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ANNEXES Plan de Développement 2005 – 2012 A1

Annexes

Fédéral 17 septembre 2005

A2 Plan de Développement 2005 – 2012 ANNEXES


“We are a team of dedicated professionals,

accountable for keeping the lights on, by serving our

customers and the community in an efficient way”

Annexes Fédéral

17 septembre 2005



TABLE DES MATIERES

Annexe au chapitre 1 : Méthodologie du développement du réseau d’électricité A9

1.1 INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU RESEAU D’ELECTRICITE A11 1.1.1 Incertitudes liées à la production centralisée A11 1.1.2 Incertitudes liées aux flux de transit et d’importation A12 1.1.3 Incertitudes liées à la production décentralisée A14 1.1.4 Incertitudes liées à la maîtrise de la demande A14

1.2 LES DEUX HORIZONS-CLES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT A15

Annexe au chapitre 2 : Evolution de la consommation A17

2.1 CADRE MACROENERGETIQUE DE REFERENCE A20 2.2 MODELISATION DE LA CONSOMMATION POUR CHAQUE

CONSOMMATION LOCALE A21 2.2.1 Analyse des observations du passé A25 2.2.2 Prévisions «brutes» de consommations locales A26 2.2.3 Prévisions «finales» de consommations locales A26

Annexe au chapitre 3 : Evolution de la production A27

Annexe au chapitre 4 : Les transactions belges dans le contexte international A31

4.1 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE PAYS A33 4.1.1 Définitions A33 4.1.2 Méthode de calcul des capacités A33 4.1.3 Méthode de simulation des transactions A36 4.1.4 Capacités de transaction calculées A36 4.1.5 Valorisation de la puissance réactive A37

4.2 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE LA BELGIQUE ET LES PAYS VOISINS A37 4.2.1 Questions relatives aux importations A37 4.2.2 Questions relatives à d’autres transactions déterminantes A39 4.2.3 Réseau interconnecté européen A40

Annexe au chapitre 5 : Critères de développement du réseau de transport A41


5.1 CRITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT DANS LE CADRE DES METHODES CLASSIQUES A43 5.1.1 Description du modèle d’écoulement de charge sur le réseau

d’électricité A43 5.1.2 Méthodes de dimensionnement A45 5.1.3 Critères de développement A49 5.1.4 Infrastructure et équipements standard A51

5.2 EVALUATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE A51 5.2.1 Evaluation économique A51 5.2.2 Evaluation environnementale A57

Annexe au chapitre 6 : Réseau de transport d’électricité de référence 2006 A61

6.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS ENGAGES A L’HORIZON 2003 A63 6.1.1 Renforcements à caractère national engagés à l’horizon 2003 A63 6.1.2 Renforcements vers les niveaux de tension inférieurs

engagés à l’horizon 2003 A64 6.2 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS PLANIFIES

A L’HORIZON 2006 A64 6.2.1 Renforcements à caractère national planifiés à l’horizon 2006 A64 6.2.2 Renforcements à caractère local planifiés à l’horizon 2006 A65

Annexe au chapitre 7 : Renforcements du réseau de transport à l’horizon 2008 A69

7.1 EVALUATION DE L’IMPACT DU NIVEAU D’IMPORTATION DES PAYS-BAS SUR LES POSSIBILITES D’IMPORTATION DE LA BELGIQUE A71

7.2 EVALUATION DE L’IMPACT DE L’INSTALLATION DE DEUX DEPHASEURS A LA FRONTIERE BELGO-HOLLANDAISE A72

7.3 ETUDE DE RENTABILITE ET EVALUATION ECONOMIQUE RELATIVES A L’INSTALLATION DES TRANSFORMATEURS 380/150 KV D’AVELGEM/RUIEN ET DE COURCELLES/GOUY A72 7.3.1 Nouveau transformateur 380/150 kV à Avelgem/Ruien A73 7.3.2 Nouveau transformateur 380/150 kV à Courcelles/Gouy A74 7.3.3 Evaluation économique de l’installation de deux

déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise A76

Annexe au chapitre 8 : Evolution à long terme du réseau de transport A79

8.1 RENFORCEMENT DE LA LIGNE 380 KV GRAMME-MASSENHOVEN A81 8.1.1 Contraintes liées à l’aménagement du territoire A81 8.1.2 Evaluation socio-économique A82


Annexe au chapitre 9 : Accueil de nouvelles unités de production A85

9.1 RACCORDEMENT D’UN PARC DE PRODUCTION EOLIENNE D’UNE PUISSANCE INSTALLEE DE L’ORDRE DE 580 MW EN MER DU NORD A87 9.1.1 Description des variantes examinées dans le cadre

du Plan de Développement 2003-2010 A87 9.1.2 Evaluation socio-économique A88


LISTES DES FIGURES ET TABLEAUX

Figure 2.1: Approche relative à l’élaboration des prévisions de consommation A19

Figure 2.7: Exemple de consommation locale de distribution pour 4 jours types A22

Figure 2.8: Exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types A22

Figure 2.9: Autre exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types A23

Figure 2.10: Exemple de consommation locale industrielle de type «four sidérurgique de nuit» pour 4 jours types A23

Figure 4.2: Exemple de transit de 100 MW de France vers l’Allemagne sur le réseau UCTE, à un instant donné - Représentation des flux physiques et contractuels générés à travers tout le réseau européen A35

Figure 4.3: Lignes d’interconnexion sur le réseau belge et les pays voisins. A39 Figure 7.1: Impact sur les possibilités d’importation belge du niveau

d’importation des Pays-Bas (Plan de Développement 2003-2010) A71

Tableau 7.2: Liste des renforcements en termes de déphaseurs nécessaires pour assurer une importation belge de 3700 MW, à l’horizon 2006, dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 A72

Tableau 7.3: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Avelgem/Ruien et Wortegem (Plan de Développement 2003-2010) A74

Tableau 7.4: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Gouy (Plan de Développement 2003-2010) A76

Tableau 7.5: Evaluation socio-économique de l’installation de deux déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise (Plan de Développement 2003-2010)A 77

Tableau 8.1: Liste des renforcements en termes de postes et transformateurs nécessaires pour assurer une importation belge de 4700 MW (Plan de Développement 2003-2010) A81

Tableau 8.2: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires pour assurer une importation belge de 4700 MW (Plan de Développement 2003-2010) A81

Tableau 8.3: Evaluation socio-économique du transformateur de Zutendaal A83 Tableau 8.4: Evaluation socio-économique du 2ème terne

Gramme-Massenhoven A83 Tableau 9.1: Pourcentage de la puissance nominale transmissible par

le réseau, pour une puissance installée de 580 MW dont 230 raccordés en 150 kV à Zeebrugge et 350 MW raccordés à Slijkens (Plan de Développement 2003-2010) A88

Tableau 9.2: Evaluation socio-économique des projets de raccordement des parcs d’éoliennes off-shore A89


Annexe au chapitre 1 : Méthodologie du développement du réseau d’électricité



La recherche de solutions relatives au développement du réseau est une démarche complexe nécessitant la prise en compte d’un grand nombre d’incertitudes liées directement ou indirectement au marché. La section 1.1 ci-dessous détaille les principales sources d’incertitude liées aux paramètres d’évolution de la production et de la consommation d’électricité. Par ailleurs, toutes les décisions qui concernent le développement du réseau dans le terme pris en compte par le Plan de Développement n’ont pas la même portée. Les décisions relatives à un horizon à court terme sont économiquement et/ou techniquement irréversibles alors que celles portant sur un horizon à moyen terme seront liées aux circonstances qui sont progressivement précisées. Face à cette contrainte, deux horizons-clés successifs sont envisagés dans la construction des scénarios: un horizon à court terme et un horizon à moyen terme, horizon du Plan. Les raisons de ce choix sont développées à la section 1.2.

1.1 INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU

RESEAU D’ELECTRICITE Le Plan de Développement du réseau de transport d’électricité concerne les plans de tension de 380 kV à 150 kV. Le réseau 380kV-150kV permet le raccordement des grosses unités de production centralisée et réalise l’interconnexion avec les Pays-Bas et la France. A ces niveaux de tension, le développement du réseau est donc particulièrement sensible à l’évolution du parc de production et aux niveaux des flux de transit et d’importation ainsi qu’à leurs origines et destinations.

Les incertitudes relatives à l’évolution de la consommation d’électricité ont un impact plus limité pour les niveaux de tension de 380 kV à 150 kV1. Pour cet aspect, une des principales incertitudes est liée à la maîtrise de la demande qui est largement dépendante de la réponse du consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvres (mesures URE, taxe CO2,…). Les principales sources d’incertitudes qui caractérisent donc le développement du réseau sont liées: • à la production centralisée; • aux flux de transit et d’importation; • à la production décentralisée; • à la maîtrise de la demande. Elles sont reprises et décrites en détail dans les sections ci-après.

1.1.1 INCERTITUDES LIÉES À LA PRODUCTION CENTRALISÉE

Le réseau 380-150kV est conçu en étroite liaison avec le parc de production, pour acheminer l’énergie produite à partir des unités belges et étrangères vers les consommateurs. Le développement du réseau 380-150 kV est donc particulièrement sensible à des modifications:

1 A ces niveaux de tension, l’évolution générale de la consommation est évaluée au niveau des nœuds du réseau de

transport et non au niveau du consommateur ultime raccordé à des niveaux de tension inférieurs.


• du parc de production en termes de structure du parc et de localisation des unités;

• de l’exploitation des unités de production. Dans un marché libéralisé où le transport a été scindé de la production d’énergie, le gestionnaire de réseau n’a pas de connaissance préalable des intentions des producteurs. Ces derniers ont désormais des nouvelles logiques économiques dictées par le marché et sont soumis à la concurrence. Ils peuvent dès lors décider de désaffecter des unités existantes pour des raisons économiques, avec des préavis très courts2 et sous réserve de certaines impositions légales. Par ailleurs, ils peuvent construire de nouvelles unités sans en avoir fait connaître leur intention longtemps à l’avance. Les décisions de construction de nouvelles installations de production sont donc prises de manière indépendante par chaque producteur, en dehors de toute contrainte légale en matière de coordination de ces investissements. La construction d’une unité turbine gaz vapeur (TGV) est réalisable en un délai de deux ans (hors délai d’obtention des licences et autorisations). Par contre, les renforcements de réseau qui en résultent ne peuvent souvent pas être réalisés dans ces délais. Désormais, le développement des moyens de production est découplé du développement du réseau de transport. En ce qui concerne la production, le législateur a donné pour mission à l’autorité publique d’établir un cadre de référence pour les acteurs du marché désireux d’investir ainsi que pour les autorités désireuses de développer des politiques énergétiques. Les pouvoirs publics se réservent le droit d’orienter les décisions d’investissement du marché en vue d’assurer la sécurité d’approvisionnement, l’accès à l’énergie pour tous, une gestion rationnelle des ressources énergétiques, une maîtrise des effets sur l’environnement, etc. Ils proscrivent ainsi certains moyens de production et en encouragent d’autres. Alors que la mise en application de certaines politiques énergétiques est à peine finalisée, il est difficile de prévoir quelle sera la réponse effective des investisseurs aux mesures de soutien et d’incitation mises en œuvre. Ce cadre de référence ne présente toutefois aucun caractère contraignant: l’initiative en matière d’investissement dans des moyens de production appartient au marché. En outre, il ne fournit aucune information relative à la localisation effective des nouvelles unités. Enfin, les développements technologiques influenceront également l’évolution du parc de production.

1.1.2 INCERTITUDES LIÉES AUX FLUX DE TRANSIT ET D’IMPORTATION

Le réseau 380 kV-220 kV comporte des liaisons avec les Pays-Bas et la France3. Le réseau 150 kV, qui assure un des maillages entre les nœuds du réseau 380 kV, peut dès lors être affecté par les flux qui transitent aux niveaux de tension 380 kV-220 kV. Dans certaines circonstances, le réseau 150 kV peut constituer un goulet d’étranglement pour l’importation ou le transit.

2 Le Règlement Technique prévoit un préavis de six mois.

3 La Belgique ne comporte aucune liaison directe avec l’Allemagne.


Le développement du réseau 380 kV-150 kV est donc particulièrement sensible aux hypothèses liées aux niveaux d’importation et de transit, ainsi qu’aux origines et destinations des flux considérés. Les volumes d’énergie électrique importée ou exportée dépendent de divers critères: excédents et/ou déficits dans les pays voisins, écarts de prix entre la Belgique et les pays voisins, capacités de transport disponibles sur les interconnexions avec les Pays-Bas et la France. Le marché libéralisé est une réalité récente et nous ne disposons pas d’observations historiques suffisantes. L’évolution des prix des marchés paraît dès lors extrêmement difficile à estimer. De même, l’évaluation de l’élasticité au prix de la demande d’importation est très délicate. Très peu d’indications sont disponibles concernant l’évolution des moyens de production - et donc des volumes disponibles - des pays voisins à l’horizon visé par le Plan de Développement. Enfin, les capacités de transport disponibles pour les transactions avec les Pays-Bas et la France ne sont pas calculées sur la simple base de la capacité de transport des lignes d’interconnexion à travers les frontières du pays4. Elles sont influencées par la répartition des flux traversant les frontières avec la France et avec les Pays-Bas. Cette répartition est influencée par divers facteurs - origine des importations, volumes, origines et destinations des flux de transit qui traversent le pays, évolution des réseaux étrangers proches - dont nous n’avons que peu d’indication, surtout à l’horizon du Plan (7 ans). Le cadre de référence établi par l’autorité publique distingue pour sa part plusieurs variantes d’importation. Elles sont basées sur des estimations relatives à l’offre disponible en Belgique et à la consommation à cet horizon. Cependant, ce cadre de référence ne donne aucune information sur les sites d’origine des importations. Par ailleurs, il ne prend pas en compte les unités de production en Belgique dont l’électricité serait destinée à l’exportation. A l’horizon du Plan de Développement, la situation du parc de production ne devrait pas être bouleversée de manière considérable. Les surplus de production propre par rapport à la consommation propre de la Belgique devraient rester faibles et continuer à se manifester en dehors des moments «critiques» pour le réseau, du point de vue de son dimensionnement. En conséquence, les flux d’exportation ne sont pas considérés comme déterminants dans le dimensionnement du réseau. L’évaluation des flux de transit sort du cadre de référence établi par l’autorité publique. Les hypothèses de transit à travers la Belgique prises en compte dans le Plan de Développement sont réalisées sur base des informations disponibles. Elles s’appuient notamment sur: • la coordination des prévisions avec les GRT voisins; par exemple, dans le

cadre de l’établissement du «Capaciteitsplan» de TenneT; • la concordance de ces scénarios avec les données fournies dans le cadre de

référence établi par l’autorité publique.

4 Les capacités de transfert nettes entre la Belgique et ses voisins, publiées par ETSO sur base de données fournies par

les gestionnaires de réseaux concernés, sont disponibles dans le Programme indicatif des moyens de Production d’électricité.


En outre, ces scénarios sont établis en dehors de toute contrainte relative aux limites des interconnexions transfrontalières des réseaux belge et hollandais.

