effet sur la fréquence (à la hausse si trop

d’offre ou à la baisse si pas assez). Si la fréquence oscille de manière trop importante (en centièmes

d’Hertz), des éléments connectés au réseau déclenchent, engendrant des oscillations plus

importantes sur la fréquence, engendrant des déclenchements plus importants, etc. Un cercle

pervers peut s’installer en quelques secondes, pouvant mener rapidement à un déclenchement

général, c’est-à-dire à un black-out. Cette exigence d’équilibre est rendue d’autant plus

contraignante qu’à l’heure actuelle, aucune solution de stockage de masse de l’électricité n’a été

trouvée. S’il existe bien des solutions qui peuvent s’apparenter à du stockage comme les stations de

pompage-turbinage (Coo et Plate-taille en Belgique), celles-ci restent limitées en capacité et en

flexibilité.

L’électricité est donc effectivement un produit spécifique :

- tout le monde en a besoin, chacun dans des proportions et à des moments différents, qui

peuvent varier d’un jour à l’autre en fonction des activités, des conditions météorologiques,

etc. ; - des contraintes techniques imposent que dès que la demande d’électricité augmente (des

milliers de personnes qui rentrent chez eux à la même heure) des capacités de production

équivalentes puissent être mises en marche quasi-immédiatement. Et, à l’inverse, quand la

demande diminue (nuit, week-end), il faut également être capable d’arrêter des capacités de

production équivalentes.

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II. Un système électrique en transition

1) De nouveaux défis : la libéralisation et la production renouvelable

Le système électrique belge est, comme tous les systèmes en Europe, influencer par deux lames de

fonds :

- la libéralisation

- le développement de la production à partir de sources d’énergie renouvelables.

Les premières bases de la libéralisation ont été posées par la directive 96/92/EG du Parlement

européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant les règles communes pour le marché

intérieur de l’électricité. La directive 2003/54/CE et la directive 2009/72/CE ont confirmé la volonté

européenne de poursuivre ce processus de libéralisation.

Ce mouvement de libéralisation choisi par l’Europe avait comme objectif d’ouvrir les marchés

dominé par des grands groupes monopolistiques afin de permettre une réelle concurrence. Cette

concurrence était supposée mener à la formation de prix « justes » (c’est-à-dire représentatifs des

coûts) tout en assurant que les investissements nécessaires à la sécurité d’approvisionnement soient

réalisés par le marché.

En théorie, une libéralisation réussie doit donc permettre de rencontrer deux grands objectifs :

- des prix représentatifs des coûts et donc les plus accessibles possibles pour les

consommateurs résidentiels (pouvoir d’achat), PME et consommateurs industriels

(compétitivité) ;

- la sécurité d’approvisionnement par le maintien de l’adéquation entre les capacités de

production et la demande (moyenne et de pointe) en électricité.

Le développement du recours à la production d’électricité renouvelable trouve son origine dans

deux phénomènes :

- historiquement, les premières bases ont été posées par les chocs pétroliers de 1973 et 1979

qui ont fait prendre conscience aux pays importateurs d’énergie fossile1 (principalement de

pétrole) du risque de faire dépendre leur sécurité d’approvisionnement de ressources

primaires dont ils ne disposent pas. Si ces événements auront surtout mis en avant la notion

de diversification (des sources d’approvisionnement et des ressources), ils ont également

donné du crédit aux notions d’énergie renouvelable et d’efficacité énergétique.

- Plus récemment, la montée de la préoccupation climatique (et, dans une moindre mesure, le

débat sur l’épuisement des réserves en énergie fossile comme la notion de « pic pétrolier »)

a donné un coup d’accélérateur au développement de la production électrique à base

d’énergies renouvelables en raison notamment de leur faible impact en termes d’émissions

de gaz à effet de serre.

1 Les principales énergies fossiles sont le pétrole, le gaz et le charbon.

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L’Europe a fait de la production d’électricité renouvelable un objectif prioritaire avec l’adoption de la

directive 2001/77/CE relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie

renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité. L’adoption en décembre 2008 du paquet

« énergie-climat » (appelé également paquet 20-20-202) a fixé un objectif de 20% d’énergie

renouvelable dans le mix énergétique à l’horizon 2020, objectif qui doit être atteint en grande partie

par la production d’électricité. Cela se traduit par un objectif contraignant pour chaque Etat-Membre

(13% pour la Belgique) et l’adoption en 2009 de la directive 2009/28/CE relative à la promotion de

l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables.

Si des règles et obligations environnementales existaient déjà au préalable, notamment en matière

de rejet de polluants, le système électrique se voit maintenant clairement attribuer un objectif

supplémentaire, celui de protection de l’environnement et de réduction des émissions de gaz à effet

de serre (de décarbonisation).

2 20% de réduction des émissions de gaz à effet de serre, 20% de renouvelable dans la consommation

d’énergie, et 20% d’efficacité énergétique supplémentaire à l’horizon 2020.

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2) Des objectifs précis mais pas de voie claire pour y mener

Le système électrique a donc dû évoluer, en quelques décennies à peine, d’un système régulé qui

n’avait pour seul objectif que d’assurer la sécurité d’approvisionnement vers un système libéralisé

devant, en plus d’assurer la sécurité d’approvisionnement, offrir des prix justes et transparents et

assurer la transition vers un système de production renouvelable et décarbonisé. Le triangle

« approvisionnement – prix – environnement » est devenu le paradigme central du système

électrique en Europe.

Pour atteindre cet objectif, l’Europe a choisi deux voies différentes :

- une voie qu’on pourrait qualifier de « libérale » : la libéralisation du marché où des acteurs

privés se substituent progressivement à d’anciens grands blocs liés aux autorités publiques et

où des marchés ouverts et interconnectés se substituent à des marchés fermés et nationaux ;

- une voie « interventionniste » : la fixation d’objectifs contraignants comme le

développement d’un type de production (le renouvelable) et la mise en place de mécanismes

de subventionnement pour atteindre ces objectifs.

La question énergétique est devenue d’une grande complexité, les objectifs, les acteurs, les moyens

d’actions et les contraintes se sont multipliés. Chaque acteur du marché (pouvoirs publics,

producteurs, gestionnaires de réseaux, fournisseurs, traders, consommateurs, organes de régulation,

etc.) agit en fonction des objectifs qu’il poursuit et en tenant compte des moyens d’actions et des

contraintes existantes.

Si les objectifs globaux sont clairement identifiés le manque de clarté est en revanche total sur les

moyens à mettre en œuvre pour réussir cette transition et la coordination au niveau européen est

largement insuffisante.

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3) La situation en Europe : des solutions divergentes à des problèmes

similaires.

Dans tous les pays européens, et particulièrement dans les pays de la plaque CWE3 qui forment avec

la Belgique un marché et un système électriques de plus en plus interconnectés, on retrouve les

mêmes préoccupations : comment atteindre un bon équilibre entre les trois éléments du nouveau

paradigme électrique : la sécurité d’approvisionnement, les prix justes et transparents (en ce inclut la

protection des consommateurs), le respect de l’environnement et la décarbonisation.

Aucun pays n’a jusqu’à présent trouvé cet équilibre.

- Beaucoup de pays sont en train de glisser d’une situation d’excédents de production vers un

risque de sous-capacités (France, Allemagne, Grande-Bretagne). Les Pays-Bas, qui ont eu la

chance de connaître, juste avant la crise économique de 2008, plusieurs décisions fermes

d’investissement, font l’exception et disposent à l’heure actuelle d’excédents de capacités de

production.

- La transparence des prix est difficile à atteindre.

- La libéralisation progresse à des rythmes et selon des modèles différents.

- Le développement de la production renouvelable requiert des systèmes de soutien

spécifiques qui divergent fortement d’un pays à l’autre et font pour la plupart actuellement

l’objet de réflexions et réformes.

Les défis rencontrés sont similaires.

- L’augmentation de la production décentralisée (notamment renouvelable) nécessite une

adaptation et des investissements importants dans les réseaux de transport et de

distribution qui ont été conçus sur base d’un système centralisé autour de grosses unités de

production.

- Le développement des sources de production intermittentes complexifie la gestion du

système électrique en introduisant dans le système un élément d’incertitude : on n’a pas de

maîtrise sur le vent ou le soleil. Pour ces installations, ce ne sont plus l’opérateur ni la

demande qui décide quand l’électricité est produite, c’est la capacité de produire qui est

l’élément déterminant.

- La production des unités thermiques classiques est influencée par la priorité dont dispose le

renouvelable (priorité accordée par la législation européenne et priorité de fait liée au faible

coût marginal de ces unités). Les unités classiques, indispensables pour couvrir la demande

notamment quand les conditions météorologiques ne permettent pas une production

renouvelable significative, doivent donc atteindre leur rentabilité en ayant plus d’incertitudes

sur leur niveau de production.

- La libéralisation et l’ouverture du marché ont dilué la responsabilité de la sécurité

d’approvisionnement entre plusieurs acteurs dont ce n’est pas forcément l’objectif principal.

3 Central West Europe : Benelux, France, Allemagne

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Les Etats partagent les mêmes interrogations.

- La capacité du marché à rencontrer de manière continue l’objectif de sécurité

d’approvisionnement est mise en doute. De plus en plus de pays s’orientent vers des

mécanismes de soutien aux capacités. Dans ce cadre, d’autres mécanismes que la

construction de capacités sont également étudiés voire soutenus pour adresser le défi de la

sécurité d’approvisionnement, comme la gestion de la demande (demand side management)

et le développement des interconnexions.

- La question de la contribution des énergies renouvelables aux objectifs de sécurité

d’approvisionnement et à des prix justes et transparents se pose également, sans toutefois

que cela ne remette en cause la nécessité de développer le recours à ces énergies. Au-delà

de la production renouvelable elle-même, c’est surtout l’impact des mécanismes de soutien

qui est analysé et on assiste à des adaptations de ces mécanismes.

Malgré la similitude des défis rencontrés, le mouvement d’harmonisation européen (interconnexions

des réseaux et des marchés, objectifs énergétiques contraignants, processus de libéralisation)

s’accompagne de grandes disparités nationales (niveaux de libéralisation et d’ouverture différents

d’un pays à l’autre, absence de concertation sur les choix nationaux de mixte énergétique, mise en

œuvre de mécanismes de soutien aux capacités renouvelables ou classiques différents et sans

concertation).

Plus globalement se pose la question de savoir si la libéralisation du marché est, seule, à même de

permettre la réalisation des trois objectifs « sécurité d’approvisionnement – prix – environnement ».

Le processus de libéralisation est trop jeune et la multiplication des objectifs trop récente que pour

pouvoir répondre à cette question. Mais deux constats paraissent indiscutables au vu des évolutions

dans les différents pays :

- le marché ne permet pas à l’heure actuelle de remplir les trois objectifs ;

- une plus forte harmonisation politique est nécessaire au niveau européen car le

mouvement d’interconnexion des réseaux est indispensable pour pouvoir gérer un parc de

production de plus en plus intermittent et doit s’accompagner d’une harmonisation des

règles et mécanismes.

