Wallo

Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive 1

Région wallonne 31 janvier 2006

Version définitive

2 Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive


“We are a team of dedicated professionals,

accountable for keeping the lights on, by serving our

customers and the community in an efficient way”

Région wallonne 31 janvier 2006

Version définitive


TABLE DES MATIERES

Introduction 11

OBJET 13 CONTEXTE LEGAL 13 TROIS OBJECTIFS A LA BASE DU DEVELOPPEMENT

DU RESEAU D’ELECTRICITE: ENERGIE, ECOLOGIE, ECONOMIE 14 POLITIQUE EN MATIERE DE DEVELOPPEMENT

DU RESEAU D’ELECTRICITE 15 STRUCTURE GENERALE DU PLAN D’ADAPTATION 15

1

2

Les enjeux du développement du réseau d’électricité 19

1.1 CADRE GENERAL: ROLE DU RESEAU D’ELECTRICITE 21 1.1.1 Le réseau de transport d’électricité belge 21

1.2 METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT D’ELECTRICITE 21 1.2.1 Description générale 21 1.2.2 Incertitudes caractérisant le développement

du réseau d’électricité 22 1.2.3 Les deux horizons-clés du Plan d’Adaptation 22

Evolution de la consommation 23

2.1 CADRE MACROENERGETIQUE 25 2.1.1 Hypothèses de base 26 2.1.2 Perspectives de consommation électrique 29

2.2 DEFINITION DES SCENARIOS DE CONSOMMATION (PUISSANCE APPELEE) 36 2.2.1 Variante haute 37 2.2.2 Variante basse 38

2.3 DERNIERS DEVELOPPEMENTS METHODOLOGIQUES RELATIFS AUX PREVISIONS DES CONSOMMATIONS LOCALES 39 2.3.1 Influence de la température sur la consommation d’électricité 39 2.3.2 Evolution tendancielle de la consommation d’électricité 41


Evolution de la production 43 3

4

5

6

3.1 HYPOTHESES DU PROGRAMME INDICATIF DES MOYENS DE PRODUCTION 2005-2014 45 3.1.1 Production centralisée 45 3.1.2 Production décentralisée 45

3.2 HYPOTHESES DU PLAN D’ADAPTATION 47 3.2.1 Production centralisée 47 3.2.2 Production décentralisée 48

3.3 DEFINITION DES SCENARIOS DE PRODUCTION 52 3.3.1 Variante haute de consommation - Horizons 2007 et 2012 52 3.3.2 Variante basse de consommation - Horizons 2007 et 2012 53

Critères de développement du réseau de transport local 55

4.1 POLITIQUE D’INVESTISSEMENTS DU RESEAU 57 4.1.1 Accroissement des consommations

du réseau à moyenne tension 57 4.1.2 Investissements relatifs au niveau de tension 70 kV 58 4.1.3 Politique générale de débouclage du réseau 70 kV 58 4.1.4 Transfert de consommation du niveau de tension de

70 kV et inférieur vers le niveau de tension de 220 à 150 kV 58 4.2 CRITERES DE DIMENSIONNEMENT RELATIFS

AU RACCORDEMENT DES EOLIENNES 59 4.2.1 Méthodes de dimensionnement 59 4.2.2 Critères de dimensionnement 61

Réseau de transport local de référence (2006) 63

5.1 RENFORCEMENTS ENGAGES A L’HORIZON 2003 65 5.2 RENFORCEMENTS PLANIFIES A L’HORIZON 2005 67

5.2.1 Annulation du projet de renforcement de la puissance de transformation 150/15 kV de Chièvres 67

5.2.2 Nouveau transformateur 380/70 kV à Brume 67 5.3 REPRESENTATION DU RESEAU DE REFERENCE (2006) 69

Renforcements du réseau de transport local à l’horizon 2007 75

6.1 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE PRODUCTION ET DE CONSOMMATION 77

6.2 DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE 78


6.3 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS 78 6.3.1 Description des renforcements à l’horizon 2007

dans le réseau de transport local 70-30 kV 80 6.3.2 Renforcements de l’alimentation du réseau 70-30 kV

et à moyenne tension à partir du réseau 380-150 kV 82 6.3.3 Accueil de nouvelles unités de production 84

6.4 ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE 85 6.4.1 Faisabilité technique 85 6.4.2 Contraintes liées à l’aménagement du territoire

et a la protection de l’environnement 85 6.4.3 Recherche de l’optimum socio-économique

vis-à-vis du consommateur final 86 6.5 PLANNING DE REALISATION 87 6.6 DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2007 88

7

8

Evolution à long terme du réseau de transport local 93

7.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS 95 7.1.1 Nouveau câble 70 kV Aische-en-Refail-Sauvenière (Namur) 97 7.1.2 Remplacement de deux transformateurs 70/15 kV par deux

transformateurs plus puissants à Pondrôme et nouvelle liaison 70 kV Achêne-Pondrôme (Namur) 98