1.1.3 INCERTITUDES LIÉES À LA PRODUCTION DÉCENTRALISÉE

L’impact sur le réseau d’un moyen de production décentralisé dépend principalement de son type, de son éventuel caractère intermittent, des possibilités de pilotage de la production d’électricité, de la taille de l’unité et du plan de tension auquel elle est raccordée. La production décentralisée permet l’acheminement d’une partie de la production d’électricité vers le consommateur via les réseaux locaux, à basse ou moyenne tension. Elle pourrait permettre ainsi de décharger le réseau à haute tension. Ceci entraînerait alors une stagnation, voire même une diminution des consommations nettes enregistrées au niveau du réseau de transport. Cependant, même si la production décentralisée permettait de retarder les investissements dans le réseau à haute tension, son impact resterait limité et le réseau devrait être configuré de façon à être capable de compenser tout aléa de production inhérent à ce type d’unités. Les moyens de production décentralisée tels que la cogénération et l’éolien sont pilotés selon des caractéristiques inhérentes au type de production et non en fonction des besoins en électricité. A titre d’exemple, la production d’électricité éolienne ne peut être estimée que sur base d’hypothèses relatives à l’occurrence et la puissance des vents. Dans le cas de la cogénération, la production est liée à un processus industriel dont il convient d’examiner le détail. Une attention particulière est en outre accordée aux moyens de compensation réactive à mettre en place pour compenser les charges inductives que représentent toutes ces installations. La localisation des moyens de compensation par niveau de tension du réseau devra faire l’objet d’études détaillées dès que les projets de production décentralisée seront précisés.

1.1.4 INCERTITUDES LIÉES À LA MAÎTRISE DE LA DEMANDE

Le développement du réseau de transport d’électricité est piloté notamment par l’accroissement de la consommation considérée au niveau des nœuds du réseau. A ces niveaux de tension, l’agrégation de la demande est telle que l’on considère que les aléas liés aux consommations ultimes se compensent mutuellement. La principale source d’incertitude liée à la demande émane de l’impact potentiel des politiques de maîtrise de la demande. Par politique de la maîtrise de la demande, on entend deux principaux types de mesures: • d’une part, les mesures qui ont pour but de diminuer la consommation

d’énergie de façon absolue, par exemple, typiquement, l’incitation à l’utilisation d’équipements moins gourmands en énergie;


• d’autre part, les mesures qui consistent à réduire la consommation à la pointe de consommation, quitte à reporter cette consommation en dehors de la pointe, par exemple par une incitation tarifaire.

L’impact potentiel des politiques de maîtrise de la demande dépendra largement de la réponse du consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvre. Cet impact est, par ailleurs, difficilement quantifiable, pour plusieurs raisons. La pénétration des actions est non linéaire dans le temps5. Elle est, en outre, influencée par des paramètres externes tels que la croissance économique, la température moyenne, les moyens de substitution énergétique; elle est également sujette à interférences avec d’autres secteurs. Les évaluations des effets des politiques de maîtrise de la demande fournissent des ordres de grandeur qui doivent être interprétés avec la plus grande prudence. Dans ce contexte, le gestionnaire de réseau doit donc chercher à développer le réseau de façon à rencontrer les besoins d’alimentation de toute consommation locale. Afin de couvrir un large spectre en terme d’évolution de la consommation, le Plan de Développement s’appuie sur deux variantes différenciées, basées sur les variantes proposées par le Bureau fédéral du Plan et également prises en considération dans l’établissement du Programme Indicatif des moyens de production.

1.2 LES DEUX HORIZONS-CLES DU PLAN DE DEVELOPPEMENT Face aux nombreuses incertitudes qui caractérisent le développement du réseau, il convient en outre d’envisager un éventail de solutions alternatives et de prendre les dispositions nécessaires pour être en mesure de réagir rapidement en cas d’imprévu. Dès lors, afin de dimensionner le réseau dans un souci de rentabilité économique, la méthodologie développée dans le cadre du Plan de Développement du réseau se fonde sur deux phases: une première phase limitée à un horizon à court terme et une deuxième phase couvrant un horizon à moyen terme. La première phase, relative à l’horizon à court terme, couvre les trois premières années de la période de 7 ans visée par le Plan de Développement. Pour cette période, il est déterminant de faire les meilleurs choix, en sachant que les décisions prises sont quasi irréversibles. En effet, à cause des délais de réalisation des renforcements, il n’est quasi pas possible de reporter des décisions ou de revenir en arrière sans générer des coûts supplémentaires inutiles. La première phase du Plan reprend tous les renforcements nécessaires pour viser à préserver la fiabilité du réseau. La seconde phase, relative à l’horizon à moyen terme, couvre les années suivantes jusqu’à l’horizon à 7 ans sur lequel porte le Plan de Développement. A cet horizon plus lointain, il n’est pas possible ni opportun de faire des choix fermes, faute d’informations suffisamment précises sur les paramètres

5 Typiquement, elle suit une courbe en S.


déterminants pour le développement du réseau. Par contre, il s’agit cette fois de proposer un portefeuille de pistes de développement du réseau et de s’assurer que les décisions adoptées dans le cadre de la première phase permettent un développement futur optimal. Elles doivent en outre être compatibles avec l’ensemble des scénarios envisagés dans la seconde phase du développement. En ce qui concerne cette période, le Plan de Développement couvre: • des pistes de renforcement indicatives; • des décisions relatives à des projets d’études concernant des installations dont

les délais de réalisation sont plus longs. L’ensemble des variantes envisagées pour la seconde phase sera de toute façon réévalué lors de l’élaboration des Plans de Développement suivants; cette réévaluation conduira alors à son tour à des décisions précises et engageantes.


Annexe au chapitre 2 : Evolution de la consommation



Les prévisions d’évolution de la consommation d’électricité pour toutes les consommations alimentées aux différents points d’alimentation du réseau, désignées ci-après «consommations locales», font partie de l’ensemble de données exogènes injectées dans le modèle de simulation de la charge du réseau permettant de déterminer les renforcements à envisager. Les prévisions de consommations locales résultent d’un processus confrontant deux sources d’informations, relevant de logiques différentes, l’une «macroéconomique» et l’autre «microéconomique». L’information macroéconomique est basée sur les perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan. L’approche microéconomique s’attache quant à elle à la confection de prévisions de consommation pour chaque consommation locale dans une logique d’analyse individualisée, sur base d’observations historiques et de déclarations de perspectives de la part des utilisateurs du réseau. La confrontation des deux sources d’information peut être vue comme la synthèse d’approches «top-down», d’une part, et «bottom-up», d’autre part. Figure 2.1: Approche relative à l’élaboration des prévisions de consommation

Le processus d’élaboration des perspectives de consommations locales est détaillé ci-après. La section 2.1 présente le cadre macroéconomique de référence, basé sur les perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan. L’approche microéconomique relative à la modélisation de la consommation pour chaque consommation locale et son intégration dans le cadre macroéconomique est explicitée ensuite à la section 2.2.


2.1 CADRE MACROENERGETIQUE DE REFERENCE Le cadre macroénergétique de référence qui est pris en compte dans le calcul des prévisions de consommations locales établies pour les besoins du développement du réseau d’électricité se fonde sur les attentes en matière de perspectives énergétiques pour la Belgique telles qu’elles ont été formulées par le Bureau fédéral du Plan. Celles-ci ont été établies à l’aide du modèle PRIMES6. Deux variantes sont dérivées des perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan dans le cadre du développement du réseau d’électricité: une variante haute et une variante basse. Ces deux variantes sont ainsi choisies pour donner lieu à des perspectives différenciées en matière d’évolution de la consommation d’électricité et pour couvrir un large spectre d’éventualités. Ces variantes sont en outre choisies en phase avec les scénarios de demande retenus par la CREG dans la dernière mise à jour du Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité. La variante basse représente des perspectives de consommation électrique belge très modérée. Cette variante a pour but de simuler le système énergétique belge compte tenu d’efforts en matière de maîtrise de la consommation énergétique destinés à satisfaire les objectifs de réduction des émissions de CO2 liées aux engagements de la Belgique dans le cadre du Protocole de Kyoto. La variante haute génère des prévisions de consommation électrique plus élevée. Dans le cadre de cette variante, l’atteinte des objectifs de réduction des émissions de CO2 liés aux engagements de la Belgique dans le cadre du protocole de Kyoto est dissociée de l’évolution de la demande. La prise en compte de cette variante «haute» en termes de perspectives de consommation électrique se justifie par la mission que doit remplir le gestionnaire de réseau de développer le réseau afin de garantir une capacité adéquate pour rencontrer les besoins. En outre, la méthodologie de dimensionnement du réseau en deux phases à l’horizon du Plan de Développement prévoit un développement «robuste» à court terme et «souple» à moyen terme. Dans cette hypothèse, il est très raisonnable de considérer qu’un investissement entrepris sur base d’une surestimation de la demande ne serait qu’une anticipation d’un investissement qui aurait vraisemblablement dû être réalisé quelques années plus tard.

6 PRIMES est un modèle énergétique simulant le marché énergétique européen dans son ensemble et dans les pays

membres, sur le long terme (horizon 2030). Il constitue un instrument d’analyse du marché énergétique, permettant de générer des prévisions sur ce marché compte tenu d’un jeu d’hypothèses en matière d’environnement extérieur (structure et croissance économique, prix des combustibles etc.). Il permet notamment de simuler l’impact de choix politiques en matière énergétique, comme par exemple l’incidence de la sortie du nucléaire sur les émissions de gaz à effet de serre. Il s’agit d’un modèle d’équilibre partiel, reposant sur l’hypothèse que tant les producteurs que les consommateurs d’énergie répondent aux signaux de prix. L’équilibre est atteint lorsque, sur chaque segment du système énergétique, le prix égalise l’offre et la demande. L’équilibre est dit «partiel» en raison de l’absence de feedback de la sphère énergétique vers la sphère économique. La consommation d’électricité constitue un des segments du marché énergétique endogénéisé dans PRIMES. Le lecteur intéressé par une description exhaustive peut se référer à l’annexe 1 du Planning Paper 95 du Bureau fédéral du Plan.


2.2 MODELISATION DE LA CONSOMMATION POUR CHAQUE

CONSOMMATION LOCALE Un des grands défis du développement du réseau d’électricité consiste à appréhender correctement le comportement chronologique des consommations locales qu’il alimente. En effet, le niveau d’une consommation locale fluctue très fortement en fonction du moment de la journée, mais aussi en fonction du jour et de la saison considérés. On note, de plus, d’importantes différences suivant le type de consommation locale. Par exemple: • Pour une consommation locale de type «résidentiel», la variation du niveau de

consommation au cours d’une journée est relativement répétitive d’un jour à l’autre, avec des niveaux plus élevés en hiver qu’en été et avec une pointe annuelle en hiver, vers 18h00, due aux besoins d’éclairage et de chauffage.

• Pour une consommation locale de type «tertiaire», la variation du niveau de consommation est plus ou moins répétitive durant les jours ouvrables alors que les jours du week-end présentent une consommation atypique.

• Une consommation locale de type «industriel» est généralement plus constante au cours de l’année; toutefois, des chutes de consommation peuvent généralement être observées aux périodes de vacances; parfois, les changements de «pause» des ouvriers peuvent également être observés; s’il s’agit d’une activité industrielle à consommation d’électricité intensive, la pointe de consommation peut éventuellement se manifester durant la nuit7,…

Les figures 2.7 à 2.10 ci-après fournissent des exemples de courbes de consommation pour différents types de consommations locales. La figure 2.7 fournit la courbe d’une consommation locale de distribution, composée de consommations de type «ménages» et «tertiaire». Les trois autres figures montrent différents exemples de courbe de consommation locale de type «industriel». Ces courbes de consommation sont représentées pour 4 jours types8 et illustrent les différences observées, d’une part, entre l’hiver et l’été et, d’autre part, entre un jour ouvrable et un samedi.

7 Ce phénomène résulte en principe d’avantages tarifaires négociés avec les producteurs.

8 Mercredi d’hiver (27/11/2002) – samedi d’hiver (30/11/2002) – mercredi d’été (10/7/2002) – samedi d’été

(13/7/2002).


Figure 2.7: Exemple de consommation locale de distribution pour 4 jours types

Figure 2.8: Exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types


Figure 2.9: Autre exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types

Figure 2.10: Exemple de consommation locale industrielle de type «four sidérurgique de nuit»

9 pour 4

jours types

Le réseau d’électricité doit être dimensionné de façon à procurer dans la mesure du possible une capacité adéquate pour rencontrer les besoins d’alimentation de toute consommation locale.

9 Il s’agit d’un client pour lequel le contrat prévoit un prélèvement durant les heures creuses, soit la nuit et les W-E.


La méthode classique de type déterministe est basée sur deux points de fonctionnement du réseau, considérés comme critiques en termes de besoins de capacité. Il s’agit: • du moment de sollicitation maximale, c.-à-d. «à la pointe», qui constitue

effectivement un moment de sollicitation critique au niveau du réseau; • du moment de moindre sollicitation, de l’ordre de 85% de la pointe,

correspondant à une situation de mi-saison, soit «hors pointe»; ce point de fonctionnement permet la prise en compte d’une sollicitation maximum de certains éléments du réseau suite à l’arrêt de certaines machines de production dans les réseaux de tensions inférieures et aux possibilités d’importation plus importantes, «hors pointe».

Dans la suite de ce chapitre nous désignerons par «pointe», la pointe nationale. La difficulté de la méthode déterministe réside dans le calcul des prévisions de chaque consommation locale au moment de la pointe de charge qui fluctue selon les années en raison de sa forte dépendance par rapport aux conditions climatiques. Les consommateurs et gestionnaires de réseau de distribution sont amenés à fournir des projections de consommation relatives à la pointe de leurs propres consommations locales10 et à la pointe du poste de prélèvement auquel ces consommations locales sont raccordées. A partir de là, pour les besoins de dimensionnement du réseau, il s’agit d’en déduire des prévisions de consommations locales «à la pointe» et «hors pointe». L’élaboration de ces prévisions de consommations locales à la pointe comporte plusieurs étapes décrites brièvement ci-après et détaillées dans les sections suivantes. Par souci de clarté, la démarche est présentée pour la situation «à la pointe» uniquement; elle est cependant directement transposable à l’élaboration des prévisions de consommations locales «hors pointe». Pour chaque consommation locale, on détermine, pour l’année écoulée, sur base de données d’observation collectées, deux valeurs: • la valeur de la puissance appelée au moment de la pointe du poste de

prélèvement de cette consommation; • la valeur de la puissance appelée en ce même point au moment de la pointe. Le rapport entre ces deux valeurs fournit un «coefficient de participation» à la pointe. Ce coefficient permet d’extrapoler, pour le futur, les prévisions de consommations locales à la pointe, à partir des prévisions de consommation locale à la pointe de leur poste de prélèvement, établies sur base des données historiques et des déclarations d’intention de la part des utilisateurs de réseau. Les prévisions de consommations locales ainsi obtenues sont ensuite corrigées de façon à refléter au mieux, dans leur ensemble, les perspectives de consommation d’électricité en Belgique, élaborées dans le cadre des perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan.

10

Le Règlement Technique prévoit que l’utilisateur du réseau transmet au gestionnaire du réseau les données de planification disponibles relatives aux 7 années suivant l’année en cours. En outre, la procédure de planification du réseau dans le cadre des plans d’équipement s’appuyait déjà sur la consultation des clients concernant leurs prévisions de pointe de consommation.


