Rapport sur les moyens de production d électricité

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1 Direction Générale Energie - Observatoire de l Energie Rapport sur les moyens de production d électricité Rapport final Juin 2012

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3 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Contenu Contexte et objectif du rapport... 5 Lexique... 9 Approche méthodologique Résumé Liste des tableaux Liste des figures La demande d électricité Statistiques Les hypothèses de demande Comparaison avec les études prospectives électricité (EPE) L évolution de l électricité appelée annuelle entre 2012 et L évolution des charges de pointe et de base Les hypothèses relatives aux importations d électricité Le parc de production d électricité en Belgique Catégorisation des unités de production La priorité d activation Les taux de disponibilité La capacité du parc de production et son évolution Mise en perspective avec le Plan national d énergie renouvelable (NEARP) Analyse des scénarios d évolution du parc de production Les scénarios d évolution des capacités nucléaires Scénario LW : fermeture de Doel 1&2 et de Tihange1 en Scénario «ext-t» : prolongation de Tihange1 et fermeture de Doel 1&2 en Scénario «ext-d» : prolongation de Doel 1&2 et fermeture de Tihange1 en Adéquation entre les capacités et la demande suivant un modèle déterministe Présentation des écarts extrêmes Adéquation en charge de pointe Adéquation en charge de base Adéquation entre les capacités et la demande suivant un modèle probabiliste Adéquation entre les capacités et la charge annuelle Adéquation du «parc incompressible» Comparaison des résultats issus des deux modèles Analyse du risque de sous-capacité Analyse du risque de «surcapacité» Barrières et incitants aux investissements perçus par le secteur Conclusions Rapport sur les moyens de production d électricité juin

4 Annexes Annexe 1. Analyse des réponses à l enquête sur les moyens de production et les investissements 52 Annexe 2. Avis du Comité scientifique de l Observatoire de l énergie

5 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Contexte et objectif du rapport Selon la déclaration gouvernementale de décembre 2011 : «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.» La sécurité de l approvisionnement en électricité repose sur un grand nombre de facteurs. La capacité de production et la capacité de transport du réseau d électricité en sont des éléments principaux. Les conditions du marché interviennent également pour orienter les décisions et les actions des acteurs du marché libéralisé. En ce qui concerne la capacité de production, l étude prospective électricité (EPE), établie tous les 4 ans par la Direction générale de l Energie en collaboration avec le Bureau fédéral du Plan, examine les possibilités de réaliser l adéquation entre l offre et la demande globales annuelles d électricité selon différents scénarios et sur un horizon d au moins 10 ans. Cette étude permet d orienter la politique à long terme et de déterminer les besoins de transport électrique. Pour ce qui est de la capacité de transport, le plan de développement du réseau de transport d électricité (plan de développement), élaboré tous les 4 ans par le gestionnaire du réseau (Elia) dans le prolongement de l étude prospective électricité, présente une estimation détaillée des besoins en la matière, selon une série d hypothèses, et détermine le programme d investissements à réaliser en réponse à ces besoins sur un horizon d au moins 10 ans. La première EPE, basée sur des données de 2007, a été publiée fin 2009, tandis que la deuxième est en préparation et devrait être publiée fin Le plan de développement du réseau de transport d électricité a été publié début Quant aux conditions du marché libéralisé, elles influencent le niveau d investissement, en particulier dans la capacité de production de réserve, c est-à-dire la capacité de production destinée à satisfaire la demande de pointe et à faire face aux aléas météorologiques (températures extrêmes, absence de vent ) et économiques (conjoncture élevée). En effet, «le passage d une industrie électrique verticalement intégrée (production, transport, distribution, fourniture) vers des sociétés découplées, devant chacune constituer un centre de profit et n ayant plus de vue globale sur le fonctionnement du système électrique, constitue un frein aux investissements à chaque niveau d opération. [ ] Chaque opérateur cherche à maximiser son revenu et à diminuer son coût, en fonction de critères très fluctuants (prix de l électricité, prix des sources d énergie primaires, coûts financiers ) ou parfois de critères stables mais défavorables à l investissement (difficulté d obtention des permis). La capacité de production de réserve, très peu utilisée, est la plus difficile à rentabiliser. La tendance observée depuis la libéralisation est, de fait, une diminution de ce type de capacité de production.» 1 1 SPF Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie, Bureau fédéral du Plan, Etude sur les perspectives d approvisionnement en électricité , 2009, p. 61. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

6 Par rapport aux études antérieures citées ci-dessus, de nouveaux défis se présentent actuellement aux opérateurs : les disponibilités dans les pays voisins sont plus incertaines depuis le contexte post-fukushima, avec un risque de sous-capacité ponctuel de la zone Nord-Ouest, comme mentionné dans le rapport de ENTSO- E 2, les trois plus anciens réacteurs nucléaires belges seront prochainement fermés mais des incertitudes subsistent sur le planning effectif de ces décommissionnements, les énergies renouvelables, dont la production est variable et peu prévisible, interviennent pour une part croissante dans la production, conformément aux ambitions définies au niveau européen pour l horizon 2020 dans le «Paquet Energie-climat» (20 % d énergie renouvelable en EU, ce qui correspondrait à environ 34 % d électricité renouvelable ; pour la Belgique, l objectif assigné de 13 % d énergie renouvelable, correspondrait à 20,8 % de consommation finale brute d électricité renouvelable 3 ), la priorité accordée aux énergies variables sur le réseau influence à la baisse le nombre d heures où les centrales thermiques sont nécessaires, ce qui réduit leur rentabilité et pose la question de leur maintien en service, l existence d un climat d investissement peu propice aux décisions d accroissement du parc de production non renouvelable engendre un gel inquiétant des projets qui n atteignent ainsi pas la phase de closing financier, l existence de la directive européenne «Grandes installations de combustion» qui impose des limites aux émissions de polluants atmosphériques, et risque de conduite à la fermeture d unités de pointes non conformes, l émergence à l étranger de nouveaux mécanismes de marché permettant de contrer les effets pervers de la libéralisation sur la sécurité d approvisionnement en électricité, et menant à un attentisme des investisseurs potentiels sur le marché belge. S inscrivant dans le cadre de la sécurité d approvisionnement en électricité, le Rapport sur les moyens de production d électricité (le Rapport) a pour objectif de définir l adéquation à moyen terme entre, d une part, les moyens de production actuels et leur évolution prévisible et, d autre part, les besoins (demande, charge) actuels et leur évolution prévisible. La notion de sécurité d approvisionnement conduit à envisager des situations extrêmes (pointe, «worst case»). Comme il n a aucune prise sur la disponibilité «certaine» des capacités dans les pays voisins pour assurer des importations en Belgique au moment voulu, le Gouvernement doit envisager de ne pouvoir recourir qu à la seule production nationale. Les scénarios de crise sont toutefois exclus du Rapport, car ils relèvent d un autre type de politique, mettant en œuvre d autres instruments (plan de délestage, par exemple). Le Rapport vise à répondre aux questions suivantes : étant donné les estimations relatives aux évolutions tant de la demande que de la capacité du parc de production, la sécurité d approvisionnement est-elle assurée au cours des 5 prochaines années, en considérant la fermeture de Doel 1&2 et/ou de Tihange 1, et en tenant compte ou pas des importations disponibles? au cours des 5 prochaines années, comment réagit le parc de production lorsque la demande électrique est faible? 2 ENTSO-E, Winter outlook report 2011/2012 ( Summer_Review_2011.pdf) 3 Scénario de référence de l EPE2 (en préparation). Ce chiffre n est qu indicatif et ne constitue pas un objectif fixé. 6

7 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Il contient le résumé des résultats de simulations effectuées avec les données les plus récentes disponibles 4 issues de contacts directs avec les opérateurs (comme l exige la déclaration du Gouvernement), des statistiques récoltées par la Direction générale de l Energie (DG Energie), des données transmises par Elia et des informations publiées par les Régulateurs régionaux. Rédigé par la DG Energie, le Rapport a bénéficié de la collaboration d Elia. Il intègre les remarques issues de la consultation du Comité scientifique de l Observatoire de l Energie, des autorités régionales (CONCERE), du Bureau fédéral du Plan et de la Banque nationale 5. Marie-Pierre Fauconnier Directeur général 4 Les dernières données disponibles pour l électricité appelée (= la demande) et l évolution de la capacité du parc de production sont issues des collectes de données de 2010 et de mars 2012 respectivement. 5 La CREG, consultée, n a pas transmis d avis au moment d écrire ces lignes. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