En tout état de cause, le système électrique européen est en pleine transition et, en l’absence ou

dans l’attente d’une véritable politique énergétique européenne, chaque Etat essaie de trouver sa

recette pour réussir au mieux cette transition.

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III. Le cas de la Belgique : un problème d’adéquation et de flexibilité

La Belgique est à un tournant de son histoire électrique.

En effet, alors qu’elle fait face aux mêmes défis que les pays limitrophes, à savoir comment assurer

l’équilibre entre les objectifs de sécurité d’approvisionnement, de prix et de protection de

l’environnement dans un système électrique en pleine évolution de par la libéralisation et les

objectifs environnementaux contraignants, la Belgique doit en outre concrétiser le processus de

sortie du nucléaire inscrit dans la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire

à des fins de production industrielle d'électricité.

Cette loi fixe la durée de vie des réacteurs nucléaires en Belgique à 40 ans et prévoit notamment la

fermeture d’environ 1800 MW de capacité nucléaire en 2015 (trois réacteurs : Doel 1, Doel 2 et

Tihange 1), selon le calendrier de sortie suivant :

- Doel 1 (433 MW) : 15 février 2015

- Tihange 1 (962 MW) : le 1er octobre 2015

- Doel 2 (433 MW) : le 1er décembre 2015

- Doel 3 (1006 MW) : le 1er octobre 2022

- Tihange 2 (1008 MW) : le 1er février 2023

- Doel 4 (1038 MW) : le 1er juillet 2025

- Tihange 3 (1046 MW) : le 1er septembre 2025

Plusieurs études récentes (Rapport du Groupe GEMIX de septembre 20094, Etudes de la CREG de juin

20115 et d’octobre 2011

6) ont mis en évidence des difficultés potentielles pour le système électrique

belge (interconnexions y comprises) de couvrir à tout moment la demande d’électricité,

particulièrement lors des pics de consommations. De telles difficultés ont également été identifiées

pour le marché CWE, à l’exception des Pays-Bas, par un rapport7 Entso-E

8 en décembre 2011.

4 Quel mix énergétique idéal pour la Belgique aux horizons 2020 et 2030 ?

5 Etude (F)110616-CDC-1074 relative aux besoins en capacité de production d'électricité en Belgique pendant la

période 2011-2020 6 Etude (F)111013-CDC-1113 relative à la capacité de production d'électricité installée en Belgique en 2010 et

son évolution 7 An Overview of System Adequacy : Winter Outlook report 2011/2012 and Summer Review 2011, Entso-E

8 European Network of Transmission System Operators for Electricity : rassemble les gestionnaires de réseau de

transport d’électricité européens.

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FIGURE 1 : ANALYSE DES BESOINS D’IMPORTATION PAR PAYS EN CAS DE CONDITIONS SÉVÈRES9

Pour disposer d’une analyse la plus à jour possible de la situation belge, l’administration fédérale de

l’Energie a réalisé fin 2011-début 2012 une mise à jour du répertoire sur les capacités de production

afin notamment de connaître les intentions des producteurs en termes de déclassements et les

décisions en matière de nouveaux investissements. Cette approche, basée sur des intentions et des

décisions d’opérateurs plutôt que sur des projections, se veut complémentaire aux exercices déjà

réalisés (études prospectives électricité, GEMIX, CREG, projections et objectifs régionaux). La volonté

était de disposer d’une photographie de l’évolution attendue du parc de production belge à court

terme (2012-2017) dans un scénario business-as-usual.

Cette étude10

, dont les principaux enseignements sont repris ci-dessous, confirme les risques qui

pèsent sur la sécurité d’approvisionnement en Belgique et permet d’estimer précisément les besoins

en la matière pour les cinq années qui viennent.

9 An Overview of System Adequacy : Winter Outlook report 2011/2012 and Summer Review 2011, Entso-E, p.

17. 10

Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017, DG Energie, Juin 2012.

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Sur la période 2012-2017, les capacités de productions installées en Belgique ne permettent pas de

couvrir la demande de pointe à partir de 2014, voire 2013 en cas de croissance de la demande. Le

manque se renforce année après année jusqu’à une fourchette de 2500 à 4500 MW en 2017.

TABLEAU 1: ADÉQUATION EN CHARGE DE POINTE SELON LE MODÈLE DÉTERMINISTE (MW)11

Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017

STABLE

(2010) - 383 - 317 1 411 3 017 3 026 3 495

LOW -1% - 670 - 744 844 2 311 2 184 2 518

SUP +1% - 94 120 1 995 3 751 3 912 4 533

Vert : la charge de pointe est couverte par les capacités disponibles en l’absence de toute production

renouvelable.

Jaune – orange : les capacités disponibles ne parviennent pas à satisfaire la charge de pointe en l’absence

de production renouvelable.

Le modèle probabiliste, sans importation mais avec renouvelable, donne des résultats similaires.

L’écart à couvrir par les importations apparaît dès 2014 (entre 1600 et 2400 MW) et se renforce

jusqu’en 2017 (entre 2000 et 4800 MW12)

TABLEAU 2: ADÉQUATION SELON LE MODÈLE PROBABILISTE, SANS IMPORTATION ET AVEC RENOUVELABLE (MW)13

Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017

STABLE

(2010) 800 400 2 000 3 200 3 200 3 600

LOW-1% 400 0 1 600 2 800 2 400 2 800

SUP+1% 800 800 2 400 4 000 4 000 4 800

Vert : les capacités disponibles sont suffisantes pour respecter un LOLE14

de 16 h.

Jaune – orange : les capacités disponibles sont insuffisantes pour respecter un LOLE de 16 h. Sans

importation, les capacités manquantes en moyenne sont celles mentionnées.

A l’exception d’un scénario supposant une baisse de la demande d’électricité de 1% par an entre

2012 et 2017, la sécurité d’approvisionnement ne peut pas être garantie sur toute la période 2012-

2017, même en prenant en compte la production renouvelable et les importations, comme l’indique

le tableau suivant. La sécurité d’approvisionnement ne peut plus être assurée dès 2015 (besoin

estimé entre 800 MW en cas de demande stable et 1200 MW en cas de hausse de la demande de 1%

par an) et la situation se dégrade jusqu’en 2017 (manque estimé de 1200 à 2000 MW).

11

Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017, DG Energie, Juin 2012 12

La différence entre les 4500 MW mentionnés au premier tiret et les 4800 MW mentionnés au 2e tiret

s’explique par la différence de modèle utilisé. En effet, le modèle déterministe n’intègre pas les probabilités

(production renouvelable, incident, maintenance, etc.) au contraire du modèle probabiliste. 13


LOLE :Loss Of Load Expectation : Espérance mathématique du nombre d’heures de défaillance, c’est-à-dire du

nombre d’heures par an durant lesquelles l’ensemble de la demande ne peut pas être couverte.

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TABLEAU 3: ADÉQUATION SELON LE MODÈLE PROBABILISTE, AVEC IMPORTATIONS ET RENOUVELABLE (MW)15

Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017

STABLE

(2010) 0 0 0 800 400 1 200

LOW-1% 0 0 0 0 0 0

SUP+1% 0 0 0 1 200 1 200 2 000

Vert : les capacités et les importations disponibles sont suffisantes pour respecter un LOLE de 3 h.

Jaune – orange : les capacités et les importations disponibles ne sont pas suffisantes pour respecter un LOLE

de 3 h. Les capacités manquantes en moyenne à mettre en service sont celles mentionnées.

Le rapport de la DG Energie met également en évidence un risque de surproduction en charge de

base (demande minimale) lorsque l’addition de la production renouvelable (qui dispose d’une

priorité sur le réseau) et de la production incompressible (unités must-run pour des raisons

financières, techniques ou de participation à l’équilibrage du réseau) dépasse de façon significative le

niveau de la demande :

- Il y a déjà une surcapacité lors de la charge de base, sans prendre en compte le renouvelable,

qui est comprise entre 2150 et 2400 MW en 2012. Elle reste stable jusqu’en 2014 et diminue

très fortement en 2015 (entre 110 et 735 MW en fonction d’évolution de la demande) et

n’évolue plus beaucoup jusque 2017 (entre -45 MW et 835 MW).

TABLEAU 4: ADÉQUATION EN CHARGE DE BASE SANS PRODUCTION RENOUVELABLE SELON LE MODÈLE DÉTERMINISTE

(MW)16

Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017

REF2010 2 282 2 288 2 016 428 418 410

LOW-1% 2 406 2 474 2 263 735 785 836

SUP+1% 2 156 2 098 1 761 108 32 -43

Jaune – orange : les capacités « must run » et « baseload » disponibles, en absence de toute production

renouvelable, dépassent la charge de base (excès de production).

Parme : les capacités « must run » et « baseload » disponibles, en l’absence de toute production

renouvelable, ne parviennent pas à assumer la charge de base

15


Idem

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- En prenant en compte la production renouvelable, le risque de surcapacité reste important

même après 2015 (entre 1150 et 2000 MW) et augmente jusque 2017 (entre 1750 et 2900

MW)

TABLEAU 5: ADÉQUATION DU « PARC INCOMPRESSIBLE » PAR LE MODÈLE PROBABILISTE (MW)17

Demande 2012 2013 2014 2015 2016 2017

REF2010 2 278 2 624 2 635 1 559 2 097 2 347

LOW-1% 2 441 2 868 2 958 1 961 2 577 2 904

SUP+1% 2 113 2 376 2 302 1 141 1 593 1 756

Orange : les capacités « incompressibles » sont supérieures à la demande (excès de production).

En l’état actuel des choses, la sécurité d’approvisionnement en Belgique est donc menacée à court

terme par un manque d’offre en cas de demande de pointe (problème d’adéquation) mais

également par un excédent d’offre en cas de demande minimale (problème d’incompressibilité du

parc, donc de manque de flexibilité).

Ces menaces sont renforcées à court terme, en ce qui concerne l’adéquation, par :

- les intentions, risques ou obligations de déclassement de capacités de production

thermiques classiques (gaz, charbon, fioul) pour des raisons environnementales (directive

sur les grandes installations de combustion18

) ou économiques (manque de rentabilité),

principalement en 2014 et dans une moindre mesure en 2017 ;

- la fermeture prévue de 1800 MW nucléaires en 2015.

En matière de surcapacité, la situation est influencée à court terme :

- dans le sens d’une réduction du risque de surcapacité par la fermeture de 1800 MW

nucléaire ;

- dans le sens d’une augmentation du risque par les décisions d’investissements en matière

de renouvelable, particulièrement en matière d’éolien.