2.2.1 ANALYSE DES OBSERVATIONS DU PASSE

L’analyse des observations du passé se déroule selon la méthodologie suivante. Il s’agit de: • collecter et valider les données de consommation de puissance du passé; • analyser les données de prélèvement au moment de la pointe du poste; • analyser les données de prélèvement au moment de la pointe; • déduire un coefficient de participation de chaque charge à la pointe. Collecte et validation des données de consommation de puissance L’élaboration des prévisions d’accroissement des consommations en chaque point de prélèvement du réseau commence par la collecte puis la validation des données brutes relatives à l’historique des prélèvements de puissance de chaque consommation locale et du poste de transformation qui la dessert. Ces données, appelées «comptages» et disponibles à l’échelle du quart d’heure, proviennent de points de mesure. Les comptages sont analysés en vue de détecter les incohérences et autres défauts (valeurs manquantes, valeurs exceptionnelles, etc.). Ils sont validés et éventuellement corrigés en concertation avec les acteurs du terrain, utilisateurs directs ou gestionnaires de réseau de distribution. Consommations locales lors de la pointe du poste de transformation Les données validées de puissance appelée en chaque point d’alimentation du réseau sont analysées pour l’année écoulée. Pour chaque poste de transformation, on détermine le moment où il a été le plus sollicité dans l’année, soit la «pointe asynchrone» en ce sens qu’elle se produit à un moment différent de la pointe de consommation. Les quotes-parts des différentes consommations locales desservies par le poste de transformation à son moment de sollicitation maximale, soit les puissances asynchrones, sont ensuite déterminées11. Consommations locales lors de la pointe Pour chaque consommation raccordée au réseau, on détermine également le niveau de puissance prélevée au moment de la pointe, soit la puissance «synchrone».

11

Pour les consommations de type résidentiel, cette quote-part est ramenée à un niveau correspondant à celui qui aurait prévalu en cas de température «normale». Le souci est de neutraliser la forte influence de la température sur la consommation résidentielle afin de travailler sur une valeur normalisée, plus représentative. Le mécanisme de correction des données de consommation en fonction de la température observée est actuellement en cours de perfectionnement étant donné l’évolution des possibilités de traitement informatique de statistiques et de mesures de données brutes. Les principes qui sous-tendent le perfectionnement de ce mécanisme sont explicités au chapitre 2, section 2.3 du document principal.


Coefficient de participation Pour chaque consommation locale, on détermine le rapport entre les puissances «asynchrone» et «synchrone», appelé ci-après «coefficient de participation» à la pointe.

2.2.2 PREVISIONS «BRUTES» DE CONSOMMATIONS LOCALES

Prévisions de consommations locales à la pointe de leur poste de prélèvement Pour chaque consommation locale desservie par le réseau, on génère des prévisions de puissance prélevée au moment de la pointe du poste auquel elle est raccordée. Elles sont établies sur base du taux d’accroissement appréhendé comme suit: • Pour les consommations de type industriel, l’accroissement de consommation

est communiqué par l’utilisateur12. • Pour les consommations de la distribution13, Elia établit, en concertation avec

les gestionnaires de réseau de distribution, un taux de croissance généralement non nul.

Projections des consommations locales à la pointe Les puissances prélevées par chaque consommation locale lors de la pointe de son poste de prélèvement sont converties, via les «coefficients de participation», en puissances prélevées au moment de la pointe.

2.2.3 PREVISIONS «FINALES» DE CONSOMMATIONS LOCALES

Les prévisions «brutes» relatives aux consommations locales sont corrigées de façon à refléte r au mieux les perspectives de consommation d’électricité belge élaborées dans le cadre des Perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan. Le calibrage se fait de manière à ce que les évolutions prévues au niveau des consommations locales soient compatibles avec: • la prévision globale de consommation nationale «à la pointe» ou «hors

pointe»14; • des cibles sectorielles calculées sur base des taux d’accroissement sectoriels

prévus dans le cadre macroéconomique retenu.

12

En cas d’absence de déclaration de la part de l’utilisateur, un taux de croissance nul est appliqué. 13

Prélèvements effectués par les gestionnaires des réseaux de distribution desservant les consommateurs raccordés en moyenne et basse tension.

14 Pour rappel, deux séries de prévisions de consommations locales sont établies, l’une reflétant les quotes-parts au moment de la pointe et l’autre les quotes-parts à un moment de moindre sollicitation du réseau (hors pointe).


Annexe au chapitre 3 : Evolution de la production



Les prévisions relatives à l’évolution de la production d’électricité font partie de l’ensemble de données exogènes injectées dans le modèle d’écoulement de charges qui permet d’identifier les goulets d’étranglement et, ensuite, de rechercher les renforcements nécessaires pour assurer la capacité de transport souhaitée. Le parc de production à la base du Plan de Développement s’appuie sur les diverses sources d’information disponibles, dont principalement: • le Programme Indicatif des moyens de production15; • les parcs de production des différents producteurs concernés tels qu’indiqués

dans leurs contrats respectifs établis chaque année dans le cadre de la coordination de l’alignement des unités de production;

• diverses informations provenant: − des licences accordées par la CREG pour les unités de production; − des demandes de raccordement16 auprès du gestionnaire du réseau de

transport, auprès de certains gestionnaires de réseau de distribution et auprès de Fluxys, en ce qui concerne les unités au gaz;

− d’annonces publiques comme l’attribution à SPE et Ecopower d’un permis d’environnement pour la construction de onze unités éoliennes dans le port de Gent;

• éventuellement, d’autres informations spécifiques fournies par les producteurs, dont par exemple: − les informations relatives au report à une date ultérieure du déclassement

des unités de production au charbon, soit Monceau, Rodenhuize 2, Rodenhuize 3, Amercœur 2, Mol 11, Mol 12, Awirs 4, Ruien 3 et Ruien 4, fournies par le producteur concerné en mai 2004;

− les informations fournies en 2003 par CPTE, concernant les parcs de production d’Electrabel et SPE.

15

L’article 3 de la loi du 29 avril 99, relative à l’organisation du marché de l’électricité, charge la CREG de rédiger un Programme Indicatif décennal des moyens de Production d’électricité, en collaboration avec l’administration de l’Energie du Ministère fédéral des Affaires Economiques. Ce programme doit être établi tous les trois ans.

16 Avis, études d’orientation et études détaillées.



Annexe au chapitre 4 : Les transactions

belges dans le contexte

international



4.1 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE PAYS

4.1.1 DEFINITIONS

Les définitions et méthodes de calcul appliquées par Elia sont celles définies par ETSO, l’association des gestionnaires de réseau européens.17 De manière simplifiée, elles s’expriment comme suit: Total Transfer Capacity (TTC) La capacité maximale disponible pour l’échange d’électricité entre des réseaux situés dans des zones géographiques voisines sans que la sécurité de ces réseaux ne soit compromise et sous réserve de faits ou d’éléments d’information nouveaux qui seraient portés à la connaissance du gestionnaire de réseau par les acteurs du marché et les autres gestionnaires de réseau. Transmission Reliability Margin (TRM) La réserve minimale dont doit disposer le gestionnaire du réseau sur les liaisons dans le cadre d’une aide mutuelle, en cas de besoin, entre pays dont les réseaux sont directement ou indirectement connectés. Net Transfer Capacity (NTC) La capacité disponible pour les transactions commerciales.

4.1.2 METHODE DE CALCUL DES CAPACITES

Pour mettre une certaine NTC à disposition du marché, le gestionnaire du réseau applique le principe suivant: NTC = TTC - TRM TRM Elia prévoit habituellement une réserve de 250 MW sur chaque frontière pour l’aide mutuelle internationale dans le cadre des règles d’exploitation UCTE (Union pour la Coordination du Transport d’Electricité). Au cas où une ou plusieurs unités de production sont arrêtées de manière inopinée dans un ou plusieurs pays, le manque de production qui en résulte est immédiatement et automatiquement compensé par une augmentation de la production des centrales de tous les autres pays interconnectés. La réserve TRM permet de transporter une partie de cette énergie à travers le réseau belge et les autres réseaux européens.

17

Vous trouverez sur le site web d’ETSO (www.etso-net.org) un document reprenant une description détaillée des définitions mentionnées ici.


TTC La TTC n'est pas égale à la somme des capacités de chaque ligne d'interconnexion individuelle par frontière. Les flux d'électricité se répartissent en effet de manière déséquilibrée entre les différents composants individuels du réseau de transport. Il faut en outre tenir compte du critère dénommé N-1: le réseau doit rester exploitable lorsqu'un déclenchement imprévu se produit. Pour calculer la TTC entre deux réseaux, chaque gestionnaire du réseau détermine un ou plusieurs scénarios de base. Chaque scénario de base correspond à une situation du système électrique qui s’est présentée au cours des années, mois ou jours précédents. Chaque situation donne les flux électriques sur les principales liaisons électriques en fonction de la localisation respective de la production et de la consommation d’électricité tant en Belgique que dans les pays voisins. Pour ces pays, le gestionnaire du réseau prend en compte la partie du réseau électrique qui est susceptible d’influencer la répartition des flux d’énergie au sein de son réseau. Des simulations, visant à évaluer les flux d'électricité au sein du réseau, permettent ensuite, au départ de ces scénarios, de déterminer la valeur de la «Total Transfer Capacity» ou TTC. Influence des flux parallèles Dès lors que les réseaux situés au centre de l’Europe continentale sont fortement interconnectés (aussi dénommés «réseaux maillés»), le gestionnaire du réseau prend également en compte les flux d’électricité qui sont susceptibles de parcourir son réseau sans pour autant qu’il en ait été nécessairement informé au préalable. Ces flux d’électricité sont couramment dénommés «flux de bouclage» ou «flux parallèles». Ils passent physiquement par le réseau mais ne résultent pas de transactions transfrontalières nominées auprès du gestionnaire du réseau. Ils sont le résultat des contrats de transport conclus entre des acteurs du marché et d’autres gestionnaires de réseau et qui ne prennent pas en compte la réalité physique.


Figure 4.2: Exemple de transit de 100 MW de France vers l’Allemagne sur le réseau UCTE, à un instant

donné - Représentation des flux physiques et contractuels générés à travers tout le réseau européen

La figure 4.2 illustre une transaction commerciale entre la France et l'Allemagne On constate, pour la situation de réseau considérée, que 22 % de la puissance transitent par la Belgique. Ce pourcentage varie à chaque instant en fonction des énergies produites et consommées en chaque nœud du réseau ainsi que de la configuration du réseau UCTE. Il est également intéressant de noter que les mêmes flux seraient générés pour deux transactions commerciales simultanées: une vente de 100 MW de la France à la Suisse et une vente de 100 MW de la Suisse à l'Allemagne. Dans les études de dimensionnement du réseau, toutes les données de production et consommation sont supposées connues: elles sont déterminées pour la Belgique ainsi que pour les pays voisins. Il s’agit néanmoins d’une situation idéale qui n’est pas rencontrée en exploitation. En effet, les règles actuelles du marché permettent à tout acteur économique de choisir librement un «chemin contractuel» qui relie le point de prélèvement au point de fourniture d'électricité. Cette différence entre le «chemin contractuel» et le «chemin physique» donne naissance à des «flux parallèles». Par ailleurs, les transactions à l'intérieur d'un pays peuvent influencer les flux dans un autre pays: il est courant de constater que les flux au travers de la Belgique varient en fonction du plan de production allemand ou français. Les capacités de transaction sont donc fortement liées aux transactions et plans de production dans les pays du réseau européen interconnecté et plus particulièrement dans les pays voisins.


Influence des transformateurs déphaseurs Des transformateurs déphaseurs permettent de régler entre certaines valeurs, de manière continue, les transports d’électricité sur les lignes à haute tension. Moyennant une implantation adéquate de plusieurs transformateurs déphaseurs par exemple à la frontière entre la Belgique et les Pays-Bas, il est possible de limiter de manière significative les flux parallèles. En conséquence, les marges entre les capacités de transport physiquement disponibles et celles mises à disposition du marché en sécurité peuvent être réduites.

4.1.3 METHODE DE SIMULATION DES TRANSACTIONS

Les études de développement de réseau se basent sur la simulation de l’écoulement des flux à travers le réseau. A cette fin, elles requièrent les données relatives à toutes les transactions entre les pays du réseau UCTE18 . Les gestionnaires des réseaux nationaux n’ont pas accès à toutes ces données. Le réseau UCTE de référence est considéré comme une situation de départ réaliste. Il affiche les soldes importateur ou exportateur par pays correspondant à un point de fonctionnement19 d’hiver. Afin de gérer au mieux l’incertitude caractérisant les données relatives aux transactions internationales et à l’évolution des réseaux électriques voisins, les études de développement de réseau sont réalisées à l'aide de scénarios simulant des situations différenciées. Les simulations fournissent, pour chaque situation étudiée, les flux électriques sur les principales liaisons en fonction de la localisation respective de la production et de la consommation d’électricité tant en Belgique que dans les pays voisins. La simulation d’une transaction entre deux pays consiste à diminuer la production dans le pays importateur par l’arrêt de certaines machines et à augmenter la production dans le pays exportateur. Suivant les nœuds choisis pour simuler une transaction, les flux se répartissent différemment. Ainsi pour une transaction d’exportation de la France vers la Belgique: • une augmentation de la production dans l'Est de la France (Vigy) sollicite plus

fortement la liaison 380 kV Lonny-Achêne que la liaison Avelgem-Avelin; • une augmentation de la production dans l'Ouest de la France (Warande)

provoque l'effet inverse. A titre d'exemple, pour une importation de 100 MW en Belgique en provenance de la France, les flux qui traversent la frontière sud varient de 75 % à 62 % (pour respectivement 25 % à 38 % par la frontière nord) selon que la compensation de production se situe dans l'Ouest ou dans l'Est de la France.

4.1.4 CAPACITES DE TRANSACTION CALCULEES

Les capacités de transaction déterminées par les études de dimensionnement de réseau sont des valeurs maximales. En effet, elles sont calculées pour un point

18

Union of the Coordination of Transmission of Electricity 19

Le concept de point de fonctionnement est détaillé au chapitre 5 (section 5.1.2).


de fonctionnement d’hive,r c’est-à-dire avec un réseau complet en service et des productions et consommations bien définies dans les pays de l’UCTE. En exploitation courante, ces conditions ne sont quasi jamais remplies: • des modifications de configuration du réseau sont induites par la mise hors

service d’éléments par incident ou pour travaux; • le parc de production réel diffère du parc de production de référence; • les consommations s’écartent des estimations prises en compte; • le gestionnaire de réseau se réserve une marge pour faire face aux flux

parallèles.

4.1.5 VALORISATION DE LA PUISSANCE REACTIVE

Les contrats conclus entre les acteurs du marché portent uniquement sur la puissance active. Or le transport ne peut se faire sans le soutien du plan de tension, principalement par gestion de la puissance réactive. Il est absolument nécessaire de prévoir des mécanismes de valorisation de l'énergie réactive.