7.1.3 Remplacement d’un transformateur 70/10 kV par un transformateur 150/10 kV plus puissant à Fontaine l’Evêque 98

7.1.4 Remplacement d’un transformateur 70/11 kV existant par un transformateur 36/11 kV à Court-Saint-Etienne (Brabant Wallon) 98

7.1.5 Remplacement de deux transformateurs 70/15 kV existants par deux transformateurs plus puissants à Monceau-en-Ardennes 98 7.1.6 Remplacement de deux transformateurs 70/15 kV existants par deux transformateurs plus puissants à Recogne 99

7.2 DESCRIPTION DU RESEAU A LONG TERME 99

Conclusions & mise en œuvre du Plan d’Adaptation 105

RENFORCEMENTS DU RESEAU PRECONISES A L’HORIZON 2007 108 RENFORCEMENTS DU RESEAU PREVUS APRES 2007 109


LISTES DES FIGURES ET TABLEAUX

Tableau 2.1: Evolution du PIB et des valeurs ajoutées sectorielles à prix constants 2005-2012, en % par an 27

Figure 2.2: Prix internationaux des combustibles (FOB), en Euros(2000)/tep 28

Figure 2.3: Prévisions d’évolution de la consommation belge selon la variante haute et la variante basse entre 2005 et 2012, en TWh, et comparaison avec les variantes retenues dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010 30

Tableau 2.4: Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante haute) 31

Tableau 2.5: Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante basse) 32

Figure 2.6: Répartition de l’économie de consommation d’électricité, horizons 2008 et 2012, en GWh de la variante basse par rapport à la variante haute 34

Tableau 2.7: Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2005 et 2012 36

Figure 2.8: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante haute 37

Figure 2.9: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante basse 38

Figure 2.10: Décomposition des consommations résidentielles en facteurs d’influence – modèle «perfectionné» 40

Figure 2.11: Exemple de décomposition en ses composantes saisonnières et non saisonnières d’une série chronologique de données de consommation résidentielle sur une période de 3 trois ans et demi 40

Tableau 3.1: Caractéristiques des unités de production mises en service en 2002 ou prévues pour 2005 ou 2006 47

Figure 3.2: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée des unités de production éolienne par rapport à la situation 2003 49

Tableau 3.3: Evolution de la puissance installée des unités de production éolienne par rapport à la situation 2003, par Région 49

Figure 3.4: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par rapport à la situation 2003 50

Tableau 3.5: Evolution de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par rapport à la situation 2003 50

Figure 3.6: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003 51

Tableau 3.7: Evolution de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003, par Région 51

Figure 3.8: Plan de production à la pointe à l’horizon 2007, en MW – Variante haute de consommation 52

Figure 3.9: Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante haute de consommation 53

Figure 3.10: Plan de production à la pointe à l’horizon 2007, en MW – Variante basse de consommation 53

Figure 3.11: Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante basse de consommation 54


Figure 3.12: Evolution de la puissance disponible à la pointe par type d'unité en 2007 et en 2012, par rapport à la situation existante en 2003, en MW 54

Figure 4.1: Courbes de production d’une unité éolienne on-shore, en pourcentage de la puissance nominale, par saison, en fonction de l’heure de la journée 60

Figure 4.2: Courbes de fréquence cumulée de puissance moyenne horaire développée par une unité éolienne on-shore en pourcentage de sa puissance nominale, pour une durée moyenne de production annuelle de 2000 heures, par saison 62

Tableau 5.1: Etat d’avancement (au 30 septembre 2005) des renforcements engagés à l’horizon 2003 66

Tableau 5.2: Etat d’avancement (au 30 septembre 2005) des renforcements préconisés à l’horizon 2005 68

Figure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 (Référence) 70 Figure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail A 71 Figure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail B 72 igure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail C 73 Figure 6.1: Hypothèses d’évolution de la consommation,

entre 2003 et 2012, en MW 77 Tableau 6.2: Renforcements à l’horizon 2007 79 Tableau 6.3: Planning des renforcements à l’horizon 2007 87 Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2007 89 Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail A 90 Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail B 91 Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail C 92 Tableau 7.1: Liste indicative des investissements prévus après 2007

(pistes d’investissements déjà proposées dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010) 96

Tableau 7.2: Liste indicative des investissements prévus après 2007 (nouvelles pistes d’investissements) 97

Figure 7.3: Réseau à long terme 100 Figure 7.3: Réseau à long terme – détail A 101 Figure 7.3: Réseau à long terme – détail B 102 Figure 7.3: Réseau à long terme – détail C 103 Tableau 8.1: Planning des renforcements du réseau à l’horizon 2007 108





Introduction


OBJET

Ce document présente la version définitive du Plan d’Adaptation 2006-20131 du réseau de transport local d’électricité que le gestionnaire de réseau de transport local a établi en concertation avec la CWaPE. Le Plan d’Adaptation 2006-2013 couvre la période de 7 ans s’étalant du 1er janvier 2006 au 1er janvier 2013.