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9 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Lexique Certains termes utilisés dans le rapport pouvant avoir des sens différents dans d autres contextes ou selon d autres auteurs, ils sont définis ci-dessous. Unités à production variable/intermittente (renouvelables) : unités produisant de l électricité à partir de sources d énergie éolienne, solaire (essentiellement de type photovoltaïque), hydraulique («hydraulique pur» au sens statistique comprenant les centrales «au fil de l eau» mais pas les centrales de pompage - turbinage). L électricité renouvelable dispose d une priorité d injection sur le réseau. Les centrales hydrauliques ont été délibérément classées dans cette catégorie, avec les autres énergies renouvelables. La plupart du temps (hors gel généralisé de longue durée) elles peuvent être aussi considérées comme des centrales «must run». Centrales «must run» : centrales qui fonctionnent même sans appel d électricité, pour des motifs industriels ou en raison de l existence de mécanismes de soutien comme les certificats de cogénération (les must run reprennent les unités de cogénération, les centrales aux gaz dérivés et à la biomasse). Centrales de «baseload» : centrales peu flexibles et à démarrage lent (plusieurs heures) ne permettant pas de servir d alternative («back up») aux capacités à production variable (il s agit des centrales nucléaires et au charbon). Centrales «flexibles» : centrales thermiques utilisables comme capacité continue et présentant une flexibilité suffisante (démarrage en mois d une heure) que pour servir de capacité de «back up» aux unités à production variable (il s agit des centrales à turbines gaz-vapeur TGV non reprises dans les centrales «must run»). Centrales de turbinage : centrales utilisant les réservoirs de stockage des sites hydroélectriques (Coo et la Plate-Taille), présentant un temps de réaction très court (quelques dizaines de secondes). Unités de pointe : unités qui fonctionnent peu d heures sur l année, mais qui permettent de couvrir ponctuellement une demande de pointe dans un délai rapide (moins de 15 minutes). Sont regroupées dans ce type de centrales les turbojets, les centrales au fuel et les centrales à turbines à gaz à cycle ouvert. Puissances disponibles («availability») : puissances (capacités) résultant de l application aux puissances installées (telles que reprises dans le répertoire des centrales) de taux de disponibilité moyens, définis sur base des possibilités techniques (et non économiques) de fonctionnement des unités. Les taux de disponibilité prennent en considération les nécessaires interruptions pour maintenance et interventions diverses, mais pas l absence de vent ou de soleil dans le cas des unités renouvelables (ce qui correspond plutôt à la notion de «dispatchable»). Charge de pointe : demande maximale annuelle de capacités (PEAK). Charge de base : demande minimale annuelle de capacités (BASE). Electricité appelée : consommation finale augmentée des pertes de réseaux. La consommation finale nationale inclut la consommation des auto-producteurs. Elle correspond ainsi à la production nette d électricité, augmentée du solde net des importations d électricité (importations moins exportations) et diminuée de l énergie consommée par les centrales hydroélectriques en mode pompage. Capacité : capacité de production d électricité. Capacité d interconnexion : capacité d échange simultanée d électricité avec nos voisins de la zone «Central West Europe» fixé à MW pendant l hiver (de mi-octobre à mi-avril) et à MW pendant l été (de miavril à mi-octobre). Parc «incompressible» : parc composé des centrales «must run», des centrales nucléaires et des centrales d une capacité flexible (3 TGV) nécessaire à l équilibrage du réseau (définition suivant Elia). Rapport sur les moyens de production d électricité juin

10 LOLE : nombre d heures attendues pendant lesquelles les moyens de production et d échanges disponibles sont insuffisants pour couvrir la demande d électricité. Durant ce laps de temps, des réserves doivent être activées (par ex. : interruptions de clients, appel aux réserves stratégiques, etc.). CWE : zone d interconnexion électrique «Central West Europe» (BE, DE, FR, LU et NL). Adéquation : équilibre entre la capacité de production disponible et le niveau de la demande, moyennant les hypothèses et définitions prises. ENTSO-E : l association européenne des Gestionnaires de réseaux de transport d électricité (The European Network of Transmission System Operators for Electricity). PRIMES : modèle développé dans le cadre européen et conçu pour réaliser des perspectives énergétiques, la construction de scénarios et les analyses d'impact de politiques énergétiques. Il s'agit d'un modèle d'équilibre partiel qui permet de simuler l'évolution de l'offre, de la demande, des prix et des émissions de polluants des différentes formes d'énergie étant donné l'entrée exogène des prix internationaux de l'énergie et de variables macro-économiques (PIB, revenu disponible, inflation, taux d'intérêt etc.). 10

11 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Approche méthodologique L adéquation entre l offre (la capacité de production d électricité) et la demande (la charge) est établie de la façon la plus précise possible moyennant les délais impartis pour réaliser ce Rapport. Trois scénarios relatifs à la fermeture en 2015 des 3 plus anciens réacteurs nucléaires sont simulés à l aide de deux modèles : un modèle déterministe et un modèle stochastique (ou probabiliste). Comme le Rapport vise avant tout la sécurité d approvisionnement (et non la fluidité du marché ou l équilibrage de réseau), le recours à des importations / exportations d électricité n est envisagé que dans le modèle stochastique et seulement lorsque la réalité physique de ces échanges est garantie par le modèle. Dans ce cas, le modèle tient compte des disponibilités des parcs étrangers et des capacités d échange commerciales dérivées de la capacité d interconnexion du réseau de transport. Avec le modèle déterministe, seuls les écarts extrêmes des courbes de charge sont étudiés : le maximum de la demande annuelle (charge de pointe, PEAK) et le minimum de la demande annuelle (charge minimale, BASE). Les situations les plus probables se situant dès lors entre ces deux extrêmes. L horizon temporel est fixé à 5 ans (moyen terme), car l horizon des investisseurs ne se projette pas au-delà de quelques années lorsqu il s agit de prendre des décisions sur de nouveaux projets. D autres études prennent en considération le long (étude prospective) et le très long terme (Etude % énergie renouvelables). L évolution de la charge en Les données statistiques validées les plus récentes (année 2010) sont utilisées comme point de départ pour fixer le niveau de la charge attendu dans le futur. Le concept «d électricité appelée» est retenu, car il représente la quantité d électricité nécessaire pour répondre à la demande finale, compte tenu des inévitables pertes liées à la distribution et au transport. Les hypothèses d évolution au cours des 5 prochaines années reflètent 3 tendances déterminées arbitrairement : une stagnation par rapport au niveau de 2010, une croissance annuelle de 1 % et une diminution annuelle de 1 % (voir chapitre 1). La variation de la charge au cours de l année Visant la sécurité d approvisionnement, le Rapport considère les variations de la charge au cours de l année. Le modèle déterministe se focalise sur les charges extrêmes en évaluant d une part si la capacité de production permet de couvrir la charge de pointe (objectif : déceler une sous-capacité éventuelle) et d autre part si le parc de production «incompressible» n est pas excessif lorsque la charge atteint son niveau le plus bas (objectif : déceler l existence d une surproduction éventuelle). En effet, des surproductions peuvent menacer la stabilité du réseau ou entrainer l apparition de prix négatifs en day-ahead, intraday ou balancing markt 6. Le modèle probabiliste, par définition, exploite les données de charge de l année considérée tant pour répondre à la question de sécurité d approvisionnement que d incompressibilité du parc. 6 Comme cela a été le cas lors du week end ensoleillé et venteux de la Pentecôte Rapport sur les moyens de production d électricité juin

12 La capacité de production d électricité La puissance installée des unités de production est enregistrée en continu dans le répertoire des centrales tenu à jour par la DG Energie (voir chapitre 2). A terme, ce répertoire sera mis à jour régulièrement en concertation avec les autorités régionales ; un groupe de travail CONCERE, intégrant des régulateurs régionaux, est en train de développer un outil de travail commun. Ce répertoire reprend, en plus des capacités existantes, les projets d investissement connus de la DG Energie en mars Dans le Rapport, seuls sont pris en considération les nouveaux projets pour lesquels une décision ferme d investissement est annoncée. Le critère de «décision ferme» est basé sur les informations les plus récentes obtenues directement des investisseurs interrogés. Il s agit de projets qui ont reçu le cas échéant les autorisations fédérales, disposent d une capacité réservée sur le réseau de transport et bénéficient d une réelle volonté de mise en œuvre (proche du closing financier). Les informations tant sur les décommissionnements que sur les nouveaux projets ont été validées récemment auprès des principaux producteurs (via l enquête envoyée par le Secrétaire d Etat en charge de l Energie en décembre réponses reçues, voir annexe 1). Toutes les données de capacité reflètent la situation au 31 décembre de l année citée. Les puissances prises en considération dans les simulations sont les puissances disponibles (tenant compte des opérations de maintenance «availability»). Les unités de production sont classées selon leur priorité d activation. A cette fin, chaque unité de production est répertoriée selon l un des types suivants : unités à production variable/intermittente (renouvelables) : o éoliennes, o solaires (essentiellement photovoltaïques), o hydrauliques pures (centrales «au fil de l eau», à l exclusion des centrales de pompage - turbinage), centrales «must run» : unités de cogénération, centrales aux gaz dérivés et à la biomasse (centrales qui fonctionnent même sans appel d électricité, pour des motifs industriels ou en raison de l existence de mécanismes de soutien, comme les certificats de cogénération), centrales de «baseload»: centrales nucléaires, au charbon (centrales peu flexibles et ne pouvant pas servir de capacité de «back up» des unités à production variable), centrales thermiques flexibles : TGV 7 non reprises dans les «must run» de cogénération (centrales utilisables comme capacité continue et présentant une flexibilité suffisante que pour servir de capacité de «back up» aux unités à production variable), centrales de turbinage : Coo et la Plate-Taille (centrales utilisant les réservoirs de stockage des sites hydroélectriques), unités de pointe : centrales turbojets, au fuel et à turbines à gaz à cycle ouvert (unités qui fonctionnent peu d heures sur l année, mais qui permettent de couvrir ponctuellement une demande de pointe. Les scénarios étudiés Trois scénarios de fermeture / prolongation des 3 plus anciennes centrales nucléaires sont envisagés (voir chapitre 3) : le scénario «LW» : fermeture de Doel 1&2 et de Tihange 1 (suivant la loi), le scénario «ext-t» : prolongation de Tihange 1 et fermeture de Doel 1&2, le scénario «ext-d» : prolongation de Doel 1&2 et fermeture de Tihange 1. 7 Turbines gaz-vapeur 12