4.2 CAPACITE DE TRANSACTION ENTRE LA BELGIQUE ET LES PAYS

VOISINS Les sections suivantes reprennent les principales conclusions de plusieurs études réalisées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010: • études relatives aux contraintes qui limitent les transactions sur les réseaux

du Benelux, menées en commun avec TenneT à l’horizon 2003, soit sans renforcement des interconnexions France-Belgique;

• une étude de sensibilité, relative à l’influence du flux Royaume-Uni-France sur le potentiel d’importation de la Belgique en provenance de la France; cette étude de sensibilité a été réalisée dans le cadre de l’étude du renforcement des interconnexions entre la France et la Belgique à l’horizon 2006 avec renforcement des interconnexions France-Belgique;

• une étude relative à l’influence de la localisation du nœud de compensation, nœud caractérisant l’origine des importations, sur l’écoulement des flux dans les lignes d’interconnexion. Cette étude a été réalisée à l’horizon 2009.

4.2.1 QUESTIONS RELATIVES AUX IMPORTATIONS

Interdépendance des transactions sur le réseau du Benelux Etant donné le niveau d’interconnexion des réseaux, les niveaux d’importation respectifs de la Belgique et des Pays-Bas, en provenance du Sud-Est de l’Europe, ne peuvent en aucun cas être considérés indépendamment l’un de l’autre. Le réseau du Benelux doit être considéré dans son ensemble du point de vue de l’importation.


A l’horizon 200320, sans aucun renforcement des interconnexions à la frontière franco-belge, la capacité d’importation du Benelux à partir à partir du Sud-Est de l’Europe21 est de l’ordre de 6000 MW, en critère «n-1» 22. Influence de l’origine de l’importation Les études relatives aux limites du réseau d’interconnexion vis-à-vis d’importations potentielles supplémentaires de la Belgique et des Pays-Bas ont envisagé différentes localisations relatives à l’origine de l’importation en France, en Suisse, en Allemagne et en Pologne. Il en résulte que le pays d’origine de l’importation influence la capacité d’importation comme suit: • dans la plupart des cas, les congestions se présentent à la frontière sud de la

Belgique; • suivant que la production française est plutôt concentrée dans l’Ouest ou dans

l’Est de la France, les problèmes apparaissent sur les liaisons Avelgem-Avelin ou Moulaine-Aubange;

• les interconnexions belgo-hollandaises à savoir les lignes Zandvliet-Borssele, Zandvliet-Geertruidenberg, Gramme-Maasbracht et Meerhout-Maasbracht ne sont que rarement en congestion.

En cas d’importations très importantes d’Allemagne vers le Benelux, les liaisons Maasbracht (NL)-Siersdorf (D) et Maasbracht (NL)-Rommerskirchen (D) deviennent les goulets d’étranglement, malgré la présence des transformateurs déphaseurs sur la frontière germano-hollandaise à Meeden et à Gronau. La figure ci-après illustre les différentes lignes d’interconnexion considérées ci-avant.

20

Le réseau belge à l’horizon 2003 est décrit dans le chapitre 6. 21

On accepte des surcharges de lignes jusqu’à 10 %, ce qui correspond à la capacité saisonnière définie en hiver. 22

Le critère dénommé «n-1» est défini plus en détail au chapitre 5.


Figure 4.3: Lignes d’interconnexion sur le réseau belge et les pays voisins.

4.2.2 QUESTIONS RELATIVES A D’AUTRES TRANSACTIONS DETERMINANTES

Influence des transactions entre la France et le Royaume Uni Bien que les données historiques montrent une prédisposition du Royaume-Uni à importer de l’ordre de 2000 MW en provenance de la France, on observe de plus en plus régulièrement une inversion des flux. Quand les flux s’inversent sur l’interconnexion à courant continu entre la France et le Royaume-Uni (importation de 1000 MW de la France en provenance du Royaume-Uni), des contraintes apparaissent dans le Nord de la France et sur l’axe Avelgem-Avelin. Elles réduisent les capacités d’importation de la Belgique d’environ 500 MW à la pointe et d’environ 900 MW hors pointe par rapport au cas d’une exportation de 2000 MW vers la Grande-Bretagne. Influence des transactions entre la France et l’Allemagne Les transactions entre la France et l’Allemagne influencent les transits dans le réseau du Benelux. Des transactions effectuées dans le même sens que les importations belges ou néerlandaises diminuent la capacité d’importation de la Belgique.


4.2.3 RESEAU INTERCONNECTE EUROPEEN

Développement du réseau interconnecté européen Chaque gestionnaire de réseau voit le développement des interconnexions internationales dans le cadre des besoins qu’il perçoit au niveau de son réseau et de son marché. Il faut néanmoins que les développements des différents pays soient quelque peu coordonnés. Cette tâche est reprise en partie par la Commission Européenne qui a pris une décision dans laquelle elle définit les interconnexions prioritaires au niveau de l’Europe23. Pour optimiser les extensions du réseau, il est nécessaire de les encadrer par des mécanismes adéquats. Méthodes de gestion des congestions Ce n’est pas l’objet d’un Plan de Développement de se pencher sur les mécanismes de marché nécessaires pour allouer correctement les capacités mises à disposition de manière équitable, dans une première étape, entre les réseaux des différents pays et, ensuite, entre les différents acteurs du marché. Des propositions détaillées sont étudiées et élaborées en ETSO pour assurer une exploitation économiquement efficace des capacités de transactions entre les réseaux. Les forums de régulateurs ont confirmé que les mécanismes conformes au règlement 1228/2003/EC24 sont les enchères implicites ou explicites.

23

Decision n° 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision N°1254/96/EC.

24 Regulation n° 1228/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity.


Annexe au chapitre 5 : Critères de développement du réseau de transport



5.1 CRITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU

DE TRANSPORT DANS LE CADRE DES METHODES CLASSIQUES

5.1.1 DESCRIPTION DU MODELE D’ECOULEMENT DE CHARGE SUR LE RESEAU

D’ELECTRICITE

La modélisation d'un réseau électrique fait appel à plusieurs outils de calcul: • un modèle d’écoulement de charge; • un modèle de calcul de la puissance de court-circuit de chaque nœud du

réseau: la puissance de court-circuit est une valeur conventionnelle égale au produit de la tension nominale et du courant de court-circuit (courant résultant de la mise à la terre franche des 3 phases);

• un modèle de stabilité statique et dynamique ou transitoire: la stabilité statique et transitoire d’un réseau est son aptitude à assurer un fonctionnement synchrone des machines de production lorsqu’il est soumis à des perturbations respectivement faibles et importantes;

• un modèle de stabilité en tension: le modèle de stabilité en tension permet de vérifier si les chutes de tension entre les nœuds du réseau, générées par les transferts de puissance, restent dans des normes admissibles même en cas d’incident.

Le modèle d’écoulement des flux a pour but de simuler les écoulements de charge sur le réseau pour un ou plusieurs points de fonctionnement bien déterminés. Un point de fonctionnement est caractérisé par une configuration de réseau, un parc de production en service, des circonstances d’importation et de transit et un niveau de consommation pour chaque consommation locale. La modélisation du réseau électrique nécessite la connaissance d’un certain nombre de données relatives: • aux éléments de réseau et à la manière dont ils sont raccordés entre eux; • aux machines de production et aux importations d’électricité, sources

d’injection sur le réseau; • aux consommations locales, sources de prélèvement sur le réseau. Les sections ci-après détaillent les besoins en matière de données.


La modélisation du réseau Le réseau géré par Elia Pour effectuer le calcul des écoulements de charge, il faut disposer d’une banque de données reprenant les caractéristiques des éléments du réseau des niveaux de tension 380 kV à 30 kV et leur schéma de raccordement. Ces données comprennent toutes les caractéristiques électriques (résistance, inductance, capacité,...) de chaque élément de réseau, ainsi que leurs limites d'utilisation (puissance nominale, tenue au court-circuit,...). Les réseaux étrangers Le réseau belge s’inscrit dans un réseau plus vaste dont il est indissociable: le réseau UCTE et les réseaux connectés à celui-ci. L’analyse du fonctionnement du réseau belge ne peut dès lors être réalisée sans prise en compte de ces réseaux étrangers. Les données relatives aux réseaux étrangers sont collectées selon les procédures définies entre les gestionnaires des différents réseaux et mises au point en UCTE. Ainsi les différents pays ne représentent pas complètement l'ensemble de leurs réseaux mais les simplifient en donnant un schéma équivalent pour les réseaux qui n'interviennent que peu dans le réseau d'interconnexion. À partir de ce réseau européen, Elia réalise encore une simplification en ne représentant en détail qu'une couronne entourant la Belgique et en schématisant très fort le reste de l'Europe. Pour les calculs, Elia utilise toujours le dernier réseau UCTE disponible. La modélisation du parc de production et des importations Parc de production belge La modélisation des écoulements de charge sur le réseau d'électricité repose également sur des données caractérisant les unités de production, à savoir leur puissance nominale, leur inductance de court-circuit, leur statisme actif et réactif et leurs plage et points de fonctionnement. Importations d’électricité Lorsque l’équilibre entre production et consommation n’est pas respecté pour le système belge, le modèle compense la différence à partir d’un nœud du réseau qui assure une répartition relativement neutre des flux à travers les frontières franco-belge et belgo-hollandaise. Des variantes sont également examinées si nécessaire.


La modélisation des consommations Le calcul des écoulements de charge est basé sur une représentation des consommations en tout nœud du réseau à étudier au point de fonctionnement examiné. Sauf disposition explicite différente, l’alimentation d’un client est prévue avec une alimentation principale et une seule alimentation de secours.

5.1.2 METHODES DE DIMENSIONNEMENT

Dans les méthodes traditionnelles, le dimensionnement du réseau est généralement réalisé à «la pointe de consommation». Par pointe de consommation, on entend: • dans le dimensionnement du réseau de niveaux de tension de 380 kV à

150 kV, y compris le réseau d’interconnexion, la pointe nationale de consommation, qui correspond au maximum de la puissance appelée, au cours d’une année; dans les pays du Nord de l’Europe, la pointe nationale de consommation se présente généralement en hiver lors de périodes froides combinées à une luminosité faible; la pointe nationale de consommation se déplace vers l’été, lors de vagues de chaleur, lorsqu’il y a fonctionnement intensif de systèmes de conditionnement d’air, comme en Californie;

• dans le cadre du dimensionnement du réseau de niveaux de tension inférieurs à 150 kV, soit de 70 kV à 30 kV, la pointe de consommation de la zone d’influence du réseau local étudié: en effet, la charge d’une zone, lors de la pointe de cette zone, est en général supérieure à la charge de cette zone lors de la pointe nationale de consommation; le moment de la pointe de consommation des réseaux locaux dépend du type de consommation qui y est raccordée;

• dans le dimensionnement des installations de raccordement des consommateurs, principalement la pointe de consommation locale: la prévision de la pointe individuelle et l’instant où elle se produit sont, en principe, du seul ressort du client consommateur; le gestionnaire de réseau contrôle la plausibilité des prévisions reçues.

Toutefois, afin de prendre en compte les conditions de fonctionnement relatives à l’absence possible, pour entretien, de certains éléments de réseau et/ou d’unités de production, on définit un point de fonctionnement «hors pointe». Il est en effet utile de vérifier les sollicitations du réseau pour ce point de fonctionnement pour lequel, en principe: • les volumes d’importations et/ou de transit sont plus élevés qu’à la «pointe

nationale»: en effet, le potentiel de production à moindre coût des pays limitrophes est plus important en dehors de la pointe qu’à la pointe ;

• les capacités nominales des éléments de réseau sont réduites par rapport aux conditions d’hiver.

On définit conventionnellement le point de fonctionnement «hors pointe» comme la pointe journalière à un moment de l'année où la consommation a baissé de telle façon que la puissance appelée vaut 85 % de la pointe nationale de consommation. Par ailleurs, pour un point de fonctionnement donné (à «la pointe» ou «hors pointe»), différents états du réseau sont susceptibles de se présenter et font l’objet d’un examen. Ainsi, d’une part, on examine les différents points de fonctionnement du réseau dans son «état complet», c’est-à-dire quand tous les éléments du réseau et toutes les unités de production prévus dans la situation


étudiée sont disponibles. D’autre part, on examine également ces points de fonctionnement du réseau dans des états appelés «états en incident», caractérisés par la perte d’éléments de réseau et/ou d’unités de production. Les sections ci-après fournissent la description des points de fonctionnement et états du réseau pris en compte dans la modélisation. Description des points de fonctionnement analysés Le réseau est étudié à «la pointe» et «hors pointe». L’examen du point de fonctionnement «hors pointe» prend en compte trois points de fonctionnement différents: • le point de fonctionnement «hors pointe» de base; • deux autres points de fonctionnement «hors pointe» qui permettent

respectivement d’examiner l’impact de l’indisponibilité pour entretien des éléments suivants: − la plus grosse unité de production de chaque zone, d’une part; − chaque élément (ligne ou transformateur) du réseau 380 kV faisant partie

du réseau d’interconnexion, d’autre part. Pour chaque point de fonctionnement (à «la pointe» et «hors pointe»), différentes variantes de transit à travers le réseau sont examinées. Dans tous les cas de figure, l’équilibre entre production et consommation est rétabli au nœud de compensation. Point de fonctionnement à «la pointe» A la pointe, toutes les infrastructures du réseau et du parc de production sont supposées disponibles25. Le plan de production26 est indiqué par les producteurs ou, à défaut, correspond au plan de production économique établi par le gestionnaire de réseau sur base des informations dont il dispose et des hypothèses retenues. Ainsi ne sont alignés que les groupes de production qui sont utilisés en situation normale, à l'exclusion de toute unité de pointe, telle que les turbojets, les turbines à gaz en cycle ouvert, ... Point de fonctionnement «hors pointe» de base Dans la situation «hors pointe» de base, toutes les infrastructures du réseau et du parc de production sont supposées disponibles, comme à «la pointe». De même, le plan de production pris en considération est le même que celui défini pour le point de fonctionnement à la pointe. Les points de fonctionnement des machines sont adaptés de façon à équilibrer le niveau de consommation.

25

On n’examine pas, à la pointe, de situation avec des indisponibilités programmées. 26

Le plan de production détermine le choix des unités de production en service.