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CONTEXTE LEGAL L’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence a été initiée par la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 96/92/CE. La Région wallonne a transposé la première directive au niveau fédéral notamment par le décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité. L’article 15 de ce décret charge le Gestionnaire du réseau de transport local d’établir un Plan d’Adaptation du réseau de transport local en concertation avec la CWaPE. Le Plan d’Adaptation est soumis à l’approbation du Gouvernement wallon. Le Plan d’Adaptation couvre une période de sept ans et est adapté au fur et à mesure des besoins et au moins tous les deux ans pour les sept années suivantes. Il a été introduit pour la première fois le 12 septembre 2003, conformément à l’article 15 précité2. L’arrêté du Gouvernement wallon du 16 octobre 2003 relatif au règlement technique pour la gestion du réseau de transport local d’électricité en Région wallonne et l’accès à celui-ci met en œuvre les principes du décret du 12 avril 2001: en application de l’article 28 § 1 de cet arrêté, le Plan d’Adaptation doit contenir les éléments suivants:

er

une estimation détaillée des besoins nécessaires en capacité de transport local, avec indication des hypothèses sous-jacentes; le programme d’investissement du réseau que le gestionnaire s’engage à exécuter en vue de rencontrer ces besoins; un planning de réalisation.

1

L’article 15 du décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité précise que le Plan d’Adaptation est établi pour la première fois dans les douze mois suivant l’entrée en vigueur de ce décret, en parallèle avec le Plan de Développement du réseau de transport défini à l’article 13 de la loi du 29 avril 1999, c’est-à-dire au plus tard un an après la désignation officielle du Gestionnaire du réseau de transport d’électricité. L’entrée en vigueur de l’article 13 précité est prévue par l’article 1, 4° de l’Arrêté Royal du 3 mai 1999 fixant la date d’entrée en vigueur des dispositions de la loi à la date où la désignation du premier gestionnaire du réseau de transport prend effet. Le gestionnaire du réseau de transport a été désigné par l’Arrêté Ministériel du 13 septembre 2002 portant désignation du gestionnaire du réseau de transport d’électricité, publié au Moniteur Belge le 17 septembre 2002. L’article 3 de cet Arrêté précise que cet Arrêté entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur Belge (soit le 17 septembre 2002).

A l’issue de la concertation avec la CWaPE, il a été décidé d’adapter le titre de la version «Plan d’Adaptation 2006-2013» déposé à la CWaPE le 15 octobre 2005 en «Plan d’Adaptation 2006-2013» étant donné que le règlement technique transport local (article 28 §2 de l’arrêté du Gouvernement wallon du 16 octobre 2003 mentionné dans le titre « Contexte légal ») prévoit la remise de la version définitive de ce Plan à la CWAPE en janvier 2006.

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L’article 28 §2 de cet arrêté précise la procédure et le calendrier de réalisation du Plan d’Adaptation : •

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le gestionnaire du réseau de transport local remet le Plan d’Adaptation pour le 15 octobre à la CWaPE; la CWaPE l’informe de son avis au plus tard fin décembre; le gestionnaire du réseau de transport local adapte éventuellement son Plan et en remet la version définitive à la CWaPE pour fin janvier; la CWaPE remet sans délai au Ministre un des exemplaires de la version définitive du Plan accompagné de ses commentaires éventuels.

TROIS OBJECTIFS A LA BASE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU

D’ELECTRICITE: ENERGIE, ECOLOGIE, ECONOMIE Le Plan d’Adaptation du réseau de transport local détermine les investissements nécessaires pour couvrir les besoins de capacité de transport local d’électricité, au moindre coût pour la collectivité. Le terme de coût s’entend ici dans une acception plus large qu’économique stricto sensu et englobe les aspects énergétique, écologique et économique. Les investissements les plus avantageux pour la collectivité doivent être recherchés . 3

Trois objectifs sont poursuivis: énergie: veiller au transport d’électricité dans une perspective à long terme en tenant compte des moyens de production disponibles, de la consommation, de leurs dispersions géographiques respectives et de leurs évolutions; écologie: opter pour des solutions durables avec un minimum d’incidences sur l’environnement et l’aménagement du territoire; économie: rechercher, compte tenu des impératifs précédents, le tarif global de transport et de distribution d’électricité le plus avantageux pour le consommateur final.

Les interactions entre ces différents objectifs sont importantes et souvent même contradictoires. A titre d’exemple, l’élaboration d’une politique intégrant les incertitudes relatives à l’évolution des moyens de production d’électricité et de leurs localisations, dans le contexte du marché libéralisé, les incertitudes relatives à l’évolution de la consommation d’électricité , ainsi que les impératifs de respect de certaines normes environnementales, peut apparaître en contradiction avec l’exigence de rentabilité économique du point de vue de la collectivité.