13 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie L hypothèse de prolongation éventuelle couvre au moins l horizon envisagé par le Rapport (2017). L impact des diminutions de capacité consécutives aux fermetures des unités nucléaires est étudié en situation de charge PEAK et BASE. Un scénario prévoit la fermeture / prolongation conjointe de Doel 1 et Doel 2. Il s agit, en effet, de réacteurs jumeaux, qui disposent d une série de systèmes et circuits communs. S il est techniquement possible d arrêter un seul des 2 réacteurs, sur le plan économique, il n est pas judicieux de prendre une telle décision pour une longue période, puisque les systèmes et circuits communs doivent continuer à fonctionner en attendant l arrêt du dernier réacteur en fonctionnement. Le modèle déterministe Un outil informatique de type déterministe a été développé (voir section 3.3.), afin de confronter la capacité de production d électricité et la charge et de mettre ainsi en évidence les écarts éventuels, traduisant une situation extrême de : sous-capacité : lors de la charge de pointe (vers 18h, en hiver), lorsque toutes les unités fonctionnent à pleine capacité disponible 8, mais, par hypothèse, sans qu il n y ait de production variable (pas d éolien, pas de solaire, pas d hydraulique pur) ; surcapacité : lors de la charge de base (un dimanche d été, en fin de nuit petit matin), lorsque seules les unités «must run» et «baseload» fonctionnent. Deux cas sont envisagés : avec ou sans production renouvelable. Le risque de surcapacité étant maximum dans le cas où l éolien, l hydraulique pur et le solaire sont en production maximale. Ces hypothèses de 0 % ou 100 % de contribution des unités des différents types peuvent paraître en décalage avec la réalité, mais permettent de définir des situations extrêmes dont la survenance ne peut être exclue. Un modèle plus élaboré pourrait intégrer une modulation de ces facteurs. Le modèle déterministe considère un fonctionnement normal des unités de production, avec un taux de disponibilité moyen. Des déclenchements d unités (dont des unités de grandes capacités tels les réacteurs nucléaires) et autres incidents ou situations de crise ne sont pas pris en considération dans les simulations. Il est en effet assez aisé d appliquer aux résultats l effacement d un certain nombre d unités pour déterminer la situation découlant de tels déclenchements. Le modèle déterministe n intégrant pas d importations d électricité, les déclenchements imprévus pourraient être compensés par cette voie. Le modèle stochastique Des hypothèses similaires à celles employées dans le modèle déterministe ont été appliquées à un modèle stochastique (probabiliste) utilisé par Elia (voir section 3.4). Le modèle probabiliste diffère du modèle déterministe sur 3 points : il établit l adéquation de la capacité et de la charge au cours de l année entière (et pas seulement au moment des charges extrêmes), il utilise des séries de données historiques et prévisionnelles sur les occurrences de vent, d ensoleillement et de niveau de disponibilité des unités constituant le parc (y compris les niveaux de production des unités renouvelables), il intègre des données sur les capacités de production des pays voisins de la Belgique qui peuvent être mises à notre disposition (données ENTSO-E). Les simulations probabilistes dans ce rapport s'appuient sur un simulateur Monte-Carlo, Antares, qui est conçu pour des études sur des systèmes simplifiés, grands et interconnectés (ou pas), d'une portée d'un an 8 La capacité disponible tient compte des contraintes techniques, comme les périodes de maintenance,qui réduisent de facto la puissance installée d une centrale électrique. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

14 et avec une résolution temporelle de 1 h. Cet outil fournit plusieurs indicateurs de sécurité d approvisionnement, y compris le nombre prévu d'heures pendant lesquelles la charge ne pourra pas être couverte (Loss Of Load Expectation, LOLE). En plus de la valeur moyenne de cet indicateur s'affiche également le 5e et 95e percentile. Pour les résultats interconnectés («avec import») on simule en détail la production et la capacité de transmission bilatérale avec les voisins immédiats (voir Figure 1) 9. Les simulations tiennent compte de toute la capacité (réseau) d'importation disponible simultanée de MW 10 pour la Belgique. Figure 1: 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). Dans Antares, il y a plusieurs manières de réaliser des simulations stochastiques pour la charge et la production. Dans les simulations probabilistes reproduites, on travaille avec des séries temporelles pour les productions non contrôlables (éolienne, solaire, biomasse...) et avec les charges mises à disposition telles que déterminées dans l'entso-e afin d'assurer la corrélation entre les différents pays. Pour le parc baseload, flexible et de pointe, séries temporelles ont été générées à partir des paramètres introduits (durée d'indisponibilité et indisponibilité moyenne par mois) concernant les mises hors service planifiées et non planifiées. Ces paramètres varient en fonction du type d'unité de production et du pays. Pour le pompage et le turbinage, on suppose que ceux-ci peuvent fournir leur puissance nominale. Ces simulations sont basées sur le parc de production tel que prévu dans le cadre du Rapport. 9 Les hypothèses utilisées pour la modélisation des pays voisins viennent des rapports de l'entso-e: SOAF (Scenario Outlook & Adequacy Forecast) et TYNDP 2012 (Ten Year Network Development Plan). Pour les pays qui ne sont pas explicitement simulés, on travaille avec un échange basé sur un profil qui a été établi sur base de simulation de marché réalisée au sein de l'entso-e-e pour tous les pays ENTSO-E dans le cadre de l'édition TYNDP 2012 ou le plan de développement élaboré au niveau européen. 10 Les simulations où la capacité d'interconnexion est prise en compte reposent sur une capacité (réseau) d'importation simultanée de 3500 MW pendant l'hiver et 3000 MW pendant l'été (mi-avril à mi-octobre). 14

15 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Les importations d électricité L adéquation entre la capacité de production d électricité et la charge est réalisée dans un premier temps en partant du principe qu aucune importation n est réalisée. En effet, au cours de l hiver , les gestionnaires de réseau de transport («transmission system operators» ou TSO) européens ont attiré l attention des Etats membres sur le risque de sous-capacité de production pour la France et l Allemagne en situation de froid intense de longue durée, notamment suite à la fermeture de plusieurs centrales nucléaires allemandes 11. La vague de froid intense début février a confirmé cette estimation et s'est traduite par une situation très tendue dans plusieurs zones géographiques proches de la Belgique et ailleurs en Europe. Cet hiver n a pas posé de problème d approvisionnement de la zone belge même si le réseau de transport a été soumis à des flux importants dans le sens Nord-Sud compte tenu du déficit de production observé en France. La situation a toutefois pu être maîtrisée, grâce notamment à une convergence de facteurs favorables (dont une production importante en provenance du Royaume-Uni, peu affecté par la vague de froid), une coopération intense des gestionnaires de réseau de transport et avec CORESO 12 et suite aussi à la baisse de l activité économique résultant d une détérioration de la conjoncture économique (impact sur la consommation électrique des industriels). Dans un second temps, les importations sont considérées, grâce au modèle stochastique qui intègre des données sur les capacités disponibles des pays voisins (données ENTSO-E). Les importations / exportations d électricité sont alors prises en considération, dans la limite physique de la capacité d interconnexion du réseau 13. Différentes considérations (liste non exhaustive) conduisent à limiter les échanges à la capacité globale d interconnexion précitée : la perte d'un élément quelconque doit pouvoir être supportée par le réseau sans faire apparaître de surcharge. C'est ce que l'on appelle la sécurité "N-1". Les plus grandes unités de production en Belgique ayant une puissance nette de MW environ, le réseau doit être capable d importer, à chaque instant, MW de plus que la capacité commercialement acceptée, afin d'accorder au gestionnaire de réseau de transport le délai nécessaire pour rétablir en sécurité l équilibre national après la perte d une unité de MW, le calcul de la capacité globale d'importation à un moment donné doit être établie à l'avance, afin de permettre aux utilisateurs du réseau de prendre leurs dispositions. Cette capacité est donc basée sur des prévisions. Or, toute prévision implique des incertitudes, le réseau est soumis à des flux de transit, générés par le marché CWE et tenant compte de la priorité d accès des sources renouvelables, le réglage de la tension dans le réseau peut, dans certaines conditions, imposer des limitations supplémentaires aux capacités d'importation, s'il ne reste plus suffisamment d unités de production en service pour y participer, les conditions météorologiques (vent, température de l'air et ensoleillement) ont une influence sur le refroidissement des conducteurs des liaisons aériennes et donc sur les flux admissibles. Ceci justifie une capacité globale d importation hivernale légèrement supérieure à celle de l'été. 11 ENTSO-E, Winter outlook report 2011/ CORESO est un centre de services de coordination régional (UK, FR, IT, BE et DE) qui fournit à ses actionnaires (Elia, 50hertz, RTE, Terna, NationalGrid) des services de coordination en matière de prévision et de gestion des flux d électricité sur le réseau de transport. 13 A ce jour, la Belgique possède 4 lignes d'interconnexion avec la France (3 ternes en 380 kv et 3 ternes en 220 kv), 2 lignes avec les Pays-Bas (4 ternes en 380 kv) et 1 ligne avec le Luxembourg (2 ternes en 220 kv). La somme des capacités physiques de chacune de ces 12 liaisons diffère sensiblement de la capacité globale d'interconnexion déterminée en respectant les règles de sécurité applicables pendant l'exploitation du réseau. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