Point de fonctionnement «hors pointe» avec indisponibilité de la plus grosse unité d’une zone A partir du point de fonctionnement «hors pointe», le gestionnaire du réseau de tranport élabore des points de fonctionnement où la plus grosse unité d’une zone est indisponible. Pour ces points de fonctionnement, on remplace en principe l’unité de production arrêtée par une ou plusieurs unités de production inutilisées dans le plan de production du point de fonctionnement «hors pointe» de base. On accepte qu'il y ait des unités de production obligées. Point de fonctionnement «hors pointe» avec indisponibilité d’éléments du réseau 380 kV A partir du point de fonctionnement «hors pointe», le gestionnaire du réseau de tranport élabore des points de fonctionnement où des éléments du réseau - lignes ou transformateurs - raccordés en 380 kV sont indisponibles. Si nécessaire, le plan de production est adapté de façon à permettre la mise hors service de l’élément en question. Variantes de transit A partir des points de fonctionnement à «la pointe» et «hors pointe» sans indisponibilité, on étudie dans la mesure du possible l’impact de différents niveaux de flux de transit à travers notre réseau, par exemple entre la France et les Pays-Bas. Description des états examinés Pour un point de fonctionnement donné, différents états sont susceptibles de se produire et font l’objet d’un examen: • l’état sain, cas idéal, où tous les éléments du réseau et unités de production

prévus sont en service; • tous les états en «incident simple» caractérisés par la perte d’un élément

unique (élément du réseau ou unité de production); • tous les états en «incident double» caractérisés par la perte d’une unité de

production combinée avec la perte d’une autre unité de production ou d’un élément du réseau;

• tous les états en incident «jeux de barres» en 380 kV. L’état sain du réseau L’état sain est un état idéal où tous les éléments du réseau et unités de production sont supposés disponibles hormis ceux qui sont explicitement absents dans la définition du point de fonctionnement étudié. Pour chaque point de fonctionnement étudié, le réseau est réglé et exploité de la manière la plus efficace du point de vue du raccordement entre eux des différents éléments du réseau, d’une part, et du réglage du plan de tension, d’autre part. Le raccordement des éléments du réseau concerne: • le raccordement des éléments du réseau sur l’un ou l’autre jeu de barres;


• le fonctionnement des jeux de barres séparés ou bouclés; • la mise hors service de certaines liaisons (ouverture des liaisons à l’une ou

l’autre extrémité). Le réglage du plan de tension implique: • la mise en œuvre des productions réactives: machines, batteries de

condensateurs, SVC, etc.; • le réglage des plots des transformateurs. L’état sain sert de base et d’état initial à tous les états résultant d’incidents tels que décrits ci-après. Les états du réseau en cas d’«incident simple» Par «incident simple» ou «incident n-1», on entend la perte d’une unité de production ou d’un élément du réseau27: ligne, câble, transformateur, batterie de condensateurs, etc. Tous les éléments du réseau belge interviennent dans la simulation des incidents simples. Les éléments des réseaux étrangers qui, en cas d’incident, par leur proximité, pourraient avoir une influence sensible dans le réseau belge font également l’objet de simulations d’«incident». En simulation, il n'est pas toléré, lors d'un incident simple, d'effectuer une manœuvre quelconque dans le réseau qui aurait pour effet de réduire les conséquences28 de l’incident. Les états du réseau en cas d’«incident double» Un «incident double», également appelé «incident n-2», se caractérise par la perte de deux éléments: perte d’une unité de production combinée avec la perte d’une autre unité de production ou d’un élément du réseau. Cette approche est justifiée car la probabilité d’occurrence d’indisponibilité d’une unité de production est nettement plus élevée que celle d’un élément du réseau. Toutefois, étant donné la faible probabilité d’occurrence simultanée de deux incidents dans le réseau, on considère, dans le cadre des simulations, le schéma suivant: • le premier incident qui se produit est relatif à une unité de production; • une manœuvre simple29 est alors permise pour restaurer la sécurité; • le second incident est quelconque, lié à une unité de production ou à un

élément du réseau. Dans le réseau belge, l'incident «pylône» n'est pas retenu: cela signifie que nous n'envisageons pas que tous les ternes ou circuits posés sur les mêmes

27

À l’exception des jeux de barres qui font l’objet d’un examen spécifique. 28

Il est toutefois fait exception à cette règle dans les réseaux 30 et 36 kV dans le cas d’une manœuvre automatique liée à la perte d'un élément. Il s'agit en l'occurrence d’une manœuvre effectuée par un automate sans intervention humaine.

29 Par manœuvre simple, on entend une manœuvre qui ne dépend que de la production perdue et non de la configuration du réseau et qui a trait à cette production perdue: • ouverture ou fermeture d’un seul disjoncteur; • transfert d’un seul équipement d’un jeu de barres à l’autre dans un poste exploité à jeux de barres séparés; • réduction ou augmentation de la production active ou réactive d’une machine.


pylônes puissent être perdus simultanément. Ceci est justifié par la probabilité très faible de ce type d'incident. Les états du réseau en cas d’«incident jeu de barres» en 380 kV Un «incident jeu de barres» représente la perte d’un jeu de barres dans un poste raccordé en 380 kV. Un jeu de barres est défini au sens strict, c’est-à-dire comme un tronçon de barres sans disjoncteur. Combinaisons de points de fonctionnement et d’états Les points de fonctionnement «hors pointe» avec indisponibilité d’éléments du réseau 380 kV sont examinés uniquement pour l’état sain et pour les incidents simples. Tous les autres points de fonctionnement de réseau envisagés sont examinés pour l’état sain, pour tous les états consécutifs à un incident simple, à un incident double et à un incident jeu de barres.

5.1.3 CRITERES DE DEVELOPPEMENT

L’état de fonctionnement du réseau électrique est caractérisé par différents paramètres: • les grandeurs caractérisant l’écoulement des flux sur le réseau, à savoir:

− les courants, qui ne peuvent pas dépasser les limites admissibles; − le niveau des tensions en chaque nœud du réseau, qui doit rester à

l’intérieur d’une plage définie autour de la valeur nominale; − les productions des machines, qui doivent rester dans les limites de

fonctionnement prévues, en production d'énergie aussi bien active que réactive;

• la puissance de court-circuit; • la stabilité du réseau vis-à-vis de l’écroulement de tension; • la stabilité statique et dynamique. Pour chaque état du réseau, des valeurs limites sont fixées pour chacun de ces indicateurs. Le réseau satisfait aux critères de développement si l’ensemble des valeurs des indicateurs calculées par simulation d’écoulement de charge sont inférieures aux valeurs limites prédéfinies ou si elles restent à l’intérieur de la plage prédéfinie. Les conditions d’écoulement des flux sur le réseau Les conditions d’écoulement des flux sur le réseau sont caractérisées par les courants dans chaque élément du réseau, le niveau de tension en chaque nœud et les besoins en production réactive. Capacité de transport et dépassements de capacité La capacité de transport dans une ligne ou un câble est définie par le courant nominal, celle d’un transformateur par la puissance nominale. Le courant nominal ou la puissance nominale sont établis selon les normes en vigueur,


dans des conditions bien définies du point de vue de la température extérieure et d’autres conditions externes. On tiendra compte, par exemple, pour les lignes aériennes, des circonstances de vents et d’ensoleillement et, pour les câbles souterrains, des modalités de pose et de la résistivité thermique du sol. Une tolérance plus grande est par ailleurs acceptée pour certains états «en incident» afin de prendre en considération leur caractère exceptionnel. La capacité admissible varie selon les saisons et ces variations sont prises en compte pour l'analyse d'un point de fonctionnement. En effet, la capacité d’une liaison est dépendante de sa limite en matière d’échauffement qui est directement influencée par la température ambiante. Actuellement, les capacités saisonnières sont appliquées pour les lignes aériennes30. Niveau de tension La tension en chaque nœud du réseau doit rester dans une plage de variation admissible. Cette plage est plus large pour les états consécutifs à un incident double ou à un incident jeu de barres que pour l’état sain et les états consécutifs à un incident simple. Productions réactives Les productions réactives des machines doivent rester dans une plage de variation admissible31 entre un minimum et un maximum. La démarche adoptée consiste, en principe, à laisser les productions réactives se régler selon l'action du régulateur de tension des machines de production et à vérifier qu’elles restent dans la plage admise32. Puissance de court-circuit triphasée Les puissances de court-circuit triphasées sont limitées par les équipements existants dans les postes. En outre, les valeurs maximales de conception des différents niveaux de tension sont fixées par les règlements techniques. Les critères de développement ont pour but de vérifier que les puissances de court-circuit calculées ne dépassent en aucun nœud du réseau les valeurs limites définies dans le règlement technique. En outre, s'il y a dépassement des valeurs de conception des équipements d'un poste donné, il faut soit rechercher les solutions permettant de diminuer les valeurs en ce nœud, soit remplacer les équipements qui introduisent des limitations.

30

Elles ne sont pas appliquées aux câbles car la température du sol varie peu au cours des saisons à la profondeur d’enfouissement des câbles. L’examen des possibilités d’application des capacités saisonnières des transformateurs est en cours.

31 La plage admissible dépend de divers paramètres: la puissance active fournie, les conditions de refroidissement, la tension de l'alternateur. Actuellement, seul le premier paramètre est pris en compte.

32 L’alternative consiste à considérer que le régulateur de tension est capable de maintenir la production réactive des machines à l'intérieur de la plage admise et qu’il n'y a par conséquent pas de risque d'excursion au-dessus du maximum et en dessous du minimum. Le modèle d’écoulement de charge est capable de représenter ceci; il suffit de contrôler les tensions quand une machine atteint son minimum ou son maximum de production réactive.


Stabilité de tension Étant donné le maillage du réseau belge et la sévérité des critères de tension, le risque d’un écroulement de tension dans les états examinés est relativement faible mais fait toutefois l’objet d’une vérification. Stabilité statique et dynamique Des études de stabilité statique et dynamique (transitoire) sont effectuées en cas de: • raccordement d’unités de production importantes; • modifications structurelles importantes du réseau. La stabilité transitoire du réseau est réputée satisfaisante si aucune machine ne perd le synchronisme en cas de court-circuit triphasé dans le réseau d’interconnexion et pour autant que le défaut soit éliminé dans les temps repris dans le règlement technique.

5.1.4 INFRASTRUCTURE ET EQUIPEMENTS STANDARD

Lorsque le réseau ne satisfait pas aux critères de dimensionnement, les renforcements sont effectués au moyen d'infrastructures et d’équipements standard33. Les données relatives aux infrastructures et équipements de renforcement utilisés dans le cadre des simulations sont conformes aux caractéristiques des standards utilisés actuellement sur le terrain.

5.2 EVALUATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE Les sections 5.2.1 et 5.2.2 ci-après explicitent les démarches mises en œuvre dans la recherche de l’investissement optimal qui concilie les critères économiques et environnementaux, d’une part, et les critères techniques, de l’autre.

5.2.1 EVALUATION ECONOMIQUE

Cette évaluation vise à identifier la solution optimale d’un point de vue économique parmi les solutions techniquement envisageables. Etant donné les durées d’amortissement des investissements considérés, la recherche de la solution doit prendre en compte l'évolution des besoins dans le temps. Une période suffisamment longue doit être considérée afin d’éviter des choix à court terme qui s'avèreraient très coûteux à long terme.

33

Par infrastructure, on désigne les éléments principaux des réseaux: lignes, câbles, postes, transformateurs, batteries de condensateurs. Il s’agit des installations les plus encombrantes, qui représentent à la fois les investissements les plus importants et les atteintes les plus fortes à l'environnement. Par équipement, on désigne toute autre installation du réseau (appareils de coupure, de mesure, protections, etc.). Il s’agit des installations de contrôle et de commande du réseau.


Les différents axes de réflexion pris en compte dans la recherche d’une solution optimale d’un point de vue économique sont les suivants: • Exploration des possibilités de modifications topologiques: elle consiste à

considérer les changements de configuration des éléments de réseau qui pourraient rétablir les critères d’adéquation, sans investissement dans le réseau.

• Recherche de la meilleure utilisation des infrastructures existantes (postes ou liaisons): il s’agit de renforcer, dans la mesure du possible, les infrastructures existantes avant d’envisager d’en réaliser de nouvelles.

• Etude de réalisation de nouvelles infrastructures. • Analyse de l’étalement dans le temps des investissements: elle vise, dans la

mesure du possible, à limiter les renforcements au strict minimum nécessaire et à les adapter au fur et à mesure de l’évolution des besoins.

• Recherche d’un optimum global, à long terme: elle consiste à comparer d’un point de vue technico-économique les variantes envisagées selon les quatre premiers axes de réflexion.

Exploration des possibilités de modification topologique Par modification topologique, on entend la modification de connexions des différentes liaisons et transformateurs aux jeux de barres d'un poste lorsque ce poste peut être exploité à jeux de barres séparés. Des modifications peuvent être réalisées simultanément dans plusieurs postes pour en augmenter l'efficacité. Une autre possibilité consiste à exploiter, couplage ouvert, des jeux de barres d'un poste dont le couplage était jusqu'alors fermé. Les coûts d’investissement relatifs à des modifications d'exploitation de jeux de barres sont pratiquement nuls: ils sont uniquement générés par l’installation éventuelle d’un jeu de barres supplémentaire en vue d’assurer la sécurité d’exploitation du réseau, y compris en cas d’entretien d’un jeu de barres. Dans certains cas, la mise hors service ou en service de certains éléments de réseau en fonction de la présence ou non d'une machine de production peut également constituer une démarche topologique efficace. Cette mesure, déjà envisagée pour certaines machines de production et certains transformateurs 380/150 kV, pourrait être étendue aux autres niveaux de tension. La mise en œuvre de ce type de mesure reste cependant limitée parce qu’il augmente la complexité et, de là, diminue la sécurité d’exploitation du réseau. Recherche d’une meilleure utilisation des infrastructures existantes Le deuxième axe de réflexion porte sur les possibilités de renforcement des infrastructures existantes. Dans les sections ci-après, nous envisageons successivement les possibilités de renforcement des lignes aériennes et des postes de transformation.


Possibilités de renforcement de lignes aériennes En cas de surcharge d’une ligne aérienne lors de la simulation de certains incidents, la pose d’un deuxième terne constitue une première solution envisageable, si celui-ci n'est pas encore réalisé. Les possibilités de renforcement des conducteurs d’une ligne existante sont également étudiées, même si elles sont relativement limitées. En effet, des conducteurs plus puissants induisent, en principe, des efforts mécaniques plus importants sur les pylônes, ce qui peut nécessiter le renforcement des structures métalliques et même des fondations. Ainsi, le coût de ces investissements peut s’avérer prohibitif et même parfois atteindre le coût de la reconstruction complète de la ligne. Possibilités de renforcement des transformateurs Lorsque la puissance de transformation d'un poste devient insuffisante, la première solution envisagée est son renforcement, soit par le remplacement des transformateurs existants par des transformateurs plus puissants, soit par l'installation, dans le poste existant, de transformateurs supplémentaires. En effet, les coûts fixes liés à la création d'un nouveau poste sont relativement élevés. Néanmoins, il arrive que ces solutions s’avèrent impossibles faute d’espace disponible ou de potentiel d’évacuation de la puissance. La saturation des postes d'alimentation du réseau à moyenne tension est essentiellement générée par le réseau à moyenne tension lui-même. En effet, les voiries à la sortie du poste peuvent être complètement occupées par tous les câbles de moyenne tension nécessaires à évacuer la puissance. En outre, l’étendue géographique de la zone d'alimentation en moyenne tension du poste est limitée: en effet, à grande distance, les chutes de tension le long des câbles deviennent trop importantes et les critères de tension en bout de réseau à moyenne tension ne sont plus respectés. Etude de réalisation de nouvelles infrastructures La création de nouvelles infrastructures constitue un troisième axe de réflexion. Les démarches relatives à la création de nouvelles liaisons ou de nouveaux postes sont explicitées ci-après. Le choix des nouvelles infrastructures est réalisé parmi une liste limitée d'insta llations standardisées. En effet, dans un souci de rationalisation des coûts, le gestionnaire de réseau se limite dans le choix des puissances nominales des installations. Des études théoriques réalisées régulièrement, basées sur l'évolution des prix des équipements et des techniques, assurent un dimensionnement optimal de ces installations. Démarche relative à la création de nouvelles liaisons Du point de vue économique, parmi les solutions qui permettent le rétablissement des critères techniques d’adéquation, la liaison optimale est la liaison la plus courte entre deux nœuds de réseau. La démarche effectuée à cet


effet est intuitive. En effet, vu le grand nombre de nœuds existants dans le réseau, il est impossible d’examiner toutes les possibilités consistant à en relier deux entre eux, au sens combinatoire. Par ailleurs, la possibilité de créer de nouveaux nœuds augmente encore le nombre de situations envisageables. Finalement, on retient la solution qui combine la distance minimale (et le coût minimal) avec une réalisation compatible avec l’aménagement du territoire. Démarche relative à la création de nouveaux postes Le principal critère de choix relatif à l’implantation d’un nouveau poste est la distance par rapport aux infrastructures existantes. Il s’agit de minimiser la longueur des liaisons à créer. Néanmoins, deux autres critères sont également prépondérants: • le niveau de difficulté d’implantation de nouvelles installations, lié aux

contraintes imposées par l’aménagement du territoire; • la proximité du poste par rapport au centre de gravité des charges à

alimenter; à cet effet, il s’agit d’examiner la position de ce centre de gravité dans la situation actuelle mais également sur base des perspectives d’évolution des consommations à plus long terme.