17

Idem 18

Directive 2001/80/CE du Parlement Européen et du Conseil du 23 octobre 2001 relative à la limitation des

émissions de certains polluants dans l’atmosphère en provenance des grandes installations de combustion

27 juin 2012

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IV. Une nouvelle politique énergétique belge basée sur des choix

positifs

La photographie réalisée par l’administration de l’Energie confirme ce qui avait été mis en lumière

par d’autres études : de nouvelles mesures sont indispensables pour assurer la sécurité

d’approvisionnement à court terme. S’il est impératif d’agir rapidement, il est également

indispensable que les mesures s’insèrent dans une perspective de plus long terme, celle de la

transition vers un nouveau modèle énergétique articulé autour d’un système électrique plus

décentralisé, plus intermittent, plus flexible, plus interconnecté et plus intelligent (en termes de

gestion de la demande notamment).

Ces mesures devront également tenir compte des différents objectifs et responsabilités des acteurs

du marché et respecter les spécificités de chacun.

Elles ne pourront qu’être transitoires dans l’attente :

- soit d’un modèle de marché permettant de remplir les trois objectifs de sécurité

d’approvisionnement, de prix et de protection de l’environnement ;

- soit d’une politique énergétique européenne plus harmonisée qui complète le marché par

des mesures nécessaires à l’atteinte des trois objectifs précités.

Il est dès lors tout d’abord proposé de mettre en œuvre un plan permettant d’assurer la sécurité

d’approvisionnement à court terme, constitué de mesures qui devront être élaborées

prioritairement dans la deuxième moitié de l’année 2012 pour pouvoir entrer en vigueur le plus tôt

possible.

Il Ce plan court terme s’inscrit également dans une vision du futur système électrique et des moyens

à mettre en œuvre pour y parvenir. Cette vision doit permettre de stabiliser le marché de la

production en Belgique et de donner un signal clair à tous les intervenants sur la manière dont la

Belgique entend réussir la transition vers un nouveau système électrique.

27 juin 2012

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1) Un plan pour assurer la sécurité d’approvisionnement à court terme

A partir de 2015, le risque est grand que la sécurité d’approvisionnement ne puisse être assurée en

permanence par l’addition de notre production et des interconnexions. Il manque, selon l’analyse la

plus récente et sur base des intentions des producteurs (déclassements et investissements), jusque

1200 MW en 2015 pour ramener ce risque dans des proportions acceptables19

pour l’ensemble des

scénarios probables (c’est-à-dire notamment hors scénario « de crise » comme une vague de froid

longue et intense).

En matière électrique, 3 ans, c’est demain ! La construction de nouvelles capacités de production ou

de stockage, le développement des interconnexions, la mise en œuvre d’outils significatifs de gestion

de la demande, etc., sont des développements qui demandent plusieurs années avant de fournir

leurs premiers effets. Si l’on devait connaître un problème de sécurité d’approvisionnement à ce

jour, il faudrait probablement des années pour le résoudre. En matière de gestion du système

électrique, il est donc indispensable d’anticiper les évolutions futures.

D’ici à 2015-2017, on ne peut donc, pour réduire significativement le risque en matière de sécurité

d’approvisionnement, qu’agir sur les capacités déjà installées et sur les projets qui sont dans un

stade d’avancement suffisant.

S’agissant d’un plan de court terme, il doit répondre à plusieurs critères :

- il doit pouvoir entrer en vigueur le plus rapidement possible ;

- il doit être précis et ciblé afin notamment de ne pas perturber le marché ;

- le coût doit être limité, que ce soit pour le budget de l’Etat ou la facture des

consommateurs ;

- il ne doit pas entraver l’atteinte d’objectifs de plus long terme (décarbonisation,

augmentation de la concurrence, création d’un climat d’investissement favorable, marché

transparent et offrant des prix justes) mais au contraire aider à leur concrétisation.

Pour préserver la sécurité d’approvisionnement, un plan articulé autour de trois mécanismes est

proposé :

- un meilleur encadrement des mises à l’arrêt définitives et temporaires de capacité afin

qu’elles ne mettent pas en danger la sécurité d’approvisionnement ;

- un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à

disposition du marché d’une tranche nucléaire prolongée ;

- le recours à la procédure d’appel d’offres, prévue dans la législation belge20

et

européenne21

, afin d’assurer la réalisation effective de nouvelles capacités de production.

19

Ce qui ne signifie pas que la Belgique serait « auto-suffisante » en matière d’électricité. 20

Article 5 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité. 21

Article 8 de la directive 2009/72/ce du parlement européen et du conseil du 13 juillet 2009 concernant des

règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE

27 juin 2012

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i. Un mécanisme de sécurité transitoire lorsque des mises à l’arrêt menacent la

sécurité d’approvisionnement

Comme le souligne le gestionnaire du réseau de transport, dans un marché libéralisé, « des

investissements dans de la capacité de production supplémentaire sont initiés par des pics de prix (un

cycle “boom” qui est la conséquence d’une période préalable de sous-investissements). Il y a donc un

laps de temps de plusieurs années entre le signal du marché (indiquant qu’il faut des

investissements supplémentaires dans de la capacité de production) et la réaction des acteurs du

marché et la mise en service de nouvelles unités. Ce signal du marché suscite souvent une réaction

des acteurs du marché qui mène à un surinvestissement (cycle “bust” à prix bas, qui annulent les

décisions d’investissement), parce qu’ils tentent tous de préserver leur part du marché. »22

Ce temps de réaction lié au signal prix est accentué, en ce qui concerne l’électricité, par le temps

nécessaire à la construction de nouvelles capacités de production (obtention des permis pour la

construction et les raccordements, recours éventuels, temps de construction, etc.). A titre

d’exemple, la construction d’une centrale électrique au gaz prend environ trois ans, auquel il faut

rajouter jusqu’à trois ans pour l’obtention des permis et des autorisations. Dès lors, on considère

qu’il faut entre quatre et six ans pour la réalisation d’un tel projet.

De plus, en matière d’électricité, le « signal prix » peut être influencé ou rendu moins lisible par la

spécificité du produit électricité dont la demande est très variable et par des phénomènes tels que le

développement de sources de production qui répondent à d’autres critères qu’exclusivement le

signal prix (conditions météorologiques et mécanismes de soutien). A cela s’ajoute le fait que le prix

des matières premières (par exemple le gaz) évolue de manière indépendante et en répondant à

d’autres facteurs que le prix du produit final (l’électricité).

Tous ces éléments peuvent conduire les producteurs à vouloir mettre des unités de production à

l’arrêt alors qu’elles restent nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionnement dans l’attente

de la réalisation de nouveaux investissements. Si on ne peut pas forcer un opérateur privé à

maintenir sans compensation une unité de production dont il n’arrive plus à couvrir les coûts – cela

aurait de plus un impact négatif sur le climat d’investissement –, il est légitime de prévoir, si

nécessaire, un mécanisme permettant de maintenir ces unités disponibles tant qu’elles sont

indispensables à la sécurité d’approvisionnement.

En ligne avec l’article 4bis de la loi électricité, un producteur doit rester libre de décider de la mise à

l’arrêt temporaire ou définitive d’une unité de production. Cette décision est de son seul ressort et il

n’a pas besoin de la justifier. En d’autres termes, le producteur est libre de décider si, oui ou non, une

unité de production a sa place sur le marché et dans son parc de production. Il est proposé qu’une

nouvelle règlementation mette en place deux mécanismes (un pour les mises à l’arrêt définitive et

un pour les mises à l’arrêt temporaire) qui permettent, lorsqu’un producteur décide de mettre une

unité de production hors marché, de veiller à ce que cette unité reste disponible, pour une période

limitée et dans des cas bien précis, tant qu’un risque trop important menace la sécurité

22

Point de vue d’ELIA concernant le projet d’étude sur les perspectives d’approvisionnement en électricité 2008-

2017. Consultation du gestionnaire de réseau en application de l’article 3 de la loi sur l’électricité du 29 avril

1999. ELIA, 3 avril 2009, p. 16.

27 juin 2012

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d’approvisionnement et que de nouvelles capacités de production ne comblent pas encore ce

risque. Ces mécanismes doivent être temporaires, ciblés, transparents, stables, ne pas créer d’effets

d’aubaine et couvrir les éventuels coûts induits pour les acteurs concernés, en particulier les

producteurs.

En cas de mise à l’arrêt définitive : introduction d’un mécanisme de mise à disposition du

marché et d’un système de réserve stratégique.

Lorsqu’un producteur manifeste l’intention de mettre à l’arrêt définitivement une unité de

production, il envisage une décision irréversible de retrait de cette unité du marché. Pour autant,

cette décision de retrait n’est pas prise par le marché dans son ensemble mais bien par un

producteur individuel. Afin d’éviter qu’une décision individuelle mène au déclassement d’une unité

qui serait encore utile au marché, il est proposé qu’après la communication de l’intention d’une

mise à l’arrêt définitive, l’unité de production soit offerte au marché par exemple par une mise aux

enchères. Dès lors, si un ou plusieurs autres acteurs du marché sont intéressés par la reprise de cette

unité, ils pourront chacun faire offre. Le producteur ayant l’intention de mettre définitivement à

l’arrêt une unité ne pourra refuser une offre qui sera jugée cohérente par rapport à l’ensemble des

coûts du passif social, environnemental et technique directement liés à l’outil en question. Un tel

mécanisme permet de maintenir des unités de production qui sont encore adaptées au marché sans

coût pour l’Etat ni le consommateur et en ayant un effet positif sur le renforcement de la

concurrence sur le marché de la production.

Dans le cas où la mise au marché ne permet pas d’aboutir au maintien de cette unité de production,

il convient de prévoir la possibilité de maintenir cette unité en service pour une période

déterminée si cela est indispensable pour maintenir la sécurité d’approvisionnement, dans

l’attente de l’arrivée de nouveaux moyens de production. Dans ce cas de figure, l’unité de production

peut, par décision ministérielle, être incluse pour une période renouvelable dans un système de

« réserve stratégique ».

Cette mise en réserve stratégique signifie que, pendant cette période, le producteur doit maintenir

son unité de production en état de produire (entretien préventif et curatif, contrat

d’approvisionnement en combustible, personnel, etc.). Il devra en outre offrir l’activation de son

unité à un prix prédéterminé, à tout le moins sur le marché de balancing23

, et éventuellement sur les

marchés day-ahead ou intraday (la décision sera prise sur base d’analyse approfondie des impacts

positifs et négatifs d’une participation sur ces marchés).

Le gestionnaire du réseau s’assurera de sa disponibilité effective, et vérifiera que l’unité a bien été

offerte dans le cadre du/des marchés concernés en vérifiant que :

- le cas échéant, l’unité a bien produit dans les cas où le prix de l’énergie sur ces marchés a

dépassé le prix prédéterminé ou

- l’unité a bien été offerte dans le cadre du marché de balancing.

23

Le balancing consiste en différents mécanismes opérés par le gestionnaire de réseau de transport afin

d’assurer l’équilibre du réseau en cas de déséquilibre entre production et consommation sur le réseau.