16 Les incertitudes et risques liés aux hypothèses Les modèles utilisés ne tiennent pas compte d éventuels ajustements d offre et de demande qui pourraient survenir suite à un changement de contexte économique qui pourraient avoir lieu dans la période considérée. En cas de modifications brusque des conditions du marché, comme observé en 2009 (l électricité appelée a enregistré une diminution de 7 % par rapport à 2008 pour remonter au niveau précédent tout aussi brutalement en 2010), l évolution de la demande électrique pourrait s avérer plus importante que celle considérée de plus ou moins 1 % par an. La courbe de charge évolue dans le temps ; l hypothèse qu elle reste similaire à celle de 2010 au cours des 5 prochaines années présuppose des conditions relativement stables (conditions météorologiques, économie, modes de consommation). De plus, la charge de pointe peut évoluer différemment de la charge moyenne. L analyse des années montre que des variations d une année sur l autre de 6 % (pointe) et 12 % (base) ont déjà été enregistrées au cours des 9 dernières années. De telles incertitudes n ont pas été intégrées dans les simulations. Le recours aux importations ne dépend pas que des capacités d interconnexions entre les pays. Depuis la libéralisation, les paramètres commerciaux interviennent pour une grande part dans les échanges au sein de la zone CWE, et sont reflétés par les transactions sur les bourses d électricité. La disponibilité des capacités techniques pour le territoire n implique donc pas systématiquement leur utilisation, qui est désormais soumise aux lois de l offre et de la demande du marché de gros auquel participent les acteurs de marché sur l ensemble de la zone. Le modèle déterministe s appliquant à des situations extrêmes de la demande, considère les unités de production en fonctionnement «normal», en tenant compte de leur disponibilité technique moyenne, qui exclut les incidents. Ces derniers (situations «N-i») pourraient toutefois se produire à la pointe. Le modèle probabiliste, par contre, envisage de manière aléatoire des arrêts momentanés non planifiés et simultanés de plusieurs unités, projetés sur base de séries historiques de disponibilités réelles des centrales. A l analyse déterministe pourrait donc s appliquer des paramètres de sécurité plus sévères encore. Les hypothèses de «tout ou rien» pour le fonctionnement des unités renouvelables dans le modèle déterministe sont, bien entendu, extrêmes par rapport à la réalité, en particulier leur concomitance. Il s agit là d une amélioration possible à apporter au modèle. En attendant, il faut bien garder cet aspect à l esprit en interprétant les figures proposées dans le Rapport (tant pour l absence totale que pour la production totale des énergies variables). A titre d exemple : o o o o l'absence de toute production des centrales hydrauliques lorsque la demande est élevée ou l'inverse, sans pouvoir toutefois l'exclure (par exemple, en cas de gel de toutes les installations), Une production maximale d énergie éolienne et solaire lors de la pointe, ou l'inverse, Une production maximale d énergie solaire à la charge de base, etc. Le modèle probabiliste est plus proche de la réalité, car il exploite les séries de données historiques de vent et d ensoleillement, mais en supposant valide la projection dans le futur de ces données. Les situations de températures extrêmes (années exceptionnelles) ne sont pas prises en considération dans le Rapport. Ces situations, plus rares, relèvent d une étude plus approfondie. 16

17 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Résumé Le Rapport devait répondre aux questions initiales suivantes : étant donné les estimations relatives aux évolutions tant de la demande que de la capacité du parc de production, la sécurité d approvisionnement est-elle assurée au cours des 5 prochaines années, en considérant la fermeture de Doel 1&2 et/ou de Tihange 1, et en tenant compte ou pas des importations disponibles? au cours des 5 prochaines années, comment réagit le parc de production lorsque la demande électrique est faible? Dès le début, deux principes ont été posés. Le premier principe consiste à considérer les données de capacités mises à la connaissance de l Administration (et non des objectifs à atteindre) comme base pour réaliser ce rapport, à savoir de considérer comme un fait les réponses formulées par les producteurs consultés au sujet des unités actives qu ils entendent mettre à l arrêt, de leurs nouveaux projets et du calendrier estimé. Ces affirmations ne sont néanmoins pas exemptes de questions relatives à la pertinence des raisons invoquées et à la capacité des acteurs à faire face à leurs obligations vis-à-vis de leurs clients. En corolaire, là où manquent les informations, aucune estimation n a été tentée, si bien qu il y a très probablement une sous-estimation des projets en énergie renouvelable au cours de la période envisagée. Cette sous-estimation a peu d impact sur les conclusions de l étude. Le second principe a trait à la fermeture des réacteurs nucléaires conformément à la loi sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité. Deux analyses ont été effectuées, l une par la Direction générale de l Energie à l aide d un modèle déterministe, l autre par Elia, sur base d un modèle probabiliste (ou stochastique). Les analyses ont porté sur la période Différentes hypothèses ont été émises et ont été appliquées, de manière cohérente aux deux analyses : trois évolutions de la demande ont été examinées : une évolution constante et deux évolutions variables, de plus 1 % par an et moins 1 % par an respectivement, ce qui exclut toute variation brusque (telle que celle imprévisible observée en 2009). La possibilité d importer a été étudiée, mais uniquement avec le modèle probabiliste. La capacité d import maximale est de MW pendant l hiver et de MW pendant l été.pour déterminer les possibilités, pour les acteurs de marché, d utiliser effectivement la capacité d importation, le modèle probabiliste utilise des prévisions plutôt optimistes - de consommation et d évolution du parc de production dans les pays voisins. Cependant, ces prévisions sont purement indicatives car elles ne permettent pas de préjuger de la possibilité pour les acteurs de marché de se procurer effectivement l énergie nécessaire à tout moment dans le marché CWE. Résumé de l analyse déterministe L analyse déterministe s attache à évaluer la sécurité d approvisionnement entendue comme la capacité du parc de production actif en Belgique à répondre à la demande électrique belge au moment de l année où cette demande est la plus élevée. La demande d électricité de pointe est comparée avec la disponibilité moyenne du parc de production, en ne considérant pas les risques d indisponibilités ponctuels («situations N-i») qui devraient alors être comblés par des importations. Cette analyse permet de montrer que la sécurité d approvisionnement, ainsi définie, peut être assurée en 2012 et 2013 uniquement si la demande de pointe ne dépasse pas celle enregistrée en Au-delà de 2013 et en cas de demande croissante, la sécurité d approvisionnement, ainsi définie, n est plus garantie. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

18 Une demande de pointe augmentant annuellement de 1 % (valeur qui prévaut dans les dernières projections du modèle PRIMES) ne pourrait être couverte par le parc existant sur le territoire belge dès Lorsque sont considérées les annonces de fermeture d unités TGV et de gel de plusieurs projets d installation de nouvelles unités, telles que communiquées par les producteurs dans le cadre de l enquête organisée fin 2011-début 2012, le risque de sous-capacité s accroit à partir de L écart entre la demande estimée et la capacité de production atteint de 850 à MW. La fermeture des 3 réacteurs nucléaires en 2015 accentue ce constat. Pour une diminution de la demande annuelle de 1 %, le risque de manque de capacité est reporté à 2014, année au cours de laquelle un écart de 844 MW est observé entre la demande estimée et la capacité de production. L étude révèle aussi que l hiver connaît un risque de manque de capacité de pointe de à MW estimée sans tenir compte de l énergie renouvelable ou des importations à ce moment très précis. Par ailleurs, en période de faible charge, des capacités à «production incompressible» excessives sont observées dans tous les scénarios (à l exception d un cas en 2017). Il faut donc constater une surcapacité structurelle lors des périodes de faible charge, que les capacités renouvelables soient à un niveau de production maximal, à un niveau de production probable ou à l arrêt complet. L excès de «production incompressible» lorsque la charge est la plus faible varie de MW à MW en 2012 et La fermeture d unités nucléaires soulage partiellement l acuité de cette difficulté mais elle réapparaît en fin de période lorsque la capacité renouvelable augmente. Résumé du modèle probabiliste L analyse probabiliste ne traite pas séparément les moments précis de charge de pointe et de charge minimale, mais fait des simulations de la capacité du parc à répondre, pour chacune des heures des années considérées, à la demande estimée, en tenant compte, entre autres, des effets stochastiques de la disponibilité du parc de production (situations N-i), des injections variables d énergie de source renouvelable et les variations de la demande. L hypothèse d évolution croissante de la demande annuelle (1 % / an) donne selon Elia une meilleure indication de la capacité du système à respecter le critère de sécurité pendant une période de grand froid, même si la consommation sur base annuelle subit une évolution à la baisse. Le critère d acceptation d une combinaison d hypothèses donnée en analyse probabiliste est basé sur la probabilité de la défaillance du système à assurer la sécurité d alimentation. Pour les combinaisons qui tiennent compte de la capacité d importation, il a été considéré que cette probabilité de défaillance ne peut dépasser 3 heures par an (puisque le recours supplémentaire aux importations pour palier la défaillance est réduit par rapport à une situation où les importations sont exclues par hypothèse). Lorsque le recours aux importations est admis, le nombre d heures où la sécurité d approvisionnement est menacée reste acceptable à condition que la demande diminue de 1 % par an, et que le plan de développement du réseau soit réalisé selon le calendrier prévu. Dans le cas d une demande constante ou croissante, la fermeture des réacteurs nucléaires en 2015, implique qu en plus des importations disponibles, une capacité de 800 à MW soit installée à partir du moment de la fermeture (et de à MW en 2017). La fermeture partielle des réacteurs nucléaires permet de reporter à 2017 la nécessité de disposer d une nouvelle capacité, de 400 MW si la demande se stabilise au niveau de 2010, mais nécessite une capacité supplémentaire double, dès la fermeture partielle, si la demande augmente de 1 % par an. 18