La minimisation de la distance d’un nouveau poste par rapport aux liaisons existantes est en parfaite concordance avec les objectifs de l'aménagement du territoire. Par ailleurs, l’implantation des nouveaux postes est réalisée de préférence dans des zones réservées à l'industrie. Les critères énoncés ci-avant ne sont pas toujours compatibles entre eux. Ils font alors nécessairement l’objet d’arbitrages. Analyse de l’étalement dans le temps des investissements Lors de l’élaboration de solutions à long terme, l’étalement dans le temps des investissements est examiné. En effet, l’évolution de la consommation d’électricité est caractérisée par un accroissement assez constant au cours des années. Par contre, un investissement donné permet d’accroître en une fois la capacité du réseau. Par conséquent, la réalisation d’un investissement suscite en général un surplus de capacité à court terme. Dès lors, la réalisation d’un investissement par étapes successives permet de mieux ajuster l’accroissement de capacité en fonction de l’évolution de la consommation. Cette solution permet en outre d’en réduire le coût étant donné l’étalement des investissements dans le temps. Cette méthode est d'application courante lors de la création d'un nouveau point d'alimentation dans le réseau à moyenne tension: • le premier investissement consiste à réaliser le nouveau poste et à le

raccorder au réseau existant; un seul transformateur HT/MT y est alors installé et le secours de ce transformateur est assuré par le réseau à moyenne tension;

• le deuxième transformateur est installé quand le réseau existant ne permet plus d’assurer le secours en cas d’absence du premier transformateur.


Recherche d’un optimum global à long terme Les différentes variantes de renforcement relatives à un goulet d’étranglement donné font l’objet d'une comparaison technico-économique, basée sur le coût barémique des différents ouvrages envisagés. Dans le cas d’investissements étalés dans le temps, la comparaison des variantes est réalisée sur base de la valeur actualisée des coûts d’investissement. Le taux d’actualisation qui est utilisé à cette fin est le WACC (Weighted Average Cost of Capital) d’Elia. En outre, la comparaison est faite sur une période suffisamment longue: il s’agit de s’assurer que la solution retenue est valable à long terme et qu'elle ne risque pas d’engendrer des coûts échoués34. La principale difficulté liée à l’évaluation technico-économique réside dans la définition des variantes. Il faut en effet déterminer le cadre de comparaison de celles-ci afin de prendre en considération tous les éléments qui engendrent des différences de coûts significatives. Selon les cas, la comparaison portera uniquement sur les coûts d’investissements ou elle sera étendue à d’autres éléments de coûts encourus par le gestionnaire de réseau, dont par exemple: • le niveau de pertes dans le réseau; • les coûts d'entretien et de maintenance, en cas d'équipements de types

différents; • la levée de congestion ou, en d’autres termes, l’imposition aux producteurs,

contre rétribution financière par le gestionnaire de réseau, d’un fonctionnement obligé de machines de production en vue de veiller à la sécurité du réseau.

Postes d’alimentation du réseau à moyenne tension Une difficulté supplémentaire apparaît dans le cadre des postes d'alimentation du réseau à moyenne tension. La recherche de l'optimum économique doit être réalisée du point de vue global pour les réseaux à haute et moyenne tension, réseaux gérés par différents gestionnaires de réseau. Il s’agit de déterminer les investissements assurant l’optimum collectif et d’éviter des investissements légers en haute tension qui induiraient des investissements conséquents en moyenne tension et vice-versa. Dans cette optique, les différents gestionnaires de réseau déterminent en concertation l’investissement représentant l'optimum économique global pour l'utilisateur final. La procédure suivie s’inscrit dans les intentions des législateurs fédéraux et régionaux qui prévoient une concertation entre les différents gestionnaires de réseau afin d’optimiser le développement de leurs réseaux respectifs35. Transferts de charge des niveaux de tension de 70 à 30 kV vers les niveaux de tension de 220 à 150 kV L’optimum socio-économique est également recherché concernant le réseau à haute tension géré entièrement par Elia, qu’il relève de compétences régionales ou fédérales.

34

Par coûts échoués, on entend des coûts relatifs à des installations devenues superflues. 35

Art. 372 de l’Arrêté Royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l’électricité et l’accès à celui-ci.


En effet, des études ont montré qu’il est économiquement préférable de favoriser le réseau 220-150 kV et la transformation directe à partir de ce réseau vers les réseaux à moyenne tension, étant donné la tendance à développer les nouvelles liaisons dans ce réseau en câbles souterrains. Le renforcement de l’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 220-150 kV, par l'installation de transformateurs 220-150 kV/MT, a lieu: • à l’occasion d’un renforcement de la puissance de transformation vers le

réseau à moyenne tension; • lorsqu’il permet d’éviter des renforcements du réseau de 70 à 30 kV et/ou des

transformations des niveaux de tension 220-150 kV vers les niveaux de tension de 70 à 30 kV.

Cette approche ne peut néanmoins être généralisée. En effet, elle n’est pas mise en œuvre dans les zones où: • le réseau 220-150 kV est absent; • le réseau 70 à 30 kV est suffisamment bien développé; • la densité de charge est faible. Politique générale de débouclage du réseau 70 kV La consommation électrique continue à augmenter en Belgique et le maillage du réseau 150 kV devient de plus en plus important. Dans ce contexte, il faut éviter que des écoulements alternatifs ne se produisent dans les réseaux 70 kV36. En effet, des flux importants dans le réseau 150 kV risqueraient de solliciter le réseau 70 kV et d’y générer des goulets d’étranglement. Ces goulets d’étranglement limiteraient alors la capacité du réseau 150 kV et nécessiteraient, si aucune autre mesure alternative n’était prise, des renforcements du réseau 70 kV. Afin d’éviter cette situation, une politique de débouclage des réseaux 70 kV est mise en œuvre, chaque fois que cela est possible. A cet effet, le réseau 70 kV doit idéalement être exploité en poches indépendantes, alimentées par des transformateurs 150/70 kV qui assurent la sécurité d'alimentation et évitent l’utilisation des secours en 70 kV entre poches. Pour cette même raison, les réseaux 36-30 kV sont exploités en poches indépendantes alimentées par des transformateurs 150/36-30 kV.

36

Le réseau 70 kV est en effet moins puissant que le réseau 150 kV.


5.2.2 EVALUATION ENVIRONNEMENTALE

Le développement du réseau s’inscrit dans le cadre de la déclaration de politique environnementale d’Elia reprise ci-après. Déclaration de politique environnementale Le politique environnementale d’Elia repose sur les grands principes suivants:

Nous nous engageons Nous intégrons un développement durable et plus particulièrement le respect de l’environnement dans nos opérations quotidiennes et dans le développement de nos activités à long terme. Pour ce faire, nous élaborons des axes de travail et des plans d’action concrets.

Nous voulons savoir Nous étudions les incidences environnementales de nos infrastructures et de nos activités, nous en assurons le suivi et nous en dressons l’inventaire. Nous consentons des efforts substantiels dans la recherche et le développement de techniques et de processus respectueux de l’environnement et à haute rentabilité énergétique.

Nous faisons Nous nous efforçons de minimaliser les incidences environnementales de nos infrastructures et de nos activités. Nous exploitons notre infrastructure et exerçons nos activités sur la base des meilleures techniques disponibles. Nous limitons l’aménagement de nouvelles infrastructures grâce à une utilisation optimale des infrastructures existantes.

Nous corrigeons Nous évaluons nos prestations environnementales sur une base régulière et corrigeons la politique et les plans d’action en cas de nécessité.


Nous répartissons les responsabilités Nous associons activement nos collaborateurs à la politique environnementale et assurons les formations nécessaires pour leur permettre de traduire cet engagement dans leur pratique journalière. Le respect de l’environnement au sein d’Elia est la responsabilité de tous et à tous les niveaux de l’entreprise.

Nous faisons davantage Nous entendons nous engager dans le domaine de la protection de l’environnement chaque fois que la politique d’entreprise le permet.

Nous informons Nous recherchons à engager un dialogue constructif avec les autorités, les institutions et les organismes chargés de l’environnement, les utilisateurs du réseau et le public. Nous informons régulièrement sur les incidences environnementales de nos activités, sur notre politique environnementale, sur nos actions et nos prestations dans le domaine de l’environnement.

Evaluation des impacts sur l’environnement Le renforcement du réseau retenu parmi les variantes envisageables selon les critères technico-économiques énoncés à la section 5.2.1 ci-avant minimise dans la mesure du possible l'impact sur l'environnement. A titre d’exemple, la politique visant à favoriser le développement des infrastructures existantes minimise de fait l'influence sur l'environnement. Néanmoins, dès le stade d’élaboration des variantes, un rapide examen est réalisé afin d’écarter les renforcements d’infrastructures existantes qui engendreraient, pour des raisons spécifiques, un impact déterminant sur l’environnement. Par exemple: • Dans certains cas particuliers, l’extension des postes existants imbriqués dans

une zone d'habitat, même si elle est encore possible physiquement, n'est plus envisagée: un nouveau poste est alors créé; éventuellement, il reprend les fonctions du poste existant.

• Dans le cadre de la réalisation de nouvelles infrastructures, la recherche de la solution de renforcement est guidée par la volonté de minimiser l’impact sur l’environnement. Par ailleurs, l’étude de faisabilité de nouvelles installations prend en compte les contraintes relatives à l’aménagement du territoire et plus particulièrement celles qui sont liées aux zones d'habitat et aux zones protégées (Natura 2000, parcs naturels, …).


En outre, pour toutes les nouvelles installations et à l'occasion de projets dans des postes existants, toutes les mesures sont mises en œuvre pour réduire l'impact de nos installations sur l'environnement, en matière de: • bruit; • pollution du sol et des nappes phréatiques; • impact visuel. Réduction du bruit La source majeure de bruit dans le réseau est générée par les transformateurs. L'achat de transformateurs à très faible niveau de bruit fait l’objet d’une politique en matière de développement du réseau d’électricité depuis de nombreuses années. En outre, lors de la réalisation d'un nouveau poste ou lors du renforcement de la puissance de transformation d'un poste existant, une mesure du bruit généré par les transformateurs existants est effectuée. Sur base de celle-ci, une simulation de la situation envisagée après renforcements de transformation37 est réalisée afin d’estimer les niveaux de bruit atteints dans cette situation. Ainsi, les éventuelles mesures de réduction de bruit sont élaborées dès la conception du projet pour répondre aux normes de bruit imposées par les réglementations environnementales. Protection du sol et des nappes phréatiques La plus grande source potentielle de pollution du sol et des nappes phréatiques dans les postes est constituée par le grand volume d'huile minérale contenu dans les transformateurs. Actuellement, la mesure de protection consiste à équiper les transformateurs d’une cuve étanche de rétention de l'huile, en béton: en cas d'accident sur un transformateur provoquant la rupture de la cuve métallique de celui-ci, la cuve en béton permet de confiner et de récupérer l'huile qui s'échapperait du transformateur et d’éviter ainsi qu’elle ne se répande dans la nature. La politique d’Elia consiste à équiper d'une cuve étanche de rétention de l'huile: • tous les nouveaux transformateurs; • les transformateurs existants, à l’occasion de projets de grande envergure

dans les postes. Réduction de l'impact visuel Les principales sources de gêne visuelle relative aux installations électriques sont engendrées, d’une part, par les lignes aériennes et, d’autre part, par les postes de transformation.

37

Les renforcements de transformation consistent à: • remplacer des transformateurs existants par des transformateurs plus puissants; • installer des transformateurs supplémentaires.


Politique de réduction de l’impact visuel liée aux lignes aériennes Afin de réduire l’impact visuel, la politique en matière de développement du réseau d’électricité consiste, depuis de nombreuses années, à privilégier, dans les réseaux 150 à 30 kV, la réalisation des nouvelles liaisons en câble souterrain, du moins. En outre, les câbles sont posés de manière prioritaire dans les voiries publiques, et sont ainsi regroupés avec les installations souterraines des autres sociétés de service public. Politique de réduction de l’impact visuel lié aux postes de transformation Dans le cadre de la réalisation de nouveaux postes, un plan d’aménagement du site est réalisé en concertation avec les administrations compétentes. Il vise à réduire l'impact visuel engendré par le poste, par exemple en plantant des écrans de verdure en son pourtour. Par ailleurs, les réalisations modernes des postes sont actuellement fortement allégées du point de vue visuel par l’utilisation des jeux de barres en tubes posés au lieu de jeux de barres en câbles tendus.


Annexe au chapitre 6 : Réseau de transport d’électricité de référence 2006



Cette annexe reprend la description des renforcements planifiés à l’horizon 2006 qui ont été approuvés suite au Plan de Développement 2003-2010 et dont la mise en service est actuellement planifiée à partir du 1er janvier 2006. Ils sont repris ci-après en deux catégories distinctes, afin de faciliter le lien avec le Plan de Développement 2003-2010: • d’une part, les investissements engagés à l’horizon 2003, dont la description a

été détaillée au chapitre 6 du Plan de Développement 2003-2010; cette description détaillée est disponible à la section 6.1 de la présente annexe;

• d’autre part, les investissements préconisés par Elia à l’horizon 2006 dans le Plan de Développement 2003-2010, dont la mise en service était planifiée entre 2004 et 2006. Leur justification a été fournie au chapitre 7 du Plan de Développement 2003-2010; leur description est également disponible à la section 6.2 de la présente annexe.

Les sections 6.1 et 6.2 ci-après fournissent respectivement, pour chacune de ces deux catégories d’investissements, la justification, respectivement pour: • les renforcements du réseau de transport à caractère national, dénommés

dans le Plan de Développement 2003-2010 «renforcements d’intérêt national»;

• les renforcements du réseau de transport qui ont un impact plus local bien qu’ils concernent le réseau de transport fédéral, dénommés dans le Plan de Développement 2003-2010 «renforcements d’intérêt régional».