27 juin 2012

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Les critères d’activation seront transparents et permettront de rencontrer les problèmes

d’adéquation et/ou pics de prix. Ces critères maintiendront cette unité le plus longtemps possible

hors du marché afin de ne pas perturber celui-ci et on veillera à ce que les volumes offerts

perturbent le moins possible les signaux de prix sur le/les marché(s) concerné(s).

Le producteur sera compensé, pour sa participation à la réserve stratégique :

- par les revenus issus de l’activation de la centrale – aux prix résultant des conditions

d’activation imposées – sur le ou les marchés où elle sera amenée à participer ;

- par une rémunération qui couvrira ses coûts fixes strictement liés au maintien en activité de

l’unité, diminuée de la différence entre les revenus issus du tiret précédent et le prix

marginal d’activation réel de l’unité, et augmentée d’une marge équitable.

Des systèmes de « réserve stratégique » existent en Suède, Norvège, Finlande et Pologne. En

Suède, par exemple, la réserve stratégique est gérée par le gestionnaire de réseau de transport.

La Parlement a donné au gestionnaire la mission de se constituer une réserve stratégique, de

1795 MW en 2012. L’objectif est qu’elle soit diminuée à 750 MW à l’horizon 2020. Elle sert à faire

face à des conditions exceptionnelles, par exemple pendant les périodes d’hiver. Les unités de

réserve doivent être disponibles dans les 12 heures. Elles sont utilisées sur le marché day-ahead

si celui-ci n’arrive pas à l’équilibre.

Proposition de fonctionnement

La loi électricité sera adaptée afin de prévoir la procédure suivante :

1. Un producteur informe le gestionnaire du réseau de transport, la CREG et la DG Energie de sa

décision de mise à l’arrêt définitive d’une centrale.

2. Dans un délai court après réception de l’information par la DG Energie, celle-ci organise une

mise aux enchères de l’unité de production. La mise aux enchères est clôturée après un délai

de trois mois. Dans ce délai, et indépendamment de la procédure de mise aux enchères, le

gestionnaire du réseau de transport, la CREG et la DG Energie remettent chacun un avis au

Ministre de l’Energie sur l’impact de cette fermeture sur la sécurité d’approvisionnement en

Belgique.

3. Si à l’issue de la mise aux enchères, une ou plusieurs offres recevables ont été reçues, la

propriété et la gestion de l’unité de production sont transférées au meilleur candidat, auquel

cas la procédure s’arrête. En cas d’échec de la mise aux enchères, le Ministre prend, dans

les trois mois après la clôture de cette procédure, une décision sur la nécessité ou non de

maintenir cette unité en réserve stratégique. En l’absence de décision ou en cas de décision

négative, la mise à l’arrêt est considérée comme effective et la procédure s’arrête.

4. En cas de décision de mise en réserve stratégique, une concertation entre le gestionnaire du

réseau de transport et le producteur est menée. Cette concertation, à laquelle participe la

direction générale de l’énergie et la CREG avec un statut d’observateur, a pour objectif de

préparer un contrat de deux ans au titre de « participation à la réserve stratégique », qui,

préalablement à sa signature, sera soumis à l’approbation de la CREG. Ce contrat fixera,

conformément à la législation, les rôles et responsabilités des parties, leurs obligations, les

sanctions éventuelles, les modalités de la rémunération « cost + » accordée au producteur

tenant compte des coûts fixes induits par le maintien en activité et les paramètres et

conditions financières et techniques à prendre en compte pour l’activation de la centrale

ainsi qu’une marge équitable.

5. En cas d’impossibilité de conclure un tel contrat dans les troi

participation à la réserve stratégique sont imposées pour deux ans par arrêté

6. Six mois avant la fin de la période de

aux réserves stratégiques

gestionnaire du réseau de transport et

l’arrêté ministériel fixant pour une période de deux ans les conditions de participation à la

réserve stratégique), le gestio

remettent un avis au Ministre sur la nécessité

en réserve stratégique .

7. Dans les trois mois, le Ministre prend une décision sur le maintien ou non

réserve stratégique. Si la décision est négative, l’unité de production est mise à l’arrêt

définitivement. Si la décision est positive, la procédure pour parvenir à la conclusion d’un

contrat de deux ans de participation à la réserve stratégique e

des conditions par arrêté ministériel en cas d’échec).

Vision schématique

•Décision de mise à l'arrêt

(producteur)

•Mise aux enchères (DG Energie)

•Avis sur l'impact sur la sécurité d'approvisionnement (ELIA, CREG, DG Energie)

•Si résultat positif de la mise aux enchères, transfert de l'unité (proriété et gestion) à un opérateur privé

•Si échec de la mise aux enchères, décision sur la mise en réserve stratégique (Ministre)

•Si mise en réserve stratégique,

•Conclusion d'un contrat de deux ans (ELIA, CREG, Producteur) ou imposition des conditions par le Ministre si échec des discussions tripartites

•Après 18 mois, avis sur la nécessité de maintenir l'unité en réserve stratégique (ELIA, CREG, DG Energie)

•Décision sur le maintien en réserve stratégique

(Ministre)

sur 41


ainsi qu’une marge équitable.

En cas d’impossibilité de conclure un tel contrat dans les trois mois, les conditions de

participation à la réserve stratégique sont imposées pour deux ans par arrêté

Six mois avant la fin de la période de deux ans (soit 18 mois après le début de la participa

aux réserves stratégiques qui commence la jour de la conclusion du contrat entre le

gestionnaire du réseau de transport et le producteur ou à la date d’entrée en vigueur de


le gestionnaire du réseau de transport, la CREG et

avis au Ministre sur la nécessité ou non de prolonger l’inscription de

Dans les trois mois, le Ministre prend une décision sur le maintien ou non

Si la décision est négative, l’unité de production est mise à l’arrêt


contrat de deux ans de participation à la réserve stratégique est enclenchée (avec imposition

des conditions par arrêté ministériel en cas d’échec).

Décision de mise à l'arrêt

Mise aux enchères (DG Energie)

Avis sur l'impact sur la sécurité d'approvisionnement (ELIA, CREG, DG Energie)

Si résultat positif de la mise aux enchères, transfert de l'unité (proriété et gestion) à un opérateur privé

Si échec de la mise aux enchères, décision sur la mise en réserve stratégique (Ministre)

Si mise en réserve stratégique, discussions tripartites Elia, Creg, producteur

Conclusion d'un contrat de deux ans (ELIA, CREG, Producteur) ou imposition des conditions par le Ministre si échec des discussions tripartites

Après 18 mois, avis sur la nécessité de maintenir l'unité en réserve stratégique (ELIA, CREG, DG

Décision sur le maintien en réserve stratégique

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s mois, les conditions de

participation à la réserve stratégique sont imposées pour deux ans par arrêté ministériel.

mois après le début de la participation

nclusion du contrat entre le

le producteur ou à la date d’entrée en vigueur de


CREG et la DG Energie

prolonger l’inscription de ces unités

Dans les trois mois, le Ministre prend une décision sur le maintien ou non de l’unité en

Si la décision est négative, l’unité de production est mise à l’arrêt


st enclenchée (avec imposition

Avis sur l'impact sur la sécurité d'approvisionnement (ELIA, CREG, DG Energie)

Si résultat positif de la mise aux enchères, transfert de l'unité (proriété et gestion) à un opérateur privé

Si échec de la mise aux enchères, décision sur la mise en réserve stratégique (Ministre)

Conclusion d'un contrat de deux ans (ELIA, CREG, Producteur) ou imposition des conditions par le

Après 18 mois, avis sur la nécessité de maintenir l'unité en réserve stratégique (ELIA, CREG, DG

27 juin 2012

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Règles d’activation de la réserve stratégique

Les unités qui sont placées en réserve stratégique continuent d’être complètement opérées par les

producteurs mais leur activation répond à des règles préétablies dont le gestionnaire du réseau de

transport vérifie le respect. Ces règles maintiendront ces unités le plus longtemps possible hors du

marché afin de perturber celui-ci le moins possible, seront publiques et transparentes.

En d’autres termes, cette unité ne pourra plus être utilisée qu’en vertu de ces conditions d’activation

liée à la sécurité d’approvisionnement. De cette manière, les unités en réserve stratégique

perturberont le moins possible le fonctionnement normal du marché.

Coût de la mesure

Le gestionnaire du réseau de transport sera chargé de rémunérer le producteur sur base du contrat

conclu avec le producteur après approbation de la CREG ou des conditions imposées par le Ministre.

Ce contrat prévoira que la rémunération accordée au producteur couvrira ses couts fixes - définis

par le contrat ou les conditions imposées - induits par le maintien en activité de l’unité, diminuée de

la différence entre le prix d’activation prédéterminé et le prix marginal d’activation réel, et

augmentée de la marge équitable.

Les coûts supportés par le gestionnaire du réseau de transport seront considérés comme une

obligation de service public. Ils seront répercutés sur les prélèvements afin de socialiser la mesure, la

sécurité d’approvisionnement étant essentielle pour l’ensemble des consommateurs.

Le coût potentiel est limité car :

- les unités mises à l’arrêt ont généralement un coût marginal élevé (étant anciennes elles sont

moins efficaces) mais un coût fixe bas (elles sont amorties). Comme elles ne fonctionnent

qu’en ultime réserve, les coûts marginaux ne sont que rarement activés.

- Les réserves ne sont activées que lorsque la sécurité d’approvisionnement est menacée

et/ou que le niveau de prix a dépassé un certain seuil, ces deux phénomènes étant souvent

concomitant. Cela permet à l’unité de réserve de bénéficier d’un prix de revient élevé et

cette unité permet également de diminuer la tension sur le marché de l’électricité et donc

sur le niveau de prix.

- Le coût d’un tel mécanisme est évidemment largement inférieur au coût d’un éventuel

problème de sécurité d’approvisionnement.

- La réserve stratégique n’est alimentée que dans l’attente de nouveaux investissements et si

la mise aux enchères a échoué.

Mise en œuvre

La Belgique étant déjà dans une situation de forte tension entre l’offre et la demande d’électricité, le

mécanisme devrait entrer en vigueur au plus tôt pour éviter une aggravation de la situation. Ce

nouveau mécanisme d’encadrement des mises à l’arrêt définitives peut être utile chaque fois que

l’on se trouve dans un cycle de sous-investissement combiné à des déclassements. Dès lors, il peut

avoir un caractère permanent, sans pour autant que la réserve stratégique soit systématique

alimentée.

27 juin 2012

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En cas de mise à l’arrêt temporaire : une disponibilité obligatoire en cas de force majeure

La législation actuelle24

permet également aux producteurs de procéder à une mise à l’arrêt

temporaire de leur unité sous réserve d’une obligation d’information quinze mois au préalable.