19 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Liste des tableaux Tableau 1: Hypothèses d évolution de l électricité appelée annuelle suivant 3 niveaux de demande (GWh) Tableau 2: Valeurs annuelles extrêmes de l électricité appelée en pointe et en base en Tableau 3: Évolution estimée de l électricité appelée annuelle extrême en pointe et en base en (MW) Tableau 4: Taux de disponibilité des unités de production d électricité (%) Tableau 5: Synthèse de l évolution des capacités installées (MW) Tableau 6: Déclassements annoncés (nucléaires et autres) (MW) Tableau 7: Upgrades annoncés (retrofits influençant la puissance installée ou le type de centrale) (MW) Tableau 8: Nouveaux projets d augmentation de capacité annoncés avec décision ferme d investissement (MW) Tableau 9: Tableau : Synthèse des unités par type prises en compte dans les analyses Tableau 10: Dates de mise en service et de désactivation des centrales nucléaires belges et puissances installées (MW) Tableau 11: Évolution des capacités installées nucléaires et non nucléaires dans le scénario LW (MW) Tableau 12: Évolution des capacités installées nucléaires et non nucléaires dans le scénario ext-t (MW) Tableau 13: Évolution des capacités installées nucléaires et non nucléaires dans le scénario ext-d (MW) Tableau 14: Évaluation des écarts en 2017 pour les 3 niveaux de demande et selon la charge selon le modèle déterministe (MW) Tableau 15: Adéquation en charge de pointe selon le modèle déterministe (MW) Tableau 16: Adéquation en charge de base en cas de production renouvelable maximum selon le modèle déterministe (MW) Tableau 17: Adéquation en charge de base en cas de production renouvelable nulle selon le modèle déterministe (MW) Tableau 18: Adéquation selon le modèle probabiliste, sans importation (MW) Tableau 19: Adéquation selon le modèle probabiliste, avec importations (MW) Tableau 20: Adéquation du «parc incompressible» par le modèle probabiliste (MW) Rapport sur les moyens de production d électricité juin

20 Liste des figures Figure 1: 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) Figure 2: Evolution de la production nette belge d électricité par vecteur (auto-producteurs compris) et de la production nette augmentée des importations nettes (TWh) Figure 3: Evolution de l électricité appelée et hypothèses pour (GWh) Figure 4: Comparaison des valeurs mensuelles des courbes de charge (MW) (1 = janvier, 12 = décembre) Figure 5: Evolution des charges mensuelles extrêmes de pointe et de base en 2010 (MW) Figure 6: Production d électricité brute en 2010 (%) Figure 7: Priorité d activation des unités de production d électricité en Belgique Figure 8: Comparaison de trois études relatives à l estimation des capacités de production d'électricité d'origine hydraulique, éolienne et solaire PV (prévisions du NEARP, PRIMES-EPE2 et du présent Rapport) Figure 9: Évaluation des écarts en pointe et en base pour les 3 niveaux de demande dans le scénario LW selon le modèle déterministe (MW) Figure 10: Évaluation des écarts en pointe et en base pour les 3 niveaux de demande dans les scénarios ext-t et ext-d selon le modèle déterministe (MW) Figure 11: Adéquation en charge de pointe dans le scénario LW selon le modèle déterministe (MW) Figure 12: Adéquation en charge de pointe dans les scénarios ext-t et ext-d selon le modèle déterministe (MW) Figure 13: Adéquation à la charge de pointe dans le scénarios LW, avec intervention de la production éolienne et hydraulique pure (cas extrême, où la production nominaleintervient exactement au moment de la pointe) selon le modèle déterministe (MW) Figure 14: Adéquation à la charge de pointe dans les scénarios ext-t et ex-d, avec intervention de la production éolienne et hydraulique pure (cas extrême, où la production nominale intervient exactement au moment de la pointe) selon le modèle déterministe (MW) Figure 15: Adéquation en charge de base dans le scénario LW, en cas de production maximum renouvelable, selon le modèle déterministe (MW) Figure 16: Adéquation en charge de base dans les scénarios ext-t et ext-d, en cas de production renouvelable maximum, selon le modèle déterministe (MW) Figure 17: Adéquation en charge de base dans le scénario LW, en cas de production renouvelable nulle, selon le modèle déterministe (MW) Figure 18: Adéquation en charge de base dans les scénarios ext-t et ext-d, en cas de production renouvelable nulle, selon le modèle déterministe (MW) Figure 19: Évolution des importations nécessaires d électricité en fonction du temps, pour les scénarios LW et ext-t/d, en 2017 (source : Elia) Figure 20: Valeurs moyennes du LOLE et percentiles 5 % et 95 % (source: Elia) Figure 21: Temps probable de surcapacité en selon le modèle probabiliste pour une demande REF2010 dans le scénario LW (source : Elia) Figure 22: Temps probable de surcapacité en selon le modèle probabiliste pour une demande de REF2010 dans le scénario ext-t/d (source : Elia)

21 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie 1. La demande d électricité 1.1. Statistiques Après avoir crû régulièrement, le niveau de l électricité appelée s est stabilisé ces dernières années. Exception faite de la baisse brusque de 7,1 % en 2009, une diminution annuelle de 0,05 % est même enregistrée entre 2006 et Figure 2: Evolution de la production nette belge d électricité par vecteur (auto-producteurs compris) et de la production nette augmentée des importations nettes (TWh) 1.2. Les hypothèses de demande En raison des observations faites au chapitre précédent et de l horizon temporel court du Rapport, une demande (électricité appelée) constante identique à celle de 2010 est retenue comme demande de référence pour les années suivantes («REF2010»). Des demandes alternatives, haute et basse, sont étudiées. Elles sont fixées arbitrairement, sur base d hypothèses de croissance annuelle + 1 % et de - 1 % respectivement («SUP +1 %» et «LOW -1 %»). Figure 3: Evolution de l électricité appelée et hypothèses pour (GWh) Rapport sur les moyens de production d électricité juin

22 1.3. Comparaison avec les études prospectives électricité (EPE) La deuxième EPE (en cours) exploite le modèle énergétique PRIMES 14, afin de déterminer l évolution de l offre et de la demande d énergie en ce compris l électricité au cours des prochaines années. Plusieurs scénarios sont étudiés, dont un scénario de référence. Les résultats du scénario de référence montrent une demande électrique (énergie appelée) qui croît en moyenne de 0,9% par an entre 2010 et Cette évolution de la demande est donc proche de la variante SUP +1% du Rapport. L évolution croissante de la demande s explique par les hypothèses utilisées dans le modèle PRIMES (concernant notamment la croissance économique, l évolution démographique, la mise en œuvre du paquet Energie-Climat) et la méthodologie sous-jacente (l équilibre via les prix entre l offre et la demande de chaque forme d énergie). A titre d information, le Plan de développement du réseau de transport d électricité d Elia, basé sur la première étude prospective électricité, table sur une augmentation annuelle moyenne de la consommation électrique pour la période de 0,4 % pour la variante basse et de 1,8 % pour la variante haute L évolution de l électricité appelée annuelle entre 2012 et 2017 Tableau 1: Hypothèses d évolution de l électricité appelée annuelle suivant 3 niveaux de demande (GWh) GWh REF LOW -1% SUP +1 % L évolution des charges de pointe et de base Le profil de la charge de l année 2010 est pris comme référence tant pour l application du modèle déterministe (valeurs extrêmes) que pour celle du modèle stochastique (valeurs quart horaire de la courbe de charge). Les valeurs de pointe et de base sont celles fournies par Elia, corrigées à la suite de la publication des statistiques 2010 de consommation d électricité par l Observatoire de l Energie (incluant notamment les données des autoproducteurs). L année 2010 a été choisie parce qu elle présente la charge de pointe la plus élevée des 9 dernières années, ce qui est un choix prudent en matière de sécurité d approvisionnement. Par rapport à 2001 (année où la charge de pointe est la plus basse sur ces 9 années), l augmentation est de 10 % soit 1,1 % d augmentation annuelle (ce qui rejoint le niveau de notre hypothèse d augmentation de la charge moyenne). La charge de base de 2010 se situe à un niveau moyen des charges de la période (-10 % en 2001 soit -1 % annuel, et +7% en 2006 soit + 1,75 % annuel) et semble réaliste comme choix dans le cadre de l objet de cette étude. L analyse des variations d une année à l autre des valeurs de charge entre montre que la charge de base est celle qui varie le plus, avec des variations d une année sur l autre de 1 à 12 % (en valeur absolue) et une moyenne de 6 % par an tandis que la charge de pointe est plus stable, avec des variations de 1 à 6 % en valeur absolue (pour une moyenne de 2 %). La charge moyenne varie de 1 à 8 % en valeur absolue pour une moyenne de 3 %. 14 Le modèle PRIMES est un modèle technico-économique d équilibre partiel. 15 ELIA, Plan de développement fédéral , p