4

5

3

4 Une source d’incertitudes relatives à l’évolution des moyens de production est liée au déploiement des sources d’énergies renouvelables et de la cogénération en réponse à des objectifs de développement durable: la réalisation de ces objectifs dépend de la réponse du marché aux mesures de soutien mises en œuvre. Une autre source d’incertitudes, liée à la disponibilité des centrales thermiques, est engendrée par l’évolution des prix des combustibles à grande volatilité tels que le pétrole et le gaz naturel.

L’article 12 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité le précise en ces termes: «Après avis de la commission, le Roi arrête les règles relatives aux objectifs que le gestionnaire du réseau doit poursuivre en matière de maîtrise des coûts».

5 En ce compris les incertitudes liées à la réponse du consommateur à la mise en œuvre des mesures relatives à la maîtrise de la demande et les incertitudes liées à l’évolution du tissu industriel.


La recherche d’un équilibre entre ces trois objectifs est pourtant bien l’ambition principale de ce Plan d’Adaptation. Son élaboration a été guidée par la volonté de proposer un développement optimal du réseau d’électricité caractérisé par: • • •

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un acheminement de l’électricité fiable aussi bien à court qu’à long terme; un prix de transport compétitif et stable; des répercussions minimales sur l’environnement et l’aménagement du territoire; une limitation des risques inhérents aux décisions d’investissement face à un avenir incertain.

POLITIQUE EN MATIERE DE DEVELOPPEMENT DU RESEAU

D’ELECTRICITE Elia est constituée de deux entités légales opérant comme une entité économique unique: Elia System Operator, détenteur des licences, et Elia Asset, propriétaire du réseau. Le réseau maillé géré par Elia System Operator («Elia»), gestionnaire de réseau, couvre les niveaux de tension allant de 380 kV à 30 kV inclus6 et constitue un tout du point de vue de la gestion technique. Les lignes directrices pour le réseau global constituent le cadre de référence même si le Plan d’Adaptation proprement dit ne couvre que les niveaux de tension de 70 kV et inférieurs. Les lignes directrices de la politique d’Elia pour le réseau belge en matière de développement du réseau d’électricité7 sont les suivantes:

privilégier la réalisation en souterrain des nouvelles liaisons à une tension égale ou inférieure à 36 kV; maximiser l’utilisation de l’infrastructure 220 kV, 150 kV et 70 kV existante; opter, lorsque des nouvelles liaisons sont nécessaires dans cette gamme de tension, pour:

le câble souterrain; l’aérien, là où il est possible de construire le long des grandes infrastructures existantes ou décidées. Dans ce cas, des lignes existantes pourront, selon les possibilités, éventuellement être supprimées à titre de compensation afin de conserver un équilibre environnemental global;

poursuivre le développement des lignes à très haute tension (380 kV) en aérien, pour des impératifs techniques et économiques.

STRUCTURE GENERALE DU PLAN D’ADAPTATION Le Plan d’Adaptation s’appuie sur les fondements établis et largement développés dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010. Le Plan d’Adaptation est structuré en 7 chapitres et leurs annexes respectives.

6 Y compris tout élément accessoire nécessaire à la réalisation des missions légales et à l’objet social d’Elia. 7 La politique menée par Elia en la matière devra parfois être adaptée de façon à tenir compte des contraintes

législatives.


Le document principal a pour objectif de: •

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faire le point sur l’état d’avancement des renforcements engagés en 2003 et des renforcements relatifs à la période 2004-2005 approuvés dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010; élaborer une proposition de renforcement du réseau à l’horizon 2007 sur base de scénarios différenciés, élaborés sur base des hypothèses d’évolution; fournir une mise à jour des pistes indicatives de renforcement et des décisions relatives à des projets d’études, à plus long terme; décrire les nouveaux développements méthodologiques utilisés dans le cadre du présent Plan d’Adaptation.

Afin d’alléger l’information contenue dans le document principal, le lecteur est invité à se référer aux annexes pour:

tout élément relatif aux méthodologies qui ont déjà fait l’objet d’une description dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010; les justifications des investissements approuvés dans le cadre de ce même Plan.

Après un bref rappel relatif au rôle du réseau de transport d’électricité, le premier chapitre décrit la méthodologie du développement du réseau mise en œuvre dans le cadre de ce Plan d’Adaptation. Les chapitres 2 et 3 sont consacrés à la présentation des hypothèses de base et des scénarios élaborés du point de vue de la consommation d’électricité, d’une part, et de la production d’électricité, d’autre part. Le chapitre 4 expose les nouveaux concepts développés dans le cadre du processus de dimensionnement du réseau de transport. Ce processus est complexe: il intègre à la fois les dimensions d’ordre technique, économique et environnemental et les évalue dans leurs multiples interactions. Le chapitre 5 fournit la description du réseau de transport local de référence ainsi que l’état d’avancement des renforcements qui y sont intégrés, suite au Plan d’Adaptation 2003-2010. Les projets de renforcements du réseau, induits par l’évolution de la consommation, l’évolution du parc de production et les objectifs dictés par les choix politiques en matière d’énergie renouvelable et de cogénération sont repris aux chapitres 6 et 7:

le chapitre 6 est consacré aux développements du réseau à l’horizon 2007; le chapitre 7 reprend, à titre indicatif, les investissements envisagés à plus long terme.