Il est décidé de maintenir cette possibilité de mise à l’arrêt temporaire, pouvant être utile par

exemple quand un producteur estime qu’une unité de production n’est pas nécessaire/rentable

pendant une durée déterminée mais qu’elle redeviendra nécessaire/rentable après cette période,

mais de prévoir un système permettant d’éviter qu’en cas de menace pour la sécurité

d’approvisionnement, qu’en cas de force majeure, une unité reste indisponible alors qu’elle

pourrait rapidement être sortie de sa mise à l’arrêt temporaire et éviter un problème de sécurité

d’approvisionnement.

L’objectif est de maintenir la possibilité pour un producteur de mettre temporairement une unité de

production à l’arrêt et de lui permettre de prendre cette décision unilatéralement et sans devoir se

justifier. Par contre, il faut qu’en cas de force majeure (de menace pour la sécurité

d’approvisionnement), l’unité de production soit rendue disponible/opérationnelle dans un délai le

plus court possible afin d’éviter un problème de sécurité d’approvisionnement. Dans ce système,

l’unité restant disponible en cas de nécessité, le délai de l’obligation d’information pourrait être

fortement réduit tout en excluant des situations irrationnelles comme le début d’une mise à l’arrêt

temporaire à l’entrée de la période pendant laquelle se produisent les pics de consommation les plus

importants (l’hiver).


- Le producteur informe Elia, la CREG et la DG Energie de sa volonté de mettre à l’arrêt

temporairement une unité de production.

- Une concertation entre le gestionnaire du réseau de transport et le producteur est menée.

Cette concertation, à laquelle participe la direction générale de l’énergie et la CREG avec un

statut d’observateur, a pour objectif de préparer un contrat couvrant la période de mise à

l’arrêt temporaire qui, préalablement à sa signature, sera soumis à l’approbation de la CREG.

Ce contrat fixera, conformément à la législation, les rôles et responsabilités des parties, leurs

obligations (en ce compris le délai dans lequel l’unité doit être rendue opérationnelle), les

sanctions éventuelles, les modalités de la rémunération « cost + » accordée au producteur

tenant compte des coûts fixes induits par la remise en opération et les paramètres et

conditions financières et techniques à prendre en compte pour l’activation de la centrale.

- En cas d’impossibilité de conclure un tel contrat dans les trois mois, les conditions sont

imposées par arrêté ministériel.

Règle de disponibilité et d’activation

Dans le cas où l’on estime que, sur base des unités disponibles sur le réseau, des possibilités en

termes d’importation et de la réserve stratégique, la sécurité d’approvisionnement pourrait être

24

Article 4bis de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.

27 juin 2012

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menacée à court terme, les producteurs disposant d’unités mises temporairement à l’arrêt doivent

remettre leurs unités sur le réseau/en opération dans le délai fixé dans le contrat ou l’arrêté

ministériel. Les critères de déclenchement et d’arrêt de l’obligation de mise en opération sont

publics et transparents.

- Lorsqu’il reçoit une telle demande, le producteur a deux possibilités :

o soit il décide d’opérer et d’activer son unité conformément au marché. Il vend sa

production sur le marché ;

o soit il opère la centrale mais son activation répond à des règles préétablies dont le

gestionnaire du réseau de transport vérifie le respect. Dans ce cas, le producteur est

rémunéré pour les coûts de mise en opération de la centrale et pour le coût marginal

mais l’éventuel surplus est ristourné dans les tarifs de prélèvement du gestionnaire

de réseau de transport.

- Il est mis fin à l’obligation de disponibilité lorsque que la sécurité d’approvisionnement n’est

plus menacée. Soit l’unité de production retourne sous statut de mise à l’arrêt temporaire,

soit le producteur décide de mettre fin à la mise à l’arrêt temporaire et de garder son unité

sur le marché.

Le producteur peut, à tout moment, décider de mettre fin à la mise à l’arrêt temporaire de son unité

de production et la rendre à nouveau pour le marché. Le contrat ou l’arrêté ministériel devient alors

sans objet.

Coût de la mesure

Le gestionnaire du réseau de transport sera chargé de rémunérer le producteur qui aura fait le choix

de ne pas offrir son électricité directement au marché sur base du contrat conclu avec le producteur

après approbation de la CREG ou des conditions imposées par le Ministre. Ce contrat prévoira que la

rémunération accordée au producteur couvrira ses couts fixes - définis par le contrat ou les

conditions imposées - induits par la remise en opération de l’unité et ses coûts marginaux

d’activation, diminués des prix d’activation réels.

Les coûts supportés par le gestionnaire du réseau de transport seront considérés comme une

obligation de service public. Ils seront répercutés sur les prélèvements afin de socialiser la mesure, la

sécurité d’approvisionnement étant essentielle pour l’ensemble des consommateurs.

Cette intervention financière du gestionnaire de réseau de transport est peu probable car en cas de

risque sur la sécurité d’approvisionnement lié à une tension au niveau de l’offre, on peut s’attendre à

ce que les prix de l’électricité soient élevés et que ceux-ci permettent au producteur qui a été obligé

d’activer sa centrale d’au minimum couvrir ses coûts fixes et variables.

Le coût potentiel sera limité car :

- Seule la remise en opération est soutenue et exclusivement en cas de force majeure.

- Le coût de cette mise à disponibilité sera probablement couvert par la vente par le

producteur d’électricité à un prix de marché intéressant.

27 juin 2012

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Mise en œuvre/timing :

La Belgique étant déjà dans une situation de forte tension entre l’offre et la demande d’électricité, le

mécanisme devrait entrer le plus rapidement possible pour éviter une aggravation de la situation.

Ce nouveau mécanisme d’encadrement des mises à l’arrêt temporaires peut être utile chaque fois

que l’on se trouve dans un cycle de sous-investissement combiné à des déclassements. Dès lors, il

peut avoir un caractère permanent, sans pour autant qu’il soit systématiquement utilisé.

27 juin 2012

sur 41

ii. Un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné

de la mise à disposition du marché d’une tranche nucléaire

La fermeture de trois réacteurs nucléaires d’une capacité de 1800 MW à l’horizon 2015 serait un

élément positif en matière de gestion de l’incompressibilité du parc de production belge et des

risques de surproduction et de surtension sur le réseau qui y sont liés. A contrario, la perte de cette

capacité constitue une difficulté supplémentaire en termes d’adéquation entre l’offre et la demande

d’électricité et renforce les risques de manquer d’électricité lors de pics de consommation. Ce

constat est renforcé par le fait que des nouvelles capacités de production ne pourront pas être mises

en service à l’horizon 2015.

Conformément à l’accord de gouvernement, le calendrier de sortie du nucléaire tel qu’inscrit dans la

loi du 31 janvier 2003 doit être respecté au maximum. Il est toutefois trop abrupt que pour pouvoir,

au vu de la situation actuelle et des délais de construction de nouvelles capacités de production,

assurer la sécurité d’approvisionnement. Le calendrier de sortie ne tient en outre pas compte de la

nécessité de disposer, en hiver, de capacités de production pour faire face à l’augmentation de la

demande d’électricité, en fixant certaines dates de fermeture juste avant le début de la période de

froid.

La présence, dans la loi de sortie du nucléaire, d’une possibilité de déroger au calendrier de sortie du

nucléaire par arrêté royal25

a créé dans le marché une confusion en ce qui concerne la volonté du

législateur de réellement appliquer ce calendrier.

Dès lors, il est proposé de définir dans la loi un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et

mieux adapté.

Calendrier de sortie du nucléaire

Il est proposé de prolonger de dix ans, sous condition de l’acceptation par l’AFCN26

, une tranche

nucléaire (soit Tihange 1, soit Doel 1 et 2). Ceci permettra d’initier la sortie du nucléaire en fermant

une première tranche en 2015 tout en n’aggravant pas de manière excessive le risque de sous-

capacité de production. Le calendrier de sortie suivant permettrait de tenir compte de la nécessité de

garantir la sécurité d’approvisionnement et de la logique consistant à fermer les réacteurs nucléaires

juste après l’hiver qui est la période de l’année où la consommation est la plus importante :

- 1er

avril 2016 : Fermeture de Doel 1 et 2 (au lieu de février-décembre 2015) ou de Tihange 1

(au lieu d’octobre 2015)

- 1er

avril 2022 : fermeture de Doel 3 (au lieu du 1er octobre 2022)

- 1er

avril 2023 : fermeture de Tihange 2 (au lieu du 1er février 2023)

- 1er

avril 2025 : fermeture de Doel 1et 2 ou de Tihange 1, fermeture de Doel 4 (au lieu le 1er

juillet 2025) et de Tihange 3 (au lieu du 1er

septembre 2025)

25

« Art. 9. En cas de menace pour la sécurité d'approvisionnement en matière d'électricité, le Roi peut, par

arrêté royal délibéré en Conseil des Ministres, après avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du

Gaz, prendre les mesures nécessaires, sans préjudice des articles 3 à 7 de cette loi, sauf en cas de force majeure.

Cet avis portera notamment sur l'incidence de l'évolution des prix de production sur la sécurité

d'approvisionnement. » 26

Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire

A titre d’exemple, le graphique

premiers réacteurs, est maximal au cours de l’hiver 2015

est plus importante en raison notamment

FIGURE 2 : DÉCLASSEMENTS NUCLÉAIRES EN

Mise à disposition du marché d’une tranche nucléaire

Afin de permettre un renforcement de la concurrence et d’éviter que le nouveau calendrier de sortie

ait un impact déstabilisateur sur le fonctionnement du marché

vie serait prolongée de dix ans

jusqu’à l’arrêt de sa production.

L’opérateur de la centrale sera rémunéré

investissements de sûreté) augmenté d’une marge équitable (cost

ce mécanisme pourraient être

nouvelles capacités de production

production à base de gaz.).

Un tel mécanisme a déjà été utilisé à plusieurs reprises en Europe, notamment pour répondre à des

recommandations de la commission européenne (en Fran

27

Source : Observatoire de l’Energie

sur 41

graphique ci-dessous illustre que l’effet du calendrier actuel

est maximal au cours de l’hiver 2015-2016, à un moment où la consommation

notamment de la baisse des températures.

RES EN 2015 SELON LA LOI DU 31 JANVIER 200327

Mise à disposition du marché d’une tranche nucléaire


un impact déstabilisateur sur le fonctionnement du marché, la tranche nucléaire dont la durée de

prolongée de dix ans serait mise à disposition du marché à partir du 1

L’opérateur de la centrale sera rémunéré à un prix couvrant ses coûts (en ce compris les

investissements de sûreté) augmenté d’une marge équitable (cost +). Les éventuels revenus

pourraient être affectés au financement du mécanisme d’appel d’offre

tés de production (section iii. Appel d’offre pour des nouvelles capacités de


recommandations de la commission européenne (en France par exemple).