23 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Figure 4: Comparaison des valeurs mensuelles des courbes de charge (MW) (1 = janvier, 12 = décembre) 16 Les valeurs de pointe (PEAK) et de base (BASE) correspondent aux deux valeurs extrêmes de la courbe de charge annuelle. En 2010, elles représentent respectivement 139 % et 61 % de la charge moyenne. Ces proportions serviront à estimer les valeurs annuelles extrêmes de pointe et de base relatives aux 6 années et aux 3 niveaux de demande étudiés dans le Rapport. PEAK BASE Figure 5: Evolution des charges mensuelles extrêmes de pointe et de base en 2010 (MW) Tableau 2: Valeurs annuelles extrêmes de l électricité appelée en pointe et en base en 2010 Date MW PEAK Mercredi 1 er décembre à 17: BASE Dimanche 25 juillet à 6: La valeur de la charge minimale de base de mars n apparaît pas sur la figure (lié à l heure d été). Rapport sur les moyens de production d électricité juin

24 Tableau 3: Évolution estimée de l électricité appelée annuelle extrême en pointe et en base en (MW) MW Electricité appelée REF PEAK LOW 1 % SUP + 1 % REF BASE LOW 1 % SUP + 1 % Les hypothèses relatives aux importations d électricité Assurer la sécurité de l approvisionnement d électricité, c est notamment garantir la présence, sur le territoire, de capacités de production suffisantes et d un réseau capable de transporter l électricité à tout moment et de maintenir à disposition les capacités d interconnexion susceptibles d être mobilisées pour remédier à des situations critiques. Mais, suite à la libéralisation, les importations (et exportations) d électricité, si elles sont physiquement possibles, n en sont pas moins incertaines d un point de vue technique et commercial. D une part, les flux d électrons suivent les règles de la physique et d autre part, les contrats commerciaux suivent celles du marché. Les hypothèses relatives aux importations d électricité sont les suivantes : dans le modèle déterministe : aucune importation n est autorisée, dans le modèle stochastique : deux situations sont étudiées, à savoir avec et sans recours aux importations ; ces dernières n étant prises en considération que si les capacités sont disponibles physiquement selon les données ENTSO-E et dans la limite physique des interconnexions. La capacité d import maximale de MW pendant l hiver vaut dans des circonstances d exploitation de réseau normale. En été, celle-ci est réduite à MW. La répartition de celle-ci entre les deux frontières électriques (avec la France et les Pays-Bas) se situent aux alentours des MW sur la frontière sud et de MW à la frontière nord dans des circonstances d exploitation normales. La possibilité qu une plus grande partie de l énergie importée doive provenir dans le futur de la frontière Nord mène à devoir envisager d augmenter la capacité d import sur cette frontière. En la matière, la réalisation du projet Brabo est nécessaire. Ceci mènerait à un rééquilibrage entre la capacité d import entre la frontière nord et la frontière sud sans toutefois garantir une augmentation de la capacité d import globale de MW, en raison du fait que d autres aspects techniques (ex. la stabilité de la tension) jouent un rôle dans la détermination de la capacité d import globale. En cas d incidents (ex. un incident dans un poste frontière ou la chute d un pylône haute tension suite à une tempête ou des vents violents en Belgique ou dans la zone CWE), cette capacité sera plus que probablement réduite. Dans ce cas, l hypothèse a été prise qu il demeurera une capacité d import totale de MW. Celle-ci devra cependant être évaluée en fonction de situations concrètes qui pourraient être rencontrées à l avenir. Enfin, il doit également être mentionné que la capacité d importation est dépendante à chaque instant de la situation vécue dans chacun des pays voisins et des échanges entre ces pays. 24

25 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie 2. Le parc de production d électricité en Belgique Les origines principales de la production d électricité en Belgique sont actuellement le nucléaire et le gaz naturel. Figure 6: Production d électricité brute en 2010 (%) 2.1. Catégorisation des unités de production La priorité d activation Les unités de production d électricité en Belgique ont été classées suivant des considérations technicoéconomiques en «types». Ces types précisent l ordre de priorité d activation des unités en fonction du niveau de la demande. Cette typologie peut être discutable dans certaines circonstances (inversion d ordre suivant le cours des matières premières ou des montants de certificats verts, etc.), mais reste très utile pour l approche à moyen terme et pour répondre aux desseins du Rapport. Disposant d une priorité sur le réseau, mais aussi parce que leurs coûts marginaux sont quasi nuls, les unités qui produisent l électricité renouvelable (éoliennes, solaires et hydrauliques pures) sont à considérer en premier lieu. Etant variable, leur contribution peut évoluer de zéro à 100 % de leur capacité disponible. Puis, viennent les centrales qui fonctionnent indépendamment de la demande électrique, car elles privilégient la production combinée de chaleur (répondant au besoin de l industrie) ou reçoivent des certificats verts (centrales à biomasse) : ce sont les centrales dites «must run». Les réacteurs nucléaires et les centrales de «baseload» à charbon arrivent ensuite, car elles offrent peu de flexibilité technique, en particulier eu égard à la variation rapide de la production solaire et éolienne. La flexibilité est fournie par les centrales thermiques à gaz à cycle combiné (centrales TGV), qui adaptent leur production à la demande et par la possibilité de déstocker de l énergie des barrages de retenue (Coo et la Plate-Taille), afin de récupérer l énergie qui a été accumulée en période de surplus. Ce turbinage est, bien entendu, limité à la capacité des réservoirs 17. En dernier lieu, si la demande n est toujours pas satisfaite, des unités de pointe sont mises en route. Ces dernières engendrent des coûts d utilisation élevés et/ou ne peuvent fonctionner que durant un court laps de temps (turbojets, centrales au fuel et turbines gaz à cycle ouvert). 17 Le turbinage de Coo est capable de fournir, au total, MW (Coo1 : 474 MW pendant 5 heures et Coo2 : 690 MW pendant 6 heures) (source : Electrabel, brochure en cours de préparation). La Plate-Taille a une capacité de 143 MW. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

26 Centrales à production variable : éoliennes, solaires (photovoltaïques) et hydrauliques pures Centrales de cogénération et autres «must run» Centrales de «baseload» (nucléaire, charbon) Centrales thermiques flexibles (typiquement les centrales TGV sans cogénération) Turbinage (utilisation des sites de stockage hydroélectrique) Centrales de pointe (dont turbojets, à turbines à gaz à cycle ouvert et à turbines au diesel). Figure 7: Priorité d activation des unités de production d électricité en Belgique Les taux de disponibilité Les taux de disponibilité tels que définis dans le présent rapport réfèrent aux possibilités techniques (et non économiques) de fonctionnement des unités. Ils tiennent compte des nécessaires interruptions pour maintenance et interventions diverses, qui affectent négativement les valeurs de puissance installée (reprises du répertoire des centrales). Les taux de disponibilité des unités thermiques flexibles et de pointe sont issus des observations faites notamment par Elia sur le parc de production belge. Les données sur les centrales nucléaires sont fournies par Electrabel et reflètent la situation moyenne annuelle des 3 dernières années ( ). La disponibilité des centrales à charbon est considérée comme semblable à celle des centrales nucléaires, même si la valeur citée dans la littérature est plus faible 18. Ce facteur intervient peu dans les simulations, étant donné la faible contribution des centrales à charbon et leur fermeture prochaine. La disponibilité des unités de production renouvelable n intègre pas la présence / absence de la source d énergie (vent, soleil, eau) : o pour les éoliennes, c est la valeur citée par l ADEME qui a été retenue (98 %) 19, o pour l électricité photovoltaïque (PV), le paramètre le plus pertinent dans le cadre du Rapport est le «coefficient de performance», qui permet de déterminer la puissance observée maximum. Ce paramètre tient compte des variations dues à la température, aux différentes pertes de production liées à l installation et à l emplacement, à l évolution dans le temps des performances, etc. L Agence internationale de l Energie cite des coefficients de performance compris entre 0,25 et 0,9 %, et une valeur moyenne de 0,72 %, reprise dans le Rapport 20, 18 SALZGEBER Sébastien, Etude du parc de production électrique européen dans l optique d un gros consommateur d électricité, ARCELOR PURSHASING, Mines Paris,

27 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie o o pour la production hydroélectrique, un taux de 98 % a été choisi arbitrairement, la disponibilité du turbinage est aussi fixée à 98 %. Il n a pas été tenu compte du rendement de 75 %, en supposant que le pompage ne se fait pas au moment de la charge de pointe. Dans les simulations déterministes, c est toujours la capacité disponible moyenne qui est prise en considération, et ce, bien que des variations annuelles (peu importantes) soient observées, notamment en raison des moments choisis par les producteurs pour effectuer les opérations de maintenance (de préférence en basse charge). Tableau 4: Taux de disponibilité des unités de production d électricité (%) Type de centrale Caractéristiques Taux de disponibilité (%) Min Max Moy Éolienne 98* PV Production renouvelable variable 25** 90** 72** Hydraulique pure 98 Baseload Centrale nucléaire Charbon 80*** 88 Must run Centrales de cogénération, aux gaz dérivés et thermiques à biomasse Flexible Centrales TGV Turbinage Stockage**** 98 Pointe Centrales turbojets, à turbines à gaz à cycle ouvert, à turbines au diesel * Source : ADEME ** Source : AIE ***Source : SALZGEBER ****Pendant 5 ou 6 heures consécutives au maximum. Pour les analyses probabilistes, des paramètres moyens similaires ont été utilisés pour l estimation des taux de disponibilités par type d unité, à l exception de celles utilisées pour les centrales au charbon pour lesquelles une disponibilité moyenne de 80% a été retenue (88 % pour le modèle déterministe). Dans les simulations, une distinction est également faite entre les indisponibilités planifiées et non planifiées et ce avec des paramètres différents variant de mois en mois. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