En conclusion, le gestionnaire de réseau de transport local synthétise le Plan de mise en œuvre des différents investissements soumis à l’approbation du Ministre.


Le présent Plan d’Adaptation a été réalisé sur base d’un ensemble d’éléments informatifs, précisés par ailleurs dans le texte. Un nombre important de ces éléments sont hypothétiques et par définition incertains. Dès lors, la réalisation de certains investissements est conditionnée par la confirmation des événements déterminants: les propositions d’investissements préconisées dans ce Plan feront l’objet d’éventuelles modifications liées à l’évolution du marché de l’électricité et des décisions des acteurs de marché concernés. Par ailleurs, le contexte évolutif de la législation et de la réglementation applicable dans le domaine de l’électricité (au sens large, y compris l’environnement, l’urbanisme, etc.) comprend d’autres éléments d’incertitude. A titre d’exemple, en ce qui concerne la durée de réalisation des investissements, Elia est tributaire des délais variables liés aux procédures d’obtention des permis.




1 Les enjeux du développement du réseau d’électr ic ité


1.1 CADRE GENERAL: ROLE DU RESEAU D’ELECTRICITE

1.1.1 LE RESEAU DE TRANSPORT D’ELECTRICITE BELGE

Le rôle et la structure du réseau de transport d’électricité belge ont fait l’objet d’une description détaillée dans le Plan d’Adaptation 2003-2010 et sont repris en annexe au chapitre 1 du présent document. Le réseau géré par Elia se compose de lignes aériennes et de câbles souterrains à des tensions de 380 kV à 30 kV inclus. Plus de 800 postes à haute tension transforment progressivement la tension au niveau voulu. L'ensemble du réseau à haute tension comporte 8 276 kilomètres de liaisons dont 5 674 km de lignes aériennes et 2 602 km de câbles souterrains.

1.2 METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE

TRANSPORT D’ELECTRICITE Le Plan d’Adaptation a pour objectif premier d’élaborer un Plan d’extension du réseau à un horizon de 7 ans, tenant compte des besoins probables des utilisateurs actuels et futurs et visant à garantir le mieux possible la disponibilité et la fiabilité voulues. La méthodologie du Plan d’Adaptation poursuit cet objectif. Par ailleurs, la méthodologie du Plan d’Adaptation vise à englober: • •

•

•

les incertitudes caractérisant le développement du réseau; les aspects temporels liés à ces incertitudes.

Ces différents aspects méthodologiques sont repris aux sections 1.2.1 à 1.2.3 ci-après.

1.2.1 DESCRIPTION GENERALE

La méthodologie du Plan d’Adaptation se décompose en trois étapes principales:

La première étape consiste à déterminer les paramètres qui ont une influence structurante sur le développement du réseau, comme par exemple l'évolution de la consommation d'électricité et l'évolution du parc de production. La répartition de la consommation sur les différents points de prélèvement constitue par ailleurs un élément très important de cette étape.

Dans une deuxième étape, une série de scénarios différenciés sont élaborés sur base des hypothèses d’évolution retenues à l’issue de la première étape. Ces scénarios doivent permettre de couvrir la diversité des options qui seront définies au niveau de la politique d’approvisionnement de la Région (indépendance énergétique, quota d’énergie verte, localisation des nouvelles unités de production,…). Pour chacun d’entre eux, les renforcements de réseau nécessaires sont ensuite examinés selon des critères techniques déterminés.


• Dans une troisième étape, les modifications à apporter au réseau sont évaluées en prenant en compte, en plus des critères techniques, les aspects économiques et environnementaux ainsi que des considérations d'aménagement du territoire.

Ces deux dernières étapes font l’objet d’un processus itératif.

1.2.2 INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU RESEAU

D’ELECTRICITE

Le Plan d’Adaptation concerne les plans de tension de 70 kV et inférieurs.

A ce niveau de tension, l’évolution de la consommation d’électricité a un impact très important. Les principales sources d’incertitudes sont liées: •

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•

à l’évolution de la consommation et à sa localisation qui résultent: d’une part, de la maîtrise de la demande qui est largement dépendante de la réponse du consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvre (mesures URE, taxe CO ,…); 2

d’autre part, de la localisation des nouvelles consommations et/ou de l’accroissement notable des consommations locales existantes;

au degré de développement de la production décentralisée et à sa localisation. Les incertitudes liées à la consommation et à sa localisation ont été décrites dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010 et sont reprises à l’annexe au chapitre 1 du présent document.