: Observatoire de l’Energie

27 juin 2012

l’effet du calendrier actuel, pour les trois

, à un moment où la consommation


nche nucléaire dont la durée de

à partir du 1er

janvier 2015 et

à un prix couvrant ses coûts (en ce compris les

éventuels revenus tirés de

au financement du mécanisme d’appel d’offres pour de

Appel d’offre pour des nouvelles capacités de


27 juin 2012

sur 41

Mise en œuvre/timing

- La loi du 31 janvier 2003 sera modifiée dans les meilleurs délais pour y inclure le calendrier

définitif de sortie du nucléaire. L’article 9 qui permet de déroger au calendrier de sortie par

arrêté royal sera supprimé afin d’affirmer le caractère définitif du calendrier de sortie du

nucléaire.

- Le mécanisme de mise à disposition sera transcrit dans une loi.

Impact budgétaire

L’impact budgétaire pourrait être positif pour l’Etat s’il existe une différence entre la rémunération

équitable accordée à l’opérateur nucléaire et le prix de mise à disposition du marché.

Ces moyens seraient utilisés prioritairement pour financer le mécanisme d’appel d’offres pour les

nouvelles capacités de production.

L’accord de gouvernement prévoit de porter le montant du prélèvement de la rente nucléaire à

hauteur d’environ 550 millions d’euro dès 2012. La méthode de prélèvement devra s’adapter aux

décisions de fermer des capacités nucléaires et d’instaurer d’autres méthodes de neutralisation de la

rente nucléaire, telle que celle qui serait appliquée à partir de 2015 à la tranche nucléaire dont la

durée de vie est prolongée.

iii. Appel d’offre pour des nouvelles capacités de production

Six projets de nouvelles centrales à gaz de nouvelle génération

MW) sont pour l’instant bloqués

l’électricité et sur la rentabilisation de ces investissements sont considérées par les

projets comme trop importantes.

- A l’heure actuelle, les investisseurs estiment

centrales à gaz. Ce spark spread

produite par une centrale (influencé par le prix de marché de l’électricité) et les coûts de

production de cette centrale (influencés principalement par le prix du gaz).

- Avec le développement

d’évaluer le nombre d’heure où une centrale flexible sera nécessaire

manière compétitive à la demande. En effet, dans le

arrivent après la production renouvelable qui dispose d’une priorité d’accès au réseau, mais

également après les centrales dites

production inférieur (impact notamment de l’importance de la tranche nucléaire en

Belgique). Dès lors, les investisseurs présupposent qu’ils devront récupérer leurs coûts fixes

sur une production plus faible.

influencé par les performances des unités de production dans les pays limitrophes qu

contribuent à définir le coût de marché et donc le coût des importations, qui peut

inférieur au coût marginal

FIGURE 3 : EVOLUTION DU FONCTIONNEMENT

28

Source : Observatoire de l’Energie

sur 41

Appel d’offre pour des nouvelles capacités de production à base de gaz.

ales à gaz de nouvelle génération (représentant environ 12 TGV de 400

sont pour l’instant bloqués dans les cartons car les incertitudes qui pèsent sur le marché de

l’électricité et sur la rentabilisation de ces investissements sont considérées par les

projets comme trop importantes. Ces incertitudes sont principalement de deux ordres

A l’heure actuelle, les investisseurs estiment que le spark spread n’est pas favorable pour les

spark spread désigne la différence entre le prix de vente de l’électricité



Avec le développement de la production intermittente, il devient de plus en plus difficile

le nombre d’heure où une centrale flexible sera nécessaire

à la demande. En effet, dans le merit order, les centrales flexibles

rès la production renouvelable qui dispose d’une priorité d’accès au réseau, mais

également après les centrales dites must-run et/ou qui disposent d’un coût marginal de


que). Dès lors, les investisseurs présupposent qu’ils devront récupérer leurs coûts fixes

sur une production plus faible. Le nombre d’heure de fonctionnement est également

influencé par les performances des unités de production dans les pays limitrophes qu

contribuent à définir le coût de marché et donc le coût des importations, qui peut

inférieur au coût marginal d’une unité belge.

FONCTIONNEMENT A PLEINE PUISSANCE DU PARC BELGE

: Observatoire de l’Energie

27 juin 2012

à base de gaz.

(représentant environ 12 TGV de 400

dans les cartons car les incertitudes qui pèsent sur le marché de

l’électricité et sur la rentabilisation de ces investissements sont considérées par les porteurs de ces

principalement de deux ordres :

n’est pas favorable pour les

désigne la différence entre le prix de vente de l’électricité



production intermittente, il devient de plus en plus difficile

le nombre d’heure où une centrale flexible sera nécessaire pour répondre de

, les centrales flexibles

rès la production renouvelable qui dispose d’une priorité d’accès au réseau, mais

et/ou qui disposent d’un coût marginal de


que). Dès lors, les investisseurs présupposent qu’ils devront récupérer leurs coûts fixes

Le nombre d’heure de fonctionnement est également

influencé par les performances des unités de production dans les pays limitrophes qui

contribuent à définir le coût de marché et donc le coût des importations, qui peut être

BELGE28

27 juin 2012

sur 41

Dans un marché fonctionnant parfaitement, le spark spread devrait être à un niveau permettant de

couvrir les coûts des centrales flexibles et d’offrir une marge suffisante, même si leur production

diminue. Cela ne semble pas être le cas à l’heure actuelle.

Il est donc nécessaire d’analyser les raisons pour lesquelles le marché ne rémunère pas un type

d’unité (les centrales flexibles) qui devient de plus en plus nécessaire au vu de l’évolution du parc de

production (de plus en plus intermittent). Si on a certaines intuitions (les mécanismes de subvention

au renouvelable, la coexistence d’une production incompressible et intermittente, etc.), une telle

analyse est d’une grande complexité et dépasse le cadre des frontières belges.

Il est donc indispensable, dans l’attente d’une éventuelle adaptation du marché ou des règles

européennes le régissant, de mettre en place les conditions nécessaires et suffisantes à la réalisation

des investissements permettant de garantir la sécurité d’approvisionnement mais également de

moderniser notre parc de production afin de le rendre apte à relever les nouveaux défis du futur

système énergétique.

En Belgique, six projets sont dans les cartons, ce qui représente une opportunité à ne pas manquer.

En effet, non seulement ils sont déjà dans un stade avancé qui leur permettrait de produire leurs

premiers électrons à l’horizon 2016-2017 mais, de plus, il est possible de les mettre en concurrence

afin de calibrer au mieux la hauteur du soutien à apporter.

Il est dès lors proposé de lancer, sur base de l’article 5 de la loi du 29 avril 1999 relative à

l'organisation du marché de l'électricité, un appel d’offres afin d’offrir un support aux nouvelles

capacités de production, en assurant les investisseurs contre le risque d’un manque de rentabilité.

Ce mécanisme s’inspire notamment du système de Contracts for Difference contenu dans le draft

Energy Bill publié en mai 2012 par le Secrétaire d’Etat britannique à l’énergie et au climat.


- Les projets qui remporteront l’appel d’offre se verront offrir un rendement garanti ex post à

partir de leur mise en service pour une durée déterminée.

- Lorsque le rendement obtenu sur une année aura été inférieur au rendement garanti,

l’exploitant de la centrale recevra une compensation financière équivalente au missing

money. La CREG sera chargée d’évaluer le niveau de ce missing money et de vérifier que la

centrale est opérée conformément au marché.

- Le système de rendement garanti sera accordé sur base de l’appel d’offres en fonction du

niveau du rendement garanti demandé. Des critères supplémentaires pourraient être

introduits comme par exemple la capacité à participer à l’équilibrage du réseau, la date

attendue de début de production, la capacité nécessaire, etc.

- Le système de rendement sera accordé par arrêté royal délibéré en Conseil des Ministres,

après avis du gestionnaire du réseau de transport et de la CREG et sur base du résultat de

l’appel d’offres.

- L’attribution liera le/les producteur(s) et l’Etat belge

27 juin 2012

sur 41

Mise en œuvre / timing

- Le système de rendement garanti ne produira ses effets qu’à partir de la première année de

production mais sera attribué le plus rapidement possible.

- Les étapes suivantes devront être suivies :

o élaboration du cahier des charges ;

o lancement de la procédure d’appel d’offre ;

o attribution après avis du gestionnaire du réseau de transport et de la CREG.

Coût de la mesure

Le coût de la mesure dépendra du niveau de rendement garanti demandé par le/les producteur(s)

qui auront rendu les meilleures offres, de la durée du système de rendement garanti et de l’évolution

du marché. En effet, concernant ce dernier point, si le prix du gaz diminue et/ou si le prix de

l’électricité est en hausse, la rentabilité augmente et les producteurs n’ont pas besoin d’être

rémunérés sur base du système de rentabilité garantie. Cette rentabilité est également fonction du

niveau de production.

Les coûts potentiels ne se produiront qu’un an après le début de la production et pourront être

financés par :

- le mécanisme de mise à disposition d’une tranche nucléaire à partir de 2015 (voir ci-dessus

« ii. Un calendrier de sortie du nucléaire plus ferme et mieux adapté accompagné de la mise à

disposition du marché d’une tranche nucléaire »)

- par le mécanisme de captation de la rente nucléaire si la mise à disposition n’est pas

suffisante.

De plus, on peut raisonnablement espérer qu’à moyen terme (au plus tard 2020) le marché devrait

redevenir porteur pour les centrales de production d’électricité à base de gaz. Si ces prévisions se

vérifient, le coût du mécanisme devrait être limité dans la durée.

27 juin 2012

sur 41

2) Une vision et des outils pour l’avenir à développer dès aujourd’hui.

Pour bien réussir une transition, il est indispensable de savoir où l’on veut aller et comment on veut y

arriver. Dès lors, une vision d’avenir, qui a été élaborée complémentairement au plan qui doit

permettre d’assurer la sécurité d’approvisionnement. Cette vision s’inscrit dans les objectifs

européens, objectifs dont une partie de la mise en œuvre est effectuée par les Régions,

Le développement de l’énergie renouvelable est un mouvement inéluctable qui doit être encouragé.

Le recours aux énergies renouvelables permet de réduire l’empreinte carbone et écologique de notre

production d’électricité, permet de réduire notre dépendance énergétique et encourage également

la création de nouveaux emplois, d’un nouveau know-how, d’activités socio-économiques.

Mais cette évolution, porteuse d’opportunités, s’accompagne de défis significatifs inhérent à la

modification d’un système électrique historiquement basé sur une production centralisée et

contrôlable à un système décentralisé et aux unités de production intermittentes.

Le premier complément indispensable au développement des énergies renouvelables est donc le

développement de capacités de production d’une grande flexibilité afin de répondre aux variations

de production des sources renouvelables. Les centrales au gaz, particulièrement les plus récentes,

apparaissent comme le meilleur complément à la production renouvelable car elles offrent cette

flexibilité et des puissances importantes. Le gaz est également le combustible fossile le plus propre,

ce qui est un élément qui ne peut être négligé.