28 2.2. La capacité du parc de production et son évolution La connaissance du parc de production actuel et futur est déterminant pour établir l adéquation entre l offre et la demande. A cette fin, la Direction générale de l Energie dispose d un répertoire mis à jour de manière continue. La dernière mise à jour importante remonte à décembre 2011-février 2012, époque à laquelle a été réalisée une enquête, à laquelle 101 producteurs et investisseurs ont répondu (annexe 1). Les tableaux ci-dessous montrent respectivement l évolution attendue du parc de production, les projets de déclassement, les projets de «retrofit» et les projets d investissement dans de nouvelles capacités (avec décision finale certaine). Faute de données fiables, et étant donnée les incertitudes quant aux mécanismes de soutien qui leur seront accordés au cours des prochaines années, aucune évolution de la capacité solaire n est considérée durant la période et n inclut pas les projets, inconnus, de faible capacité. Tableau 5: Synthèse de l évolution des capacités installées (MW) Type de centrale fin 2012-fin 2017 Éolienne PV Hydraulique pur Baseload Must run Flexible Turbinage Pointe TOTAL Le tableau 5 reprend les données au 31 décembre de chaque année (les données certaines s arrêtent au 22 mars 2012). Les chiffres des tableaux 5 à 8 représentent des arrondis, ce qui peut créer des erreurs apparentes dans les totaux. Fin 2013, 3 TGV totalisant une capacité de MW pourraient être fermées, dont 2 pour des raisons économiques 21 et l autre nécessitant un renouvellement de permis. Les déclassements potentiels en éolien et hydraulique pure font suite à des fins de permis. Les données ayant été arrêtées au 31 mars 2012, il n est pas tenu compte de l annonce arrivée fin mai précisant la date de fermeture d une unité de pointe de 294 MW le 1 er septembre Les seuls nouveaux projets concernant des puissances de production significatives connus de la Direction générale de l Energie sont des parcs éoliens et quelques centrales de cogénération. Ces projets ne parviendront pas à 21 Selon l article 5 bis de la loi du 8 janvier 2012 relative à l organisation du marché de l électricité, les producteurs sont obligés d informer le Ministre, la Commission [CREG] et le gestionnaire du réseau de transport de la fermeture temporaire ou définitive d une unité de production 15 mois avant la date effective de mise hors service. 28

29 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie compenser ni en capacité ni en production, les déclassements annoncés en unités nucléaires, flexibles, hydrauliques et de pointe. Dans les tableaux 6 à 8, la colonne «2012» comprend les projets, les upgrades et les déclassements connus entre le 31 mars 2012 et le 31 décembre. Ces données sont déjà comprises dans le tableau 5. Le total ( fin 2012-fin 2017) porte donc sur les années 2013 à Tableau 6: Déclassements annoncés (nucléaires et autres) (MW) Type de centrale fin 2012-fin 2017 Éolienne PV 0 Hydraulique pure Baseload Must run Flexible Stockage 0 Pointe TOTAL Tableau 7: Upgrades annoncés (retrofits influençant la puissance installée ou le type de centrale) (MW) Type de centrale fin fin 2017 Éolienne PV 0 Hydraulique pure 0 Baseload 0 Must run Flexibles 0 Stockage 0 Pointe 0 TOTAL Rapport sur les moyens de production d électricité juin

30 Tableau 8: Nouveaux projets d augmentation de capacité annoncés avec décision ferme d investissement (MW) Type de centrale fin fin 2017 Éolienne PV 1 0 Hydraulique pure Baseload Must run Flexible 0 Stockage 0 Pointe 0 TOTAL Tableau 9: Tableau : Synthèse des unités par type prises en compte dans les analyses éolienne solaire hydraulique pur pompage turbinage cogénération gaz dérivés biomasse nucléaire charbon TGV turbojets turbines gaz à cycle ouvert centrales au fuel Unités renouvelables à production variable x x x Must run x x x Baseload x x Flexibles x Unités de pointe x x x Centrales de turbinage x Unités considérées pour déterminer : - la charge de pointe "hors unités variables" x x x x x x x x x x - la charge de pointe avec renouvelables x x x x x x x x x x x x x - la charge de base (unités utilisées pour déterminer la surcapacité selon modèle déterministe) - la charge de base (unités utilisées pour déterminer la surcapacité selon modèle déterministe "+ren") - le parc incompressible utilisé pour déterminer la surcapacité selon le modèle probabiliste x x x x x x x x x x x x x x x x x 3 TGV 400 MW 22 Y compris les conversions vers 100 % de biomasse, ces conversions n entraînant pas de changement de catégorie d unités. 30

31 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie 2.3. Mise en perspective avec le Plan national d énergie renouvelable (NEARP) 2020 Les capacités renouvelables (hors biomasse) utilisées dans le Rapport sont légèrement supérieures aux valeurs obtenues par le modèle PRIMES et le sont encore davantage à celles citées dans le NEARP dans sa prévision de trajectoire pour la contribution de l électricité renouvelable dans l atteinte de l objectif de 13% d énergie renouvelable en Par ailleurs, les résultats (encore provisoires) du scénario de référence de l Etude prospective électricité n 2 obtenus selon le modèle PRIMES, ont été répartis de façon linéaire entre 2010 et 2015 puis entre 2016 et 2020 (le modèle ne donnant des résultats que par pas de 5 années). On peut dès lors considérer que même si aucune croissance du solaire PV n est reprise dans le Rapport (par manque de données fiables), les valeurs prises sont plutôt optimistes quant au développement des énergies renouvelables. A intervention identique de la biomasse et des autres secteurs (chaleur et transport), les capacités telles que prévues dans le Rapport mèneraient d ailleurs à un dépassement des prévisions de la trajectoire pour l électricité renouvelable telle que dessinée dans le NEARP. Figure 8: Comparaison de trois études relatives à l estimation des capacités de production d'électricité d'origine hydraulique, éolienne et solaire PV (prévisions du NEARP, PRIMES-EPE2 et du présent Rapport). Rapport sur les moyens de production d électricité juin

32 3. Analyse des scénarios d évolution du parc de production 3.1. Les scénarios d évolution des capacités nucléaires Scénario LW : fermeture de Doel 1&2 et de Tihange1 en 2015 Le 31 janvier 2003, était adoptée la loi sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité 23. Cette loi prévoit : qu aucune nouvelle centrale nucléaire destinée à la production industrielle d'électricité à partir de la fission de combustibles nucléaires, ne peut plus être créée et/ou mise en exploitation ; que les centrales de ce type sont désactivées 40 ans après la date de leur mise en service industrielle et ne peuvent plus produire d'électricité dès cet instant. Tableau 10: Dates de mise en service et de désactivation des centrales nucléaires belges et puissances installées (MW) Réacteur Puissance installée 24 MW Date de mise en service Date de désactivation Doel février février 2015 Tihange er octobre er octobre 2015 Doel er décembre er décembre 2015 Doel er octobre er octobre 2022 Tihange er février er février 2023 Doel er juillet er juillet 2025 Tihange er septembre er septembre 2025 Total nucléaire 5926 Le scénario LW (Loi Wet) prévoit que, conformément à cette loi, les 3 plus anciens réacteurs seront désactivés en Comme, par convention, seules les unités en fonctionnement au 31 décembre sont comptabilisées, la production de Doel 1&2 et Tihange 1 «cesse» dès l année Il est toutefois évident qu en suivant le calendrier précis des fermetures, la réduction de la capacité sera progressive au cours de l année. Tableau 11: Évolution des capacités installées nucléaires et non nucléaires dans le scénario LW (MW) Type de centrale Nucléaire Autres TOTAL MB du En mars

33 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie L article 9 de la loi susmentionnée stipule toutefois qu «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'électricité 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». Cet article de loi justifie que dans le Rapport soient étudiés des scénarios de prolongation de certaines capacités Scénario «ext-t» : prolongation de Tihange1 et fermeture de Doel 1&2 en 2015 La possibilité de ne fermer que les deux plus anciennes centrales de Doel et de prolonger la première centrale de Tihange est considérée dans le scénario ext-t (extension de Tihange). Tableau 12: Évolution des capacités installées nucléaires et non nucléaires dans le scénario ext-t (MW) Type de centrale Nucléaire Autres TOTAL Scénario «ext-d» : prolongation de Doel 1&2 et fermeture de Tihange1 en 2015 Le scénario ext-d (extension de Doel1&2) porte sur la seule prolongation des deux plus anciennes unités de Doel. Etant couplés, les deux réacteurs doivent être prolongés conjointement si la durée de prolongation s avère être une longue période (voir introduction). Tableau 13: Évolution des capacités installées nucléaires et non nucléaires dans le scénario ext-d (MW) Type de centrale Nucléaire Autres TOTAL Bien que les scénarios ext-t et ext-d conduisent quasiment à la même capacité, il est apparu plus neutre de présenter les chiffres exacts de chacun des 2 scénarios. Rapport sur les moyens de production d électricité juin