6.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS ENGAGÉS À L’HORIZON

2003

6.1.1 RENFORCEMENTS À CARACTÈRE NATIONAL ENGAGÉS À L’HORIZON

2003

Flandre occidentale La nouvelle liaison souterraine en 150 kV entre Blauwe-Toren, Slijkens et Koksijde La liaison aérienne 380 kV entre Izegem et Zedelgem n’ayant pas pu être réalisée, la création d’une nouvelle liaison souterraine en 150 kV entre Blauwe-Toren, Slijkens et Koksijde a été décidée. La liaison 380 kV, déjà inscrite au Plan d’Equipement 1988-1998 et reprise dans le Plan d’Equipement 1995-2005, a en effet été revue, suite à une décision du Gouvernement, signifiée par le Ministre des Affaires Economiques en 1999. La nouvelle liaison souterraine entre l’Ouest et l’Est de la Flandre occidentale renforcera le réseau 150 kV et y garantira la fiabilité d'alimentation. La liaison entre les postes de Koksijde et Slijkens permettra en outre de remédier à la précarité du poste de Koksijde: en effet, celui-ci voit sa consommation augmenter en permanence et il n’existe pratiquement pas de possibilité de secours en cas de défaillance de l'alimentation 150 kV. En outre, cette liaison en bord de mer est indispensable pour raccorder les parcs d'éoliennes off-shore annoncés.


6.1.2 RENFORCEMENTS VERS LES NIVEAUX DE TENSION INFÉRIEURS

ENGAGÉS À L’HORIZON 2003

Flandre orientale Equipement de 2 ternes supplémentaires de la ligne 150 kV existante entre Wondelgem et Nieuwe Vaart La ligne 150 kV Langerbrugge–Ruien a une fonction d'appui mutuel entre les deux centres de production de Rodenhuize–Langerbrugge et Ruien. En outre, elle alimente au passage la ville de Gand et une série de postes en repiquage, tels que Drongen, Deinze et Oudenaarde. Suite à l'augmentation des charges, les écoulements sur le terne de Ruien vers Nieuwe Vaart atteignent des valeurs très élevées suivant les critères de dimensionnement pour certains incidents. Pour remédier à cette situation, il a été décidé de faire transiter le deuxième terne38 de la ligne 150 kV Ruien–Langerbrugge par le poste 150 kV Nieuwe Vaart. Ceci implique la pose de 2 ternes supplémentaires (3ème et 4ème ternes) entre Wondelgem et Nieuwe Vaart pour entrer et sortir du poste.

6.2 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS PLANIFIÉS À L’HORIZON

2006

6.2.1 RENFORCEMENTS À CARACTÈRE NATIONAL PLANIFIÉS À L’HORIZON

2006

Flandre occidentale & Flandre orientale Liaison 150 kV Avelgem-Ruien Pour assurer le raccordement au poste de Ruien des transformateurs 380/150 kV situés à Avelgem, la construction d’une nouvelle ligne 150kV est proposée: elle reprendra les liaisons des deux transformateurs. La ligne actuelle qui réalise la liaison pour le premier transformateur, insuffisante pour reprendre les deux liaisons, sera démontée dès que la nouvelle ligne sera en service. Deuxième terne 380 kV Avelgem-Avelin Le renforcement de la liaison Avelgem-Avelin consiste à poser le deuxième terne sur une ligne existante d’une longueur de 23 km en territoire belge. Vu les difficultés de construire une nouvelle ligne 380 kV qui traverserait le «Parc Naturel du Pays des Collines», il avait été prévu d’utiliser le deuxième terne de la ligne existante Avelgem-Avelin qui tranverse le Parc pour réaliser la ligne 380 kV Avelgem-Chièvres-Trivières-Courcelles. La réalisation du deuxième terne Avelgem-Avelin hypothèque très fort la réalisation à terme de cette boucle 380 kV.

38

A l’heure actuelle, seul un des deux ternes transite par le poste.


Province d’Anvers et de Limbourg Déphaseurs 380/150 kV à Zandvliet et Van Eyck Le Plan de Développement 2003-2010 préconisait deux déphaseurs 380/150 kV. • un déphaseur à Zandvliet, installé dans un poste existant; • un déphaseur à Van Eyck39. Une étude complémentaire relative à cette problématique a montré que la solution optimale d’un point de vue technico-économique comprend, à budget total inchangé, un déphaseur à Zandvliet et deux déphaseurs à Van Eyck. Un nouveau poste doit être réalisé à Van Eyck. Pour éviter la construction de nouvelles lignes 380 kV, il doit être localisé à proximité du point de rencontre des interconnexions belgo-hollandaises Meerhout-Maasbracht et Gramme-Maasbracht. Etant donné que ce terrain est situé en zone agricole au plan de secteur, un nouveau «Ruimtelijk Uitvoeringsplan» est nécessaire. Hainaut Renforcement de la ligne 220/150 kV Jamiolle-Monceau Le renforcement consiste à remplacer, pour le terne exploité en 150 kV, les conducteurs existants par des conducteurs d’une capacité supérieure. Ce renforcement doit être réalisé entre le poste de Monceau et le point de rencontre entre la ligne Jamiolle-Monceau et l’antenne 150 kV de la centrale de pompage de la Plate-Taille. Le poste 220/150 kV de Jamiolle quant à lui sera démonté. Installation du déphaseur 220/150 kV à Monceau Le déphaseur sera installé dans le poste existant de Monceau situé dans un environnement industriel.

6.2.2 RENFORCEMENTS À CARACTÈRE LOCAL PLANIFIÉS À L’HORIZON 2006

Flandre occidentale Renforcement du poste 150/11 kV de Brugge-Waggelwater L’installation du nouveau transformateur est induite par l’accroissement de la consommation locale.

39

Le site appelé «Kinrooi» dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 a été rebaptisé «Van Eyck».


Province d’Anvers Renforcement du poste 150/15 kV de Mol L’installation du nouveau transformateur est induite par l’accroissement de la consommation locale. Brabant wallon Nouveau transformateur 150/15 kV à Oisquercq Pour faire face à la forte augmentation de la charge locale, un troisième transformateur 150/15 kV de 50 MVA sera installé et une deuxième cabine MT sera construite. Nouveau transformateur 150/15 kV à Nivelles Le renforcement de la transformation à Nivelles est induit par l’accroissement de la consommation locale. En effet, le poste de Nivelles n'est alimenté que par un seul transformateur 150/15 kV et le secours est assuré par une liaison de forte capacité en moyenne tension à partir du poste de Baulers. Ce secours devient insuffisant et l'installation du deuxième transformateur à Nivelles s’avère donc nécessaire. La liaison de forte capacité pourra alors servir à l’alimentation de secours du poste de Baulers et au report des investissements de renforcement. Province de Liège Nouveau transformateur 150/70 kV à Eupen, nouveau câble 150 kV Lixhe-Battice et passage en 150 kV d’un terne 70 kV de la ligne Battice-Eupen La croissance de la consommation électrique de la région d'Eupen nécessite de renforcer: • la puissance de transformation à la fois vers le réseau 70 kV et vers le réseau

15 kV à Eupen par l’installation d’un transformateur 150/70kV supplémentaire, dont le tertiaire alimentera la cabine 15 kV;

• l'alimentation 150 kV de toute la région Est de la Belgique (Verviers – Eupen) à partir du poste de Lixhe: un nouveau câble 150kV devra être posé entre Lixhe et Battice; il sera prolongé jusqu’à Eupen par un terne 70 kV de la ligne Battice-Eupen porté à 150 kV.

Hainaut Nouveau transformateur 150/10 kV à Gouy Pour couvrir l’augmentation de charge due principalement au développement d’un zoning industriel, il faut renforcer la puissance de transformation du poste de Gouy. Deux possibilités ont été envisagées: • le remplacement des deux transformateurs 70/10 kV de 20 MVA par deux

transformateurs 70/10 kV de 40 MVA; • le passage de la charge en 150 kV.


La seconde option a été retenue. Elle s’inscrit dans la politique de renforcement de l’alimentation directe des réseaux à moyenne tension à partir du réseau 150 kV. La charge est alimentée en temps normal par le nouveau transformateur 150/10 kV de 40 MVA. Les 2 transformateurs existants 70/10 kV de 20 MVA sont raccordés en monobloc en tant qu'alimentation de secours. Renforcement de la ligne 150 kV existante Tergnée-Montignies entre Tergnée et Port de la Praye La portion Tergnée-Pont-de-Loup de la liaison 150 kV Tergnée–Montignies est actuellement déjà proche de la saturation. Suite aux prévisions d’accroissement de la consommation au niveau de tension 150 kV dans la région de Charleroi, la capacité de la ligne Tergnée-Farciennes-Pont-de-Loup sera renforcée dans le but d’exploiter pleinement la capacité de transit disponible dans la liaison Pont-de-Loup-Montignies-Monceau, qui prolonge la liaison Tergnée-Pont-de-Loup.



Annexe au chapitre 7 : Renforcements du réseau de transport à l ’horizon 2008



7.1 EVALUATION DE L’IMPACT DU NIVEAU D’IMPORTATION DES

PAYS-BAS SUR LES POSSIBILITES D’IMPORTATION DE LA

BELGIQUE Le chapitre 4, consacré à la problématique des transactions internationales, a mis en évidence que: • les possibilités d’importation de la Belgique étaient fortement influencées par

les transactions effectuées par les pays voisins; • les niveaux d’importation respectifs de la Belgique et des Pays-Bas, en

provenance du sud-est de l’Europe, ne peuvent en aucun cas être considérés indépendamment l’un de l’autre: le réseau du Benelux doit être considéré dans son ensemble du point de vue de l’importation.

Une étude de sensibilité a été réalisée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 afin d’évaluer l’impact sur les possibilités d’importation de la Belgique en cas de modification du niveau d’importation des Pays-Bas. Dans la variante de base, le niveau d’importation des Pays-Bas s’élevait à 2500 MW et les possibilités d’importation de la Belgique à 3700 MW. La figure 7.1 ci-après montre l’impact sur les possibilités d’importation belge d’une importation plus importante à partir des Pays-Bas40. Figure 7.1: Impact sur les possibilités d’importation belge du niveau d’importation des Pays-Bas

(Plan de Développement 2003-2010)

Cette figure met en évidence que l’augmentation de la capacité de la frontière franco-belge est donc plus ou moins profitable à la Belgique suivant le niveau d’importation hollandais.

40 Il est bien entendu qu’il s’agit d’ordres de grandeur donnés à titre indicatif: comme indiqué dans le chapitre 4, les

transactions maximales admissibles sont également influencées par d’autres facteurs tels que les transactions entre les pays voisins et la localisation des origines et destinations des transactions.


7.2 EVALUATION DE L’IMPACT DE L’INSTALLATION DE DEUX

DEPHASEURS A LA FRONTIERE BELGO-HOLLANDAISE L’installation de deux déphaseurs à la frontière belgo-hollandaise dans les postes 380 kV de Van Eyck et Zandvliet a été proposée dans le Plan de Développement 2003-2010. Elle poursuit deux objectifs: • ils permettent une meilleure répartition des flux entre les différentes lignes

d’interconnexion franco-belge; ils permettent néanmoins une augmentation limitée de l’ordre de 200 MW, de la capacité de transaction entre la France et la Belgique;

• ils donnent également la possibilité au gestionnaire du réseau de transport belge de veiller à une meilleure concordance entre les flux nominés aux frontières et les flux réels. Ceci a une influence favorable sur les capacités mises à disposition du marché car les marges prises pour tenir compte des flux parallèles peuvent alors être réduites.

La combinaison des deux avantages évoqués ci-avant conduit à une augmentation des capacités mises à disposition du marché de l’ordre de 300 MW, dans une estimation prudente. De plus, grâce à un meilleur contrôle des flux parallèles liés à des transactions non-nominées, le gestionnaire de réseau peut offrir au marché une plus grande stabilité des capacités mises à disposition. En outre, la répartition entre les capacités annuelles, mensuelles et journalières pourra être améliorée en diminuant les valeurs à court terme au profit des valeurs à long terme. Ceci permettra aux acteurs belges de tirer un meilleur bénéfice des opportunités qui se présentent sur le marché européen. Tableau 7.2: Liste des renforcements en termes de déphaseurs nécessaires pour assurer une importation

belge de 3700 MW, à l’horizon 2006, dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010

7.3 ETUDE DE RENTABILITE ET EVALUATION ECONOMIQUE

RELATIVES A L’INSTALLATION DES TRANSFORMATEURS

380/150 KV D’AVELGEM/RUIEN ET DE

COURCELLES/GOUY L’évaluation économique est réalisée du point de vue du consommateur final. Elle s’inscrit dans la politique économique et environnementale, décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document.


Les estimations budgétaires présentées dans les sections ci-après comprennent les études, la réalisation des plans et des schémas, les achats d’équipement et l’exécution des travaux. Il est important de noter qu’il s’agit uniquement d’ordres de grandeur basés sur une première estimation des coûts engendrés par l’investissement dans un but de comparaison de variantes.

7.3.1 NOUVEAU TRANSFORMATEUR 380/150 KV A AVELGEM/RUIEN

Etude de rentabilité du transformateur d’Avelgem/Ruien Le nouveau transformateur d’Avelgem/Ruien est préconisé afin d’assurer l’indépendance du réseau par rapport au parc de production et d’éviter ainsi le risque de coût de production imposée des unités de Ruien. Une étude de risques a été menée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 afin de comparer le coût d’investissement du nouveau transformateur d’Avelgem/Ruien et le coût lié au risque de production imposée en vue de garantir la sécurité du réseau. Il en est ressorti que le coût d’amortissement annuel de l’investissement est équivalent à: • 5 semaines de production imposée de Ruien 5; • 3 semaines de production imposée de Ruien 6. Ces calculs de rentabilité ont été effectués sur base de: • une période d’amortissement de 37 ans; • un taux d’actualisation égal au WACC (Weighted Average Cost of Capital)

d’Elia; • des prix moyens de fonctionnement obligé basés sur les contrats en cours; • un fonctionnement de 60 heures par semaine, réparti sur cinq jours. Comparaison socio-économique des variantes d’investissements Deux variantes ont été envisagées dans le cadre du renforcement de la transformation de Ruien. L’alternative au nouveau transformateur à Avelgem/Ruien consiste en un nouveau transformateur à Wortegem. Le nouveau transformateur serait raccordé en repiquage sur la ligne 380 kV Avelgem-Mercator. D’un point de vue technique, les solutions sont plus ou moins équivalentes. La présence de deux repiquages sur la ligne Avelgem-Mercator (dont un à Rodenhuize et un à Wortegem) présente toutefois un léger désavantage. Du point de vue de leur impact sur l’aménagement du territoire et sur l’environnement, les deux solutions sont également comparables. Il s’agit du renforcement de postes existants par de nouveaux transformateurs sans nouvelles lignes 380 kV. La décision a été prise sur base des coûts respectifs engendrés par les deux solutions. Le budget relatif à l’installation d’un nouveau transformateur à Avelgem/Ruien est de 40% inférieur au budget calculé pour l’installation d’un transformateur à Wortegem. Cette différence de budget s’explique comme suit:


• le transformateur de Avelgem/Ruien nécessite le renforcement de la ligne 150 kV Avelgem-Ruien;

• le transformateur de Wortegem quant à lui présente un coût de raccordement très faible mais requiert la modification du poste blindé 150 kV de Wortegem et la construction de huit nouvelles travées;

• les coûts générés par le renforcement de la ligne Avelgem-Ruien restent de loin inférieurs aux coûts engendrés par la construction de huit nouvelles travées.