Mais face à la complexification du système électrique, une réflexion en termes de capacités de

production n’est plus suffisante. Pour assurer la sécurité d’approvisionnement à long terme,

d’autres outils doivent être développés à côté du mixte renouvelable – gaz :

- Les interconnexions

- La gestion de la demande

- Le stockage

- Une meilleure intégration du renouvelable et des unités incompressibles au réseau

- Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires

- La mise en place d’un monitoring permanent de la sécurité d’approvisionnement

- La simplification des procédures administratives

i. Développer les interconnexions

La réalisation effective des projets d’interconnexion et de renforcement du réseau de transport

d’électricité tels que ceux qui sont prévus dans le Plan de développement fédéral d’Elia est

essentielle afin de contribuer d’une part à la création d’un marché plus étendu et d’autre part à

l’évolution de la zone d’équilibrage Central West Europe. Cette réalisation du Plan a d’ailleurs été

prise comme hypothèse de base dans le Rapport de l’administration de l’Energie. Toutefois, les

développements importants du réseau ne sont attendus qu’au-delà de la période 2012-2017

considérée par ce rapport (seul le projet BRABO pourrait être terminé dans la période).

Le développement des interconnexions est en effet indispensable en matière de :

27 juin 2012

sur 41

- Couplage des marchés : un tel couplage renforce la concurrence en diluant l’influence des

grands groupes énergétiques et permet d’avoir un signal prix plus uniforme et basé sur un

marché plus liquide, ce qui est un élément indispensable au fonctionnement du marché.

- Equilibrage du réseau : plus l’assise géographique est large, plus nombreuses sont les

potentialités de gestion de l’intermittence car on rassemble plus de capacités de production

renouvelable et également plus de possibilités de recours à des unités flexibles.

Ce développement doit donc être poursuivi et le plan de développement d’Elia fait à ce titre preuve

d’une réelle ambition.

En ce qui concerne la contribution des interconnexions à la sécurité d’approvisionnement, des

nuances importantes doivent être apportées :

- Si l’on peut développer les possibilités techniques d’interconnexions, rien ne permet

d’assurer la disponibilité de l’électricité dans les autres pays. Le Winter Outlook report

2011/2012 d’Entso-E a clairement indiqué que, sous certaines conditions, plusieurs pays de

la plaque CWE pourraient se retrouver avec des besoins d’importations simultanés. La

disponibilité sera toujours fonction des conditions de marché (qui voudra payer le plus) mais

également de l’évolution du parc de production dans les pays limitrophes et des décisions de

politiques nationales, par exemple sur le mixte énergétique.

- Le développement des interconnexions est au moins partiellement une question

supranationale. En effet, il ne sert à rien de développer fortement les capacités

d’interconnexion à une frontière si des investissements similaires ne sont pas réalisés de

l’autre côté de la frontière.

- Il y a aussi des limites techniques. Le réseau belge électrique est structuré d’une manière

comparable au réseau autoroutier : il y a les autoroutes (la haute tension 380 kV), les routes

nationales, les routes secondaires, etc. La production interne ne doit pas spécialement

emprunter le 380 kV pour atteindre le consommateur contrairement aux importations qui

passent par le réseau haute-tension 380 kV. Un recours trop important aux importations

peut donc mener à un phénomène de saturation du réseau haute tension. Il faut également

tenir compte des capacités de transformation entre les différentes lignes de tension.

L’électricité circulant sur le 380kV doit en effet être transformée pour circuler sur le 220kV,

puis transformée pour circuler sur le 150kV, etc.

- Le réseau est un des principaux éléments permettant de faire face à un incident. Elia

travaille en effet en respectant ce que l’on appelle le « critère N-1 » (principe suivant lequel

le réseau doit rester exploitable même lorsqu'il perd de manière imprévue un élément

important, une unité de production ou une liaison29

), ce qui limite la capacité

d’interconnexion disponible à 3500 MW durant l’hiver et 3000 MW durant l’été, Elia

maintenant 1000 MW pour faire face à un incident30

.

- Il faut également tenir compte du phénomène grandissant de flux de transit et de « loop

flows » qui limitent nos capacités de transport et d’interconnexions. :

29

http://www.elia.be/fr/produits-et-services/mecanismes-transfrontaliers/capacite-de-transport-aux-

frontieres/methodes-de-calcul 30

La différence de capacité d’interconnexion entre l’hiver et l’été provient du fait que quand il fait chaud, la

capacité thermique des lignes électriques diminue. En effet, plus il y a de courant plus il y a de l’échauffement

et, quand il fait chaud, la limite maximale de température est atteinte plus rapidement.

27 juin 2012

sur 41

o Les flux de transit sont définis par les flux physiques qui traversent le pays.

o Les "loop flows" apparaissent car le courant électrique ne suit pas les chemins qui

sont contractuellement convenus dans le cadre des échanges commerciaux, mais le

chemin de la moindre résistance. Par exemple, s'il y a un grand excédent éolien dans

le nord de l'Allemagne, qui est consommé dans le sud de l'Allemagne, le flux

physique va partiellement traverser le Benelux et la France pour arriver dans le Sud

de l’Allemagne.

- En termes de coût, le développement des interconnexions a un coût qui est supporté par

l’ensemble des consommateurs par le biais des tarifs de transport. Et l’achat d’électricité à

l’étranger soutient la construction de capacités de production, qui contribuent à la sécurité

d’approvisionnement et produisent des retombées socio-économiques à l’étranger plutôt

qu’en Belgique.

FIGURE 4: RÉSEAU D’INTERCONNEXIONS DE LA BELGIQUE (BE) AVEC LA FRANCE (FR), LES PAYS-BAS (NL) ET LE

GRAND-DUCHÉ DU LUXEMBOURG (LSB) AINSI QUE LES AUTRES INTERCONNEXIONS DU LUXEMBOURG AVEC LA

FRANCE (LSF) ET L’ALLEMAGNE (LC) (SOURCE: ELIA).

Le graphique ci-dessous indique que, sans tenir compte des déclassements potentiels dans les

années à venir, la Belgique fait déjà un recours significatif et structurel aux importations, à

l’exception de l’année 2009 qui a été marquée par une chute de la consommation due à la crise

économique et à un hiver particulièrement doux. Ce graphique indique également que nous

important structurellement depuis la France. Or la France commence à faire face à des difficultés

pour couvrir sa demande de pointe (celle-ci étant fortement liée aux températures) comme l’indique

notamment le système d’obligation de capacités introduit pour les fournisseurs par la loi française

NOME. Le recours aux importations depuis les Pays-Bas se développe ces dernières années, les Pays-

Bas disposant de nombreuses capacités dont la construction avait été décidé juste avant la crise

économique, mais rien de permet de prédire comment leurs capacités d’exportation vont se répartir

entre les différents pays auxquels ils sont connectés.

27 juin 2012

sur 41

FIGURE 5 : EVOLUTIONS DES IMPORTATIONS ET EXPORTATIONS D’ÉLECTRICITÉ EN BELGIQUE31

Si ces nuances importantes ne remettent évidemment pas en cause la nécessité de développer les

interconnexions de manière ambitieuse et innovante, à l’instar du projet NSCOGI32

dont la Belgique

assume la présidence et qui vise à l’interconnexion des différents parcs éoliens en Mer du Nord, elles

soulignent le risque important qui existe à faire dépendre de l’étranger notre sécurité

d’approvisionnement.

Tant que l’on ne dispose pas, en Belgique, des capacités suffisantes pour couvrir notre

consommation d’électricité, en ce compris les pics de consommation, on ne peut considérer que la

sécurité d’approvisionnement est assurée en toutes circonstances. En effet, la Belgique reste dans ce

cas dépendante de capacités de production situées hors des frontières sur lesquelles nous n’avons

aucune prise, que ce soit en termes de disponibilité, d’existence ou de prix. Ce constat est d’autant

plus vrai que des risques de sous-capacité ont été identifiés par Ensto-E au niveau de la plaque

CWE33

.

Dès lors, à moyen terme, il est nécessaire de faire diminuer la dépendance de la Belgique aux

importations tout en développant les interconnexions afin de renforcer les possibilités d’équilibrage

du réseau et le couplage des prix.

ii. Gestion de la demande

Un des grands défis en matière de sécurité d’approvisionnement électrique est la couverture des pics

de consommation. Les plus grands pics de consommation ne se produisent que sous certaines

conditions (par exemple météorologiques) et sont donc peu fréquents. Ils doivent donc

théoriquement être couverts par des capacités de production qui tournent peu souvent, ce qui rend

leur modèle économique compliqué.

31

Source: Observatoire de l’Energie 32

North Seas Countries' Offshore Grid Initiative 33

An Overview of System Adequacy : Winter Outlook report 2011/2012 and Summer Review 2011, Entso-E

27 juin 2012

sur 41

Face à ce constat, il est impératif de développer des outils de gestion de la demande afin de pouvoir

lisser/effacer les pointes de consommation. La gestion de la demande peut également participer aux

efforts de balancing.

En matière de gestion de la demande, la question des contrats interruptibles est souvent abordée. Le

gestionnaire du réseau de transport dispose en effet de contrats avec des clients grands

consommateurs qui s’engagent, contre rémunération, à diminuer leur consommation lorsque le

gestionnaire de réseau de transport en fait la demande. Les caractéristiques de ces contrats, et

notamment la limitation du nombre de fois et de la fréquence à laquelle ils peuvent être utilisés, n’en

font pas encore de réels outils en matière de sécurité d’approvisionnement (plutôt des outils de

participation au balancing) mais leur développement doit être soutenus et amplifiés. Il faut

notamment étudier les moyens de permettre à des « agrégateurs » (opérateurs qui disposent d’un

portefeuille de clients interruptibles) de participer à l’équilibrage du réseau34

.

Des initiatives en matière de tarification (faire mieux correspondre le prix que l’on paye avec le

niveau d’équilibre offre-demande au moment où l’on consomme, comme par exemple les compteurs

bi-horaires) ou de réseaux et de compteurs intelligents doivent également être poursuivies sur base

d’analyses d’impact.

Au-delà de la question de la gestion de la demande se pose aussi la question de l’évolution de la

demande et donc de l’efficacité énergétique. La question de l’utilisation rationnelle de l’énergie, de

compétence régionale, est difficile à appréhender car son développement dans certains secteurs

(bâtiments, mobilité) peut conduire à une électrification de ces secteurs et donc une augmentation

de la demande en électricité.

iii. Stockage

Accroitre la capacité de stockage répond à la fois au problème de surcapacité et de sous-capacité :

- Stockage des excédents de production

- Fourniture de capacité à la pointe.