1.2.3 LES DEUX HORIZONS-CLES DU PLAN D’ADAPTATION

Par ailleurs, toutes les décisions qui concernent le développement du réseau dans le terme pris en compte par le Plan d’Adaptation n’ont pas la même portée:

les décisions relatives à un horizon à court terme sont économiquement et/ou techniquement irréversibles; le portefeuille de projets portant sur un horizon à moyen terme sera progressivement précisé en fonction de la confirmation des hypothèses auxquelles il est lié.

Les deux horizons-clés successifs envisagés sont les suivants:

un horizon à court terme relatif aux trois premières années de la période visée par le Plan; un horizon à moyen terme, horizon du Plan.

Les raisons de ce choix, qui ont été développées et approuvées dans le cadre de l’élaboration du premier Plan d’Adaptation 2003-2010, sont explicitées plus en détail à l’annexe au chapitre 1 du présent document.



2 Evolution de la consommation


L’élaboration des prévisions de consommations locales représente une étape importante dans le cadre de l’établissement du Plan d’Adaptation du réseau d’électricité. Les prévisions de consommations locales résultent d’un processus confrontant deux sources d’information, relevant de logiques différentes, l’une «macroéconomique» et l’autre «microéconomique». La description détaillée de ce processus, dans le cadre des méthodes de planification classiques, de type déterministe, basées principalement sur le point de fonctionnement du réseau à la pointe, a fait l’objet du Plan d’Adaptation 2003-2010. Elle est disponible à l’annexe au chapitre 2 du présent document. La démarche dite microéconomique est cruciale dans le cadre du développement régional du réseau. En effet, elle est déterminante dans le calcul des perspectives de consommations locales qui pilotent le développement du réseau aux niveaux de tension concernés. La section 2.1 ci-après présente le cadre macroénergétique de base du présent Plan d’Adaptation. Celui-ci repose essentiellement sur les perspectives énergétiques à long terme établies par le Bureau fédéral du Plan. La définition des scénarios de consommation qui résulte de l’intégration des résultats de l’approche microéconomique dans le cadre macroénergétique est fournie à la section 2.2 ci-après. La section 2.3 est consacrée aux derniers développements méthodologiques relatifs aux prévisions des consommations locales.

2.1 CADRE MACROENERGETIQUE Le cadre macroénergétique du présent Plan d’Adaptation s’appuie essentiellement sur les perspectives énergétiques à long terme du Bureau fédéral du Plan, en particulier les études: •

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Perspectives énergétiques pour la Belgique à l’horizon 2030, Bureau fédéral du Plan, Planning Paper 95 (BfP/PP95) – janvier 2004; Demande maîtrisée d’électricité: Elaboration d’une projection à l’horizon 2020, Bureau fédéral du Plan, Working Paper 19-04 (BfP/MDE) – octobre 2004.

Les perspectives BfP/PP95 sont générées à partir d’une analyse quantitative s’appuyant sur le modèle PRIMES , simulant de manière intégrée le fonctionnement du système énergétique belge.

8

8 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.


La projection BfP/MDE est quant à elle une projection alternative de la demande d’électricité compte tenu de politiques et mesures plus volontaristes en matière de maîtrise de la consommation énergétique: elle repose sur l’intégration des perspectives du scénario de référence de BfP/PP95 et des potentiels d’économies d’énergie déduits de l’étude du Fraunhofer Institute . Ainsi que le souligne le Bureau fédéral du Plan dans son Working Paper 19-04 (BfP/MDE), «cette projection alternative ne constitue donc pas un scénario alternatif, au sens classique du terme, au scénario de référence de l’étude du Bureau fédéral du Plan car elle n’est pas issue du même cadre méthodologique (modèle, hypothèses, etc). Elle ne prend pas en compte l’impact économique des politiques et mesures nécessaires pour réaliser les économies d’électricité».

9

Outre ces deux études, l’étude de la Commission Européenne «European Energy and Transport Trends to 2030» («Trends to 2030») ainsi que l’étude du Fraunhofer Institute ont été consultées. Le cadre macroénergétique de référence du présent Plan d’Adaptation se décline en deux variantes différenciées permettant d’envisager un spectre relativement large de perspectives de consommation électrique représentatif du caractère incertain de l’évolution de cette consommation: • •

•

•

la variante haute est dérivée du scénario de référence de l’étude BfP/PP95; la variante basse, basée sur la projection BfP/MDE, simule un contexte volontariste de maîtrise de la demande électrique.

Les sections 2.1.1 et 2.1.2 ci-après fournissent respectivement:

la description des hypothèses de base des perspectives à long terme du Bureau fédéral du Plan; le cadre macroénergétique de référence des variantes haute et basse décrites ci-dessus et les perspectives de consommation électrique sous-jacentes considérées à la base des calculs qui sous-tendent le présent Plan d’Adaptation 2006-2013 du réseau de transport local.

2.1.1 HYPOTHESES DE BASE

Les projections énergétiques à long terme établies par le Bureau fédéral du Plan reposent sur un certain nombre d’hypothèses brièvement résumées ci-après. Ces hypothèses sont communes aux variantes haute et basse de consommation électrique à la base de ce Plan d’Adaptation. Hypothèses de croissance économique belge La croissance économique (PIB) sous-jacente aux simulations, sur la période 2005-2012, atteint de l’ordre de 2,1% par an, ce qui correspond au rythme moyen observé ces dernières années.