Le tableau 7.3 ci-après illustre la comparaison de ces deux variantes. Tableau 7.3: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à

Avelgem/Ruien et Wortegem (Plan de Développement 2003-2010)

7.3.2 NOUVEAU TRANSFORMATEUR 380/150 KV A COURCELLES/GOUY

Etude de rentabilité du transformateur de Courcelles/Gouy Le nouveau transformateur de Courcelles/Gouy est préconisé afin de favoriser l’indépendance du réseau par rapport au parc de production et d’éviter ainsi le risque de coût de production imposée des unités de Monceau et Amercœur. Une étude de risques a été menée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010 afin de comparer le coût d’investissement du nouveau transformateur de Courcelles/Gouy et le coût lié au risque de production imposée en vue de veiller à la sécurité du réseau. Il en ressort que le coût d’amortissement annuel de l’investissement est équivalent à 6 à 13 semaines de production imposée d’une unité d’ Amercœur 2 selon les paramètres considérés dans les calculs. Ce calcul de rentabilité a été effectué sur les bases suivantes: • période d’amortissement de 37 ans; • taux d’actualisation égal au WACC (Weighted Average Cost of Capital) d’Elia; • prix moyens du fonctionnement obligé basés sur les contrats en cours; • puissance de fonctionnement variant de 60 à 90 MW; • durée de fonctionnement de 108 à 168 heures par semaine; • mode de fonctionnement intermittent ou continu.


Comparaison socio-économique des variantes d’investissements Trois variantes ont été considérées dans le cadre du renforcement de la transformation du Hainaut. Les deux variantes au nouveau transformateur à Courcelles/Gouy consistent respectivement en: • un nouveau transformateur à Tergnée dont le raccordement nécessiterait la

pose du deuxième terne de la ligne 380 kV Saint-Amand-Tergnée, soit sur 7,5 km, et une adaptation du poste;

• un nouveau transformateur à Trivières, moyennant la construction d’une nouvelle ligne 380 kV de 20 km à partir de Courcelles.

Du point de vue technique, les solutions sont plus ou moins équivalentes. Du point de vue de leur impact sur l’aménagement du territoire et sur l’environnement, les caractéristiques suivantes sont prises en considération: • il s’agit de renforcements de postes existants par de nouveaux

transformateurs; • le raccordement de ces nouveaux transformateurs nécessite le deuxième terne

d’une ligne existante ou la création d’une nouvelle liaison dans le réseau 380 à 150 kV sur une longueur variant entre 2 et 20 km selon le cas.

Il apparaît rapidement que la construction d’une nouvelle liaison de 20 km, dans le cas de l’installation d’un nouveau transformateur, est moins favorable en matière d’aménagement du territoire et d’environnement que les liaisons à prévoir dans le cas des autres variantes, même si la construction de cette ligne était accompagnée du démontage de lignes 150 kV existantes. En outre, du point de vue budgétaire, cette solution est quasi trois fois plus chère que la solution retenue. Le choix entre les variantes de renforcement à Tergnée ou à Gouy a été réalisé sur base des coûts engendrés respectivement par les deux solutions. Le budget relatif à l’installation d’un nouveau transformateur à Tergnée est de 20 % supérieur au budget d’installation d’un transformateur à Gouy. En effet: • la variante d’installation du nouveau transformateur à Tergnée est moins

coûteuse du point de vue raccordement: la pose du deuxième terne Saint-Amand-Tergnée représente de l’ordre de 40% du budget de réalisation d’une nouvelle ligne aérienne entre Courcelles et Gouy;

• cet avantage est anéanti par la nécessité de 4 travées supplémentaires pour l’aménagement du poste de Tergnée (dont trois travées 380 kV) alors que deux suffisent pour l’aménagement des postes de Courcelles et Gouy (dont une travée 380 kV).

Le tableau 7.4 ci-après illustre la comparaison de ces trois variantes.


Tableau 7.4: Comparaison socio-économique des variantes de renforcement de la transformation à Gouy


7.3.3 EVALUATION ECONOMIQUE DE L’INSTALLATION DE DEUX DEPHASEURS

A LA FRONTIERE BELGO-HOLLANDAISE

Le tableau ci-après reprend l’évaluation socio-économique de l’installation de deux déphaseurs, dans les postes 380 kV de Van Eyck et Zandvliet réalisée dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Une première estimation de coût est reprise à cet effet au tableau 7.5. Comme indiqué à la section 7.2 de la présente annexe, l’intérêt des transformateurs déphaseurs est leur influence positive sur le volume, la stabilité et le délai de mise à disposition du marché des capacités d’importation. En faisant des estimations prudentes sur l’augmentation des capacités et le gain possible sur le différentiel de prix entre les pays voisins et la Belgique, le coût d’installation de ces déphaseurs peut être récupéré en quelques années. Les prix au KWh sont basés sur des indicateurs de prix à court et long termes des bourses d’électricité (prix spot et prix futures/forward de l’énergie). De manière semblable aux renforcements des interconnexions, il faut les mettre en service sans délai pour pouvoir pleinement exploiter les opportunités dues aux surcapacités de production actuelle en production en Europe.


Tableau 7.5: Evaluation socio-économique de l’installation de deux déphaseurs à la frontière belgo-

hollandaise (Plan de Développement 2003-2010)



Annexe au chapitre 8 : Evolution à long terme du réseau de transport



8.1 RENFORCEMENT DE LA LIGNE 380 KV GRAMME-MASSENHOVEN

Le Plan de Développement 2003-2010 a montré que le potentiel de transaction France-Belgique pourrait être porté à 4700 MW, moyennant les investissements supplémentaires suivants: • le renforcement de la ligne 380 kV Gramme-Massenhoven; • la nouvelle ligne 380 kV Aubange-Moulaine désormais dénommée Lorraine-

Ardennes (tronçon sur le territoire français). Pour rappel, afin de dégager tout son potentiel, la ligne Aubange-Moulaine doit être mise en service après le 2ème terne de Gramme-Massenhoven. Les investissements à réaliser, pour permettre une importation belge de 4700 MW à l’horizon 2009, figurent dans les tableaux 8.1 et 8.2 ci-après. Tableau 8.1: Liste des renforcements en termes de postes et transformateurs nécessaires pour assurer une

importation belge de 4700 MW (Plan de Développement 2003-2010)

Tableau 8.2: Liste des renforcements en termes de lignes nécessaires pour assurer une importation belge

de 4700 MW (Plan de Développement 2003-2010)

L’accroissement du niveau des importations engendrera certainement des besoins de compensation en énergie réactive. Des études sont en cours en vue de déterminer les investissements les plus adéquats en la matière.

8.1.1 CONTRAINTES LIEES A L’AMENAGEMENT DU TERRITOIRE

Les investissements sont conçus dans le cadre de la politique économique et environnementale décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document de façon à minimiser l’impact des renforcements sur l’aménagement du territoire.


Nouveaux poste et transformateur 380/150 kV à Zutendaal Le nouveau poste de Zutendaal sera créé sur un site situé sous les lignes existantes. Les contacts seront pris à ce sujet avec les administrations pour déterminer la localisation la plus adéquate. Le transformateur sera raccordé en repiquage sous la liaison Gramme-Massenhoven existante. Ce raccordement nécessitera de tirer sur 1,7 km le quatrième terne d’une ligne 150 kV existante. Deuxième terne 380 kV Gramme-Massenhoven Le deuxième terme de la liaison Gramme-Massenhoven sera réalisé en adaptant des lignes existantes de la façon suivante: • les tronçons Gramme-Langerlo et Massenhoven-Heze existent déjà mais sont

actuellement exploités en 150 kV et devront être passés en 380 kV; • le deuxième terne sera tiré sur la partie non équipée, soit sur une distance de

113 km entre Heze et Zutendaal. L’impact engendré sera minimisé de ce fait. En outre, une extension du poste 150 kV de Heze devra être réalisée en raison de la suppression du tronçon de ligne 150 kV entre Massenhoven et Heze.

8.1.2 EVALUATION SOCIO-ECONOMIQUE

L’évaluation économique est réalisée du point de vue du consommateur final. Elle s’inscrit dans la politique économique et environnementale, décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document. La comparaison des variantes envisagées pour le nouveau transformateur de Zutendaal est reprise dans la section ci-après. La pose du deuxième terne 380 kV de Gramme-Massenhoven n’a pas fait l’objet de variante étant donné que toute autre solution nécessiterait la construction d’une nouvelle ligne de longueur au moins équivalente. Les estimations budgétaires présentées dans les sections ci-après comprennent les études, la réalisation des plans et des schémas, les achats d’équipement et l’exécution des travaux. Il est important de noter qu’il s’agit uniquement d’ordres de grandeur basés sur une première estimation des coûts engendrés par l’investissement dans un but de comparaison entre variantes. Nouveau poste et transformateur 380/150 kV à Zutendaal Etude de rentabilité du transformateur de Zutendaal Le nouveau transformateur de Zutendaal est envisagé afin de favoriser l’indépendance du réseau par rapport au parc de production et d’éviter ainsi le risque de coût de production imposée des unités de Langerlo. Une étude de risques a été menée afin de comparer le coût d’investissement du nouveau transformateur de Zutendaal et le coût lié au risque de production imposée en vue de garantir la sécurité du réseau.


Il en est ressorti que le coût d’amortissement annuel de l’investissement est équivalent à 6 semaines de production imposée d’une unité de Langerlo. Ce calcul de rentabilité a été effectué sur base de: • une période d’amortissement de 37 ans; • un taux d’actualisation égal au WACC (Weighted Average Cost of Capital)

d’Elia; • un fonctionnement de 60 heures par semaine, réparti sur 5 cinq jours; • des prix moyens de fonctionnement imposé basés sur les contrats en cours. Aucune alternative relative au nouveau transformateur de Zutendaal n’a été envisagée à ce jour. Le tableau 8.3 ci-après fournit les critères d’évaluation socio-économiques relatifs à cet investissement. Tableau 8.3: Evaluation socio-économique du transformateur de Zutendaal

Deuxième terne 380 kV Gramme-Massenhoven Le deuxième te rne Gramme-Massenhoven permet d’exploiter complètement les gains en capacité liés au renforcement de l’interconnexion franco-belge. Cet investissement minimise les coûts et les impacts sur l’environnement et l’aménagement du territoire étant donné qu’il n’engendre pas de nouvelle infrastructure à part entière. Le tableau 8.4 ci-après fournit les critères d’évaluation socio-économiques relatifs au deuxième terme Gramme-Massenhoven. Tableau 8.4: Evaluation socio-économique du 2ème terne Gramme-Massenhoven



Annexe au chapitre 9 : Accuei l de nouvelles unités de production



9.1 RACCORDEMENT D’UN PARC DE PRODUCTION EOLIENNE

D’UNE PUISSANCE INSTALLEE DE L’ORDRE DE 580 MW EN

MER DU NORD

9.1.1 DESCRIPTION DES VARIANTES EXAMINEES DANS LE CADRE DU PLAN

DE DEVELOPPEMENT 2003-2010

Le renforcement lié à l’installation de parcs éoliens off-shore de grande capacité de production en mer du Nord a fait l’objet d’une première analyse dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Une dizaine de variantes de raccordement en 150 kV ont été étudiées dont les trois meilleures sont décrites et comparées ci-après: • la variante de base de renforcement de la côte, déjà envisagée pour l’année

2003: elle consiste à raccorder directement les postes 150 kV de Blauwe Toren et de Slijkens par le détournement et le jumelage des deux te rnes de la ligne 150 kV Brugge-Slijkens;

• la variante «Langerbrugge», qui prévoit le remplacement d’une des deux liaisons Brugge-Langerbrugge par une liaison Blauwe Toren-Langerbrugge; un des deux ternes de la liaison 150 kV entre Slijkens et Brugge est aménagé en ligne directe Slijkens-Blauwe Toren; le deuxième terne de la ligne Brugge-Slijkens est maintenu;

• la variante «Eeklo Noord», qui prévoit le remplacement d’une des deux liaisons Brugge-Eeklo Noord par une liaison Blauwe Toren-Eeklo Noord; un des deux ternes de la liaison 150 kV entre Slijkens et Brugge est aménagé en ligne directe Slijkens-Blauwe Toren; le deuxième terne de la ligne Brugge-Slijkens est maintenu.

Dans chacune des variantes, la capacité de la liaison Brugge-Slijkens est renforcée. On a considéré des parcs d’éoliennes d’une puissance nominale totale de 580 MW dont 230 MW raccordés en 150 kV à Zeebrugge et 350 MW raccordés à Slijkens. Le tableau 9.1 ci-après fournit, en ordre de grandeur, le pourcentage de la puissance nominale transmissible par le réseau en sécurité (c-à-d en cas d’incident), «à la pointe» et en «hors pointe» pour chaque variante.


Tableau 9.1: Pourcentage de la puissance nominale transmissible par le réseau, pour une puissance

installée de 580 MW dont 230 raccordés en 150 kV à Zeebrugge et 350 MW raccordés à Slijkens


Suite à une étude de la répartition de la production éolienne au cours de l’année et des valeurs moyennes et maximales qui peuvent être atteintes, il a été décidé de dimensionner le réseau général de façon à ce qu’il soit en mesure d’évacuer en sécurité les valeurs suivantes, suivant les saisons: • 60% de la puissance nominale en hiver; • 50 % de la puissance nominale en mi-saison; • 40 % de la puissance nominale en été. Ces chiffres ont montré que le renforcement prévu dans la variante de base ne suffit pas à évacuer la puissance de référence produite en cas d’incident. Les deux autres variantes, dont les performances techniques et économiques sont proches l’une de l’autre, feront l’objet d’une étude détaillée qui permettra de les départager.

9.1.2 EVALUATION SOCIO-ECONOMIQUE

L’évaluation économique est réalisée du point de vue du consommateur final. Elle s’inscrit dans la politique économique et environnementale, décrite à la section 5.2 de l’annexe au chapitre 5 du présent document. Les estimations budgétaires présentées dans les sections ci-après comprennent les études, la réalisation des plans et des schémas, les achats d’équipement et l’exécution des travaux. Il est important de noter qu’il s’agit uniquement d’ordres de grandeur basés sur une première estimation des coûts engendrés par l’investissement dans un but de comparaison de variantes. L’investissement nécessaire pour adapter le réseau en cas de raccordement de parc d’éoliennes d’une puissance installée de l’ordre de 580 MW en mer du Nord dans les trois variantes envisagées dans le Plan de Développement 2003-2010 consiste principalement à: • renforcer les deux ternes de la ligne 150 kV Brugge-Slijkens, dans tous les

cas; • poser des câbles souterrains constituant les nouvelles liaisons et ajouter des

travées dans les postes de Blauwe Toren et Slijkens.


Le tableau 9.2 ci-après reprend la comparaison socio-économique des trois variantes envisagées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010. Tableau 9.2: Evaluation socio-économique des projets de raccordement des parcs d’éoliennes off-shore

La variante de base ne répond pas tout à fait aux critères techniques. Les deux autres variantes, dont les critères techniques et les estimations budgétaires sont proches l’une de l’autre, feront l’objet d’une étude plus détaillée.

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