34 3.2. Adéquation entre les capacités et la demande suivant un modèle déterministe La courbe de charge de 2010 a été prise comme référence. Les hypothèses contenues dans les deux situations extrêmes étudiées sont d abord brièvement rappelées ci-dessous. Les hypothèses à la charge de pointe (PEAK) En cas de charge de pointe, toutes les unités fonctionnent à pleine capacité disponible. Par hypothèse, les unités variables ne contribuent pas du tout à la production : pas de vent (ce qui est possible), pas de soleil (ce qui est probable car fin de journée en hiver), pas d hydraulique pur (ce qui est peu probable mais possible en cas de gel généralisé des cours d eau). Les hypothèses à la charge de base (BASE) Lors de la charge de base, seules les unités «must run» et «baseload» fonctionnent. Une variante extrême considère que s ajoutent à ces unités toutes les unités renouvelables en production maximum («+ren»). Cette situation pourrait s observer un matin d été, même si l hypothèse de production à pleine puissance à ce moment-là est très peu probable Présentation des écarts extrêmes L écart («gap») entre les capacités disponibles et, d une part, la charge de pointe («peak gap», voir ), d autre part, la charge de base («must run excess», voir ) est estimé par un outil déterministe, en fonction des 3 niveaux de demande envisagés (REF2010, LOW-1% et SUP+1%) et pour les 3 scénarios de fermeture des unités nucléaires en 2015, tels que décrits ci-dessus (LW, ext-t et ext-d). Les résultats globaux sont illustrés dans les figures ci-dessous pour les 3 scénarios (Figure 9 et Figure 10). Les écarts positifs représentés sur les figures sont en valeur absolue, c est-à-dire qu il s agit de ceux qui «posent problème» et qui traduisent un manque de capacité («peak gap») ou un excès de capacité («must run excess»). Lors de la charge de base, la surcapacité est illustrée dans le cas où les renouvelables sont soit en production maximum («+ren») soit à l arrêt complet. Figure 9: Évaluation des écarts en pointe et en base pour les 3 niveaux de demande dans le scénario LW selon le modèle déterministe (MW) 34

35 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Figure 10: Évaluation des écarts en pointe et en base pour les 3 niveaux de demande dans les scénarios ext-t et ext-d selon le modèle déterministe (MW) Dans tous les scénarios, l approvisionnement en pointe est critique (l écart est positif) à partir de 2014, voire 2013 si la demande augmente, suite principalement à la fermeture potentielle de plusieurs TGV devenues non rentables selon leur propriétaire. Dès 2015, cet écart est accentué par l arrêt des réacteurs nucléaires. Par la suite, les décommissionnements d anciennes unités ne sont pas compensés par des projets non renouvelables, ce qui aggrave encore le déséquilibre entre les capacités et la demande. En charge de base, au cours de la période envisagée, un excès structurel d environ MW est observé en cas de production maximale des unités renouvelables (situation néanmoins peu probable). En cas de contribution nulle des unités renouvelables (situation également peu probable en charge de base) les capacités ne seraient insuffisantes (à la marge) qu en 2017, si la demande d électricité connaît une croissance de 1% par an (très faible «must run excess» négatif). Dans tous les autres cas, avec ou sans renouvelables, la capacité de base est excédentaire en charge de base. En cas de prolongation partielle de certaines unités nucléaires, il est évident que la situation est moins critique en pointe mais les excédents en charge de base augmentent. L année 2017 est l année la plus préoccupante en pointe. Dans le scénario LW, si la demande est constante et fixée à son niveau de 2010, le manque de capacité disponible pour couvrir la pointe est de MW. Tableau 14: Évaluation des écarts en 2017 pour les 3 niveaux de demande et selon la charge selon le modèle déterministe (MW) PEAK BASE Demande REF2010 LOW -1% SUP +1% REF2010 LOW -1% SUP +1% Scénario LW ren Scénario ext-t ren Scénario ext-d ren Rapport sur les moyens de production d électricité juin

36 Adéquation en charge de pointe L analyse détaillée montre dans le Tableau 15 les gaps en MW dans les différentes situations étudiées lors de la charge de pointe. Un code de couleurs permet de rapidement identifier les résultats. Tableau 15: Adéquation en charge de pointe selon le modèle déterministe (MW) Demande Scénario Scénario LW REF2010 Scénario ext-t Scénario ext-d Scénario LW LOW -1% Scénario ext-t Scénario ext-d Scénario LW SUP +1% Scénario ext-t Scénario ext-d 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 et d importations. En jaune, la capacité est inférieure à MW ; en orange, elle est supérieure à MW. Les Figure 11 et Figure 12 illustrent les différentes situations d adéquation dans les 3 scénarios. Figure 11: Adéquation en charge de pointe dans le scénario LW selon le modèle déterministe (MW) 36

37 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Figure 12: Adéquation en charge de pointe dans les scénarios ext-t et ext-d selon le modèle déterministe (MW) La contribution des capacités renouvelables à la pointe La pointe, tout juste alimentée par l ensemble du parc non renouvelable en 2012 et 2013, pourrait-elle être couverte par la production renouvelable dès 2014? L ajout de la contribution maximum des renouvelables montre une réduction importante de l écart. Attention, il est toutefois peu probable que la production d électricité soit à son maximum justement au moment de la pointe. La situation envisagée ici est donc très théorique et a peu de chance de se produire dans la réalité. Cette situation dans laquelle l éolien et l hydraulique pur produisent au maximum de leur capacité disponible au moment de la pointe d hiver 25 est illustrée dans les Figure 13et Figure 14. Avec l application de la loi de sortie du nucléaire, la charge de pointe de référence (REF2010) est juste couverte par l ensemble du parc de production («gap» de 51 MW en 2017), à l exception de 2015 (année pendant laquelle 3 unités nucléaires sont considérées comme fermées tout au long de l année). Si la demande suit la trajectoire «LOW -1 %», la charge de pointe pourrait être assumée, même en 2015, par l ensemble du parc disponible sur le territoire, toujours avec l hypothèse d une production maximale des unités éoliennes et hydrauliques. Figure 13: Adéquation à la charge de pointe dans le scénarios LW, avec intervention de la production éolienne et hydraulique pure (cas extrême, où la production nominale 26 intervient exactement au moment de la pointe) selon le modèle déterministe (MW) 25 A la pointe d hiver, en fin de journée, le solaire ne produit rien. 26 Nominale = maximale Rapport sur les moyens de production d électricité juin

38 Figure 14: Adéquation à la charge de pointe dans les scénarios ext-t et ex-d, avec intervention de la production éolienne et hydraulique pure (cas extrême, où la production nominale intervient exactement au moment de la pointe) selon le modèle déterministe (MW) Adéquation en charge de base De même, les résultats chiffrés du gap enregistré en production de base sont illustrés pour les 2 variantes étudiées : dans le Tableau 16, les Figure 15 et Figure 16 (avec intervention maximale des renouvelables variables) et dans le Tableau 17 et les Figure 17 et Figure 18 (les énergies renouvelables étant supposées complètement à l arrêt). Variante avec production nominale des énergies renouvelables «+ren» Tableau 16: Adéquation en charge de base en cas de production renouvelable maximum selon le modèle déterministe (MW) Demande Scénario Scénario LW REF2010 Scénario ext-t Scénario ext-d Scénario LW LOW-1% Scénario ext-t Scénario ext-d Scénario LW SUP+1% Scénario ext-t Scénario ext-d Orange : les capacités «must run» et «baseload» disponibles, renforcées par une production renouvelable maximum dépassent la charge de base (excès de production). Orange foncé : les capacités «must run» et «baseload» disponibles, renforcées par une production renouvelable maximum dépassent la charge de base (excès de production) et l écart est supérieur à celui de

39 SPF Economie, P.M.E., Classes Moyennes et Energie. DG Energie Observatoire de l Energie Figure 15: Adéquation en charge de base dans le scénario LW, en cas de production maximum renouvelable, selon le modèle déterministe (MW) Figure 16: Adéquation en charge de base dans les scénarios ext-t et ext-d, en cas de production renouvelable maximum, selon le modèle déterministe (MW) Variante sans production des renouvelables Tableau 17: Adéquation en charge de base en cas de production renouvelable nulle selon le modèle déterministe (MW) Demande Scénario Scénario LW REF2010 Scénario ext-t Scénario ext-d Scénario LW LOW-1% Scénario ext-t Scénario ext-d Scénario LW SUP+1% Scénario ext-t Scénario ext-d Rapport sur les moyens de production d électricité juin

40 Jaune orange : les capacités «must run» et «baseload» disponibles, en absence de toute production renouvelable, dépassent la charge de base (excès de production). En jaune, les capacités inférieures à MW. Parme : les capacités «must run» et «baseload» disponibles, en l absence de toute production renouvelable, ne parviennent pas à assumer la charge de base. Figure 17: Adéquation en charge de base dans le scénario LW, en cas de production renouvelable nulle, selon le modèle déterministe (MW) Figure 18: Adéquation en charge de base dans les scénarios ext-t et ext-d, en cas de production renouvelable nulle, selon le modèle déterministe (MW) 40