9 «Gestion de la Demande d’Energie dans le cadre des Efforts à accomplir par la Belgique pour réduire ses Emissions de

Gaz à Effets de Serre», étude réalisée par le Fraunhofer Institute pour le Ministère des Affaires Economiques (mai 2003). Cette étude est spécifiquement consacrée à l’analyse détaillée des mesures de gestion de la demande énergétique les plus prometteuses, mesures à encourager dans le cadre des engagements pris par la Belgique en matière de diminution des émissions de gaz à effet de serre.


On note une légère décélération de la croissance économique durant la seconde partie de la période de projection par rapport à la première partie: le taux de croissance annuel moyen escompté s’élève à 2,2% pour la période 2005-2008 et à 2,0% pour la période 2008-2012. Le tableau 2.1 ci-après fournit les hypothèses en termes d’évolution du PIB et des valeurs ajoutées à prix constants entre 2005 et 2012. Tableau 2.1: Evolution du PIB et des valeurs ajoutées sectorielles à prix constants 2005-2012, en % par an

Sources: BfP/PP95, BNB

L’industrie et le tertiaire verraient leurs activités progresser à un rythme comparable, ce qui rompt avec la «traditionnelle» hypothèse de basculement de la valeur ajoutée de l’industrie vers les services. Au sein de l’industrie, la chimie et, dans une moindre mesure, les branches des métaux non ferreux et des fabrications métalliques seraient les plus dynamiques. En contrepartie, on suppose un déclin ou une quasi stagnation des industries traditionnelles telles que la sidérurgie et le textile.


Hypothèses démographiques Sur base d’hypothèses, d’une part, de diminution de la taille moyenne des ménages et, d’autre part, de légère augmentation de la population belge , le nombre de ménages enregistrerait une progression moyenne de 0,8% par an durant la période 2005-2012, soit de 249 000 ménages supplémentaires en 2012 par rapport à 2005.

10 11

Hypothèses de prix des produits énergétiques La figure 2.2 ci-après présente les tendances sous-jacentes en matière de prix internationaux des combustibles. Le prix du charbon resterait stable, tandis que les cours du pétrole et du gaz naturel enregistreraient une légère hausse entre 2005 et 2012. Le cours du pétrole brut s’établirait donc à 20,8 dollars par baril en 2012, et celui du charbon à 17,5 dollars par baril équivalent pétrole.

12

Figure 2.2: Prix internationaux des combustibles (FOB), en Euros(2000)/tep

Source: BfP/PP95, Trends to 2030

10

La population belge est estimée à 10,5 millions de personnes en 2012 contre 10,3 millions en 2000.

La taille des ménages est estimée à 2,26 membres par ménage en 2012 par rapport à 2,35 en 2003; cette évolution résulte d’un phénomène socioculturel de croissance des ménages «atypiques» tels les cellules monoparentales, les célibataires, les divorcés, etc.

11

12 Ce prix, établi par le Bureau fédéral du Plan, représente une tendance à long terme qui ne prend pas en compte d’effet de «volatilité». Ce dernier ainsi que la hausse des prix observée ces derniers mois devront être intégrés lors d’une prochaine étude.


Hypothèses climatiques Les conditions climatiques sont supposées constantes durant la période de projection et équivalentes à celles observées en 2000 . Notons que, comme le souligne le Bureau fédéral du Plan, l’année 2000 a été relativement douce de sorte que cette hypothèse peut entraîner une certaine sous-estimation de la consommation électrique future des ménages et, dans une moindre mesure, des services.

13

2.1.2 PERSPECTIVES DE CONSOMMATION ELECTRIQUE

Compte tenu des hypothèses retenues pour la variante haute, la consommation électrique belge progressera de 1,6% par an en moyenne au cours de la période 2005-2012, pour s’établir à 95 TWh en fin d’horizon. Dans la variante basse, le rythme annuel moyen d’évolution de la consommation électrique est supposé moins soutenu, soit de l’ordre de 0,7%, ce qui portera la consommation à 89 TWh en 2012. Pour les deux variantes, le taux de croissance de la consommation électrique belge ainsi projetée est donc en recul comparativement aux dix dernières années où il atteignait 2,1% par an en moyenne. Ce ralentissement attendu de la progression de la demande d’électricité s’inscrit dans la prolongation de la tendance observée depuis une vingtaine d’années. Notons en outre que la progression attendue de la consommation électrique sera plus modérée que la croissance de l’activité économique. Ce constat traduit: •

•

une saturation progressive du parc des équipements électriques combinée à une amélioration de leur efficacité énergétique; une progression du secteur tertiaire plus soutenue que celle de l’industrie.

La figure 2.3 ci-après illustre les prévisions d’évolution de la consommation belge dans chacune de ces deux variantes et la comparaison avec les variantes retenues dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010.

13 Les conditions climatiques sont modélisées par le nombre de degrés-jours Figaz, soit la somme des différences entre

16,5°C et les températures journalières équivalentes (moyenne pondérée des températures journalières moyennes des trois derniers jours incluant le jour courant, pour autant que ces dernières aient été inférieures à 16,5°C).



Figure 2.3: Prévisions d’évolution de la consommation belge selon la variante haute et la variante basse

entre 2005 et 2012, en TWh, et comparaison avec les variantes retenues dans le cadre du Plan

d’Adaptation 2003-2010

La structure de la consommation électrique belge par secteur d’activité, ci-après dénommée «structure sectorielle», sera très similaire dans les deux variantes considérées. Elle demeurera en outre relativement stable durant la période sous revue. En effet, elle restera caractérisée par la prédominance de l’industrie - représentant plus de la moitié de la consommation électrique totale - et un poids non négligeable de la consommation résidentielle s’élevant à près du tiers de la consommation électrique totale. Les sections ci-après présentent les perspectives de consommation électrique émanant des deux variantes considérées, sous deux angles d’approche: • •

•

la structure sectorielle de la consommation d’électricité à l’horizon 2012; les taux de croissance annuels sectoriels moyens de la consommation d’électricité entre 2005 et 2012.

Structure sectorielle de la consommation d’électricité belge Les structures sectorielles de la consommation d’électricité projetées dans les deux variantes présentent peu de différences. Les grandes tendances à l’horizon 2012 sont les suivantes:

L’industrie absorbera encore la plus grande part de la consommation d’électricité, soit 54%. En son sein, la chimie et, dans une moindre mesure, la sidérurgie, resteront les branches les plus gourmandes en électricité, puisqu’elles représenteront respectivement 20% et 8% du total de l’énergie électrique consommée en Belgique.

•

•

La consommation des ménages demeurera également substantielle, représentant de l’ordre de 29% du total de la consommation d’électricité. Enfin, en dépit de la forte progression enregistrée durant la période de projection, la consommation électrique dans le secteur des services restera modérée en comparaison avec les secteurs industriel et résidentiel, puisqu’elle ne représentera encore que 16% du total de la consommation électrique.

Les tableaux 2.4 et 2.5 ci-après fournissent le détail de l’évolution des perspectives sectorielles de consommation d’électricité, en GWh, entre 2005 et 2012, respectivement pour les variantes haute et basse. Tableau 2.4: Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante haute)

Source: Bureau fédéral du Plan



Tableau 2.5: Consommation finale d’électricité (GWh) (2005-2012, variante basse)

Source: Bureau fédéral du Plan

Evolutions sectorielles entre 2005 et 2012 La croissance annuelle moyenne de la consommation électrique belge sur la période 2005-2012 s’établirait à 1,6% dans la variante haute et à 0,7% dans la variante basse. Globalement, tous les secteurs économiques participent à l’effort de réduction de la consommation électrique simulé dans la variante basse, à l’exception du transport et de l’énergie qui, au contraire, enregistrent une croissance de consommation électrique supérieure dans la variante basse. Ce constat qui peut paraître paradoxal s’explique par des phénomènes de substitution entre formes d’énergie détaillés dans la suite de cette section. Variante haute Le secteur tertiaire enregistrerait la progression de consommation électrique la plus soutenue, avec une moyenne de 2,4% par an sur l’horizon 2005-2012. Cette tendance traduit la bonne tenue des activités tertiaires mais aussi un poids croissant de la consommation d’électricité dans la consommation énergétique des services. En particulier, ce seront les usages électriques spécifiques (éclairage et appareils électriques) et, dans une moindre mesure, le développement de l’air conditionné, qui stimuleront la consommation électrique du tertiaire.

La consommation électrique de l’industrie, bien que moins tonique que celle du secteur des services, affichera une dynamique soutenue sur la période envisagée: elle progressera de 2% par an en moyenne. L’examen des sous-secteurs industriels montre que: •

•

•

•

•

•

•

•

La branche de la chimie sera le moteur de la croissance de la consommation électrique dans l’industrie, du fait de son poids (plus du tiers de la consommation industrielle) mais également de sa forte dynamique (+3,5% par an en moyenne, principalement stimulée par la bonne tenue de ses activités). Dans une moindre mesure, les branches des métaux non ferreux, des fabrications métalliques et de l’alimentation, boissons et tabacs, soutiendraient également la croissance de la consommation électrique industrielle, principalement sous l’impulsion d’une dynamique économique soutenue. La branche sidérurgique voit sa consommation électrique augmenter légèrement, du fait d’une hypothèse de restructuration de l’appareil de production favorable à la consommation d’électricité (substitution des hauts fourneaux par des fours électriques).

Le secteur du transport verra quant à lui sa consommation d’électricité stagner sur la période 2005-2012 (-0,2%):

L’augmentation des besoins énergétiques liés à l