En Belgique, les possibilités de stockage sont limitées aux centrales de pompage-turbinage à Coo et à

Plate-taille. De plus, celles-ci, même si elles sont très utiles, ne sont que des solutions hybrides de

stockage car elles n’ont pas une flexibilité totale (il faut du temps pour le pompage) qui limite leur

fonctionnement. Le turbinage de Coo est ainsi capable de fournir, au total, 1 164 MW (Coo 1 : 474

MW pendant 5 heures et Coo2 : 690 MW pendant 6 heures). La Plate-Taille a une capacité de 143

MW.35

Toute avancée en matière de stockage de l’électricité représenterait une contribution en matière de

gestion du système électrique. Dès lors, les initiatives en la matière doivent être soutenues, qu’il

s’agisse de recherche fondamentale ou de projets plus concrets comme par exemple :

34

Des informations complémentaires sur le système des contrats interruptibles sont données en annexe 35

Rapport sur les moyens de production d’électricité 2012-2017 et recommandations, DG Energie du SPF

Economie, juin 2012.

27 juin 2012

sur 41

- les possibilités d’extension physique des sites de pompage-turbinage existants ou de

création de nouvelles capacités ;

- la recherche sur toutes les autres formes de stockage de l’électricité notamment en lien avec

les batteries des véhicules électriques ou de nouvelles technologies (digues en mer, air

comprimé, hydrogène, …).

iv. Meilleure intégration du renouvelable et des unités incompressibles au réseau

A l’heure actuelle, les énergies intermittentes, bien que reliées au réseau électrique, ne sont pas

incitées à réfléchir en terme de réseau. Par exemple, les mécanismes de subvention, en rémunérant

pour la plupart la production, incitent à mettre sur le réseau de l’électricité indépendamment de la

demande et donc également lorsque le réseau est en situation potentielle de surtension et doit, par

exemple, évacuer de l’électricité vers l’étranger (pour autant que cela soit possible).

Il faut donc, aussi bien au niveau des mécanismes de subvention que du gestionnaire du réseau de

transport lui-même, avoir des réflexions sur les manières de mieux intégrer le renouvelable au

réseau en évitant qu’il crée des coûts d’équilibrage importants (voir des risques de surtension) et

tout en maintenant un soutien adéquat. A noter que l’intégration du renouvelable est aussi un défi

pour les gestionnaires de réseau de distribution.

La figure 6 ci-dessous indique l’évolution de la capacité solaire et éolienne en Belgique. Les figures 7

et 8 illustrent la différence entre la production attendue et la production réelle et l’occurrence

d’interruption subite d’une production (figure 7), dans ce cas-ci éolienne.

FIGURE 6 : EVOLUTION DE LA CAPACITÉ SOLAIRE ET ÉOLIENNE EN BELGIQUE36

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MWp-installed capacity evolution Belgium

SOLAR

WIND

36

Source : Elia

27 juin 2012

sur 41

FIGURE 7 ET 8 : PRODUCTION EOLIENNE ATTENDUE ET REELLE AVRIL 201237

Ces constats soulignent encore une fois la nécessité de disposer d’unités flexibles pour compenser les

variations de production importantes des capacités intermittentes. Or, en Belgique, le parc de

production est caractérisé par une forte présence d’unités incompressibles ou peu flexibles, les

centrales must run (unités de cogénération, centrales aux gaz dérivés et à la biomasse) et de

baseload (centrales nucléaires ou au charbon). Dès lors, il est nécessaire de responsabiliser

également les détenteurs de ce type de centrales, en prenant en compte les coûts de balancing

imposés au gestionnaire du réseau de transport et/ou en incitant/soutenant les investissements

réalisés afin de flexibiliser ces unités.

37

Source : Elia

27 juin 2012

sur 41

v. Une solution structurelle pour la gestion des services auxiliaires

Afin de veiller à l’indispensable équilibre du réseau, les ARP38

sont responsables du maintien de

l’équilibre de leur portefeuille. Ils communiquent par exemple, au plus tard la veille du transport, un

programme d’accès auprès d’Elia pour l’ensemble de leurs injections et de leurs prélèvements.

Mais les prévisions de production et de demandes restent des prévisions et les réalisations peuvent

différer fortement de ce qui était attendu. Ce constat se renforce avec le développement de la

production intermittente par définition moins prévisible et maîtrisable.

Les ARP doivent tenir compte de ces éléments et disposent de différents moyens pour maintenir

l’équilibre de leur « portefeuille » en temps réel : ils peuvent avoir recourt au marché intra-day, aux

importations journalières ou utiliser leur parc de production s’ils en ont la possibilité.

Mais un ARP n’est pas toujours capable d’équilibrer suffisamment vite son portefeuille et c’est le

gestionnaire de réseau de transport qui reste au final le dernier garant de l’équilibre. Il dispose pour

cela de différents outils dont les plus importants sont les réserves primaires, secondaires et

tertiaires. Ces réserves consistent en des unités de production dont une partie de la disponibilité est

réservée (et rémunérée) par le gestionnaire de réseau de transport. L’activation de ces unités est elle

aussi rémunérée.

Avec l’augmentation de l’intermittence, les outils du type services auxiliaires vont devenir encore

plus important pour l’équilibre du réseau. Une solution structurelle doit dès lors être trouvée

notamment pour la gestion des services auxiliaires afin de donner une certaine stabilité aux

opérateurs et encourager la participation du plus grand nombre d'unités à ces services. A ce titre,

une analyse des mécanismes existants dans les pays voisins devrait être réalisée.

vi. Mettre en place un véritable monitoring du marché

Le maintien d’un niveau suffisant d’adéquation et de flexibilité est indispensable pour garantir la

sécurité d’approvisionnement de notre système électrique, d’autant plus avec le développement de

la production intermittente et la complexification du système.

Or, l’adaptation et les réactions du marché à des manques en termes d’adéquation et de flexibilité

peuvent se faire avec un décalage temporel important (plusieurs années) qui peut mener à un risque

significatif pour la sécurité d’approvisionnement.

Un système de monitoring permanent est dès lors indispensable pour permettre d’anticiper ces

périodes de tension et prévenir leur survenance.

Disposer en permanence des informations nécessaires permettant de prendre les orientations

politiques pertinentes en matière de sécurité d’approvisionnement électrique implique notamment

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"Access Responsible Party" ou responsable d’accès : l’ARP peut être un producteur, un grand consommateur,

un fournisseur d’électricité ou un trader.

(http://elia.be/repository/pages/993a8bdd36da485f8c3dc09375492b06.aspx?language=FR)

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de finaliser le répertoire des centrales (plateforme d’échange d’informations relatives aux unités de

production et aux projets en cours) en concertation avec les autorités régionales, le gestionnaire du

réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution et de systématiser les échanges

d’information sur l’évolution des capacités avec les producteurs et investisseurs, dans le cadre par

exemple de la collecte des données statistiques.

Un tel monitoring devra également permettre d’évaluer les nécessités en matière de réserve

stratégique et de nouvelles capacités de production.

vii. Simplifier les procédures administratives

Une attention particulière sera également apportée à la simplification des procédures

administratives en matière de construction d’unités de production d’électricité et d’infrastructures

de transport et de distribution d’électricité et de gaz.

A court terme, il serait utile de mettre en œuvre au niveau fédéral une série de mesures ciblées

permettant de simplifier les procédures.

A plus long terme et pour un effet significatif, une action conjointe avec les autorités régionales, qui

disposent de nombreuses compétences en la matière, serait nécessaire.

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V. Annexes

1) Les contrats interruptibles

Le gestionnaire de réseau a besoin de différents types de services auxiliaires pour assurer la gestion

du système électrique, notamment la contractualisation de puissance de réserve primaire (réaction

très rapide à la hausse ou à la baisse), de réserve secondaire (réaction rapide à la hausse ou à la

baisse) et de réserve tertiaire (réaction plus lente à la hausse uniquement). Dans les +/- 660 MW de

réserve tertiaire contractée chaque année (à la suite d’un appel d’offre), le gestionnaire du réseau

contracte environ 260 MW de réserve tertiaire par interruption de charge, auprès de ce que l’on

appelle de la « clientèle interruptible ».

Il s’agit de clients industriels connectés au réseau de transport opéré par Elia qui s’engagent par

contrat, et contre rémunération, à réduire à la demande d’Elia leur prélèvement en dessous d’une

limite fixée dans le contrat pour une durée d’interruption prédéterminée. L’activation de cette

réserve, (le nombre de fois où Elia demande à un client industriel de réduire ses prélèvements) est

limitée par an. Il ne s’agit en effet pas d’empêcher les industriels d’effectuer leur métier. Les clients

qui offrent le service d’interruptibilité ont des charges importantes et ont en principe des processus

de production qui peuvent supporter sans lourdes conséquences l’interruption momentanée de

charge. Ils appartiennent généralement au secteur de la sidérurgie, de l’industrie chimique, de la

papeterie.

Les conditions principales associées au service d’interruptibilité peuvent être énumérées comme suit

:

- Elia ne peut activer ce service que maximum 4 fois par an pour chaque client industriel

contracté

- Il doit se passer au moins 24 heures entre deux interruptions

- Le client industriel doit être en mesure de prester le service à tout moment pendant l’année,

à l’exception de périodes d’indisponibilité dont la durée totale (le nombre d’heures au cours

d’une année au cours desquelles le client peut ne pas prester le service) est spécifiée dans le

contrat.

- Il existe deux types de services d’interruptibilité :

o Le service « A4 » : la durée maximum d’une interruption activée par Elia est de 4

heures, et la durée totale des interruptions sur une année ne peut dépasser 16

heures.

o Le service « A8 » : la durée maximum d’une interruption activée par Elia est de 8

heures, et la durée totale des interruptions sur une année ne peut dépasser 24

heures.

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Ci-dessous, des statistiques sur l’utilisation de la clientèle interruptible au cours des dernières années

:

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Nombre

d'activations 2 0 5 11 22 13

Volume

activé

(MWh) 57 0 1007 1386 4871 1958

La réserve tertiaire « par interruption de charge » est essentiellement une aide à assurer la

continuité de l’alimentation du réseau en cas de perte soudaine d’une unité de production (« forced

outage »). Quand une unité de production active tombe en panne, la première réaction provient de

la réserve primaire (belge et européenne). Dans les instants qui suivent, la réserve secondaire prend

le relais, pour des volumes cependant limités. L’activation manuelle de la réserve tertiaire peut

parfois prendre du temps. Dans ces situations, l’activation de clientèle interruptible peut permettre

de faciliter la transition entre le remplacement de l’unité défaillante par le démarrage d’une nouvelle

unité.

Vu les spécificités du produit contracté auprès de la clientèle interruptible, cette réserve n’est pas

adaptée pour être prise en compte en tant que telle dans les calculs relatifs à la sécurité

d’approvisionnement. Comme spécifié ci-avant, sa disponibilité, le nombre de fois où elle peut être

activée et la durée des interruptions connaissent des limitations trop contraignantes que pour offrir

suffisamment de garantie. Certes, cette réserve, si disponible et si activable, peut immanquablement

aider dans les moments critiques mais il ne serait pas prudent de prendre en compte ces volumes

pour évaluer la sécurité d’approvisionnement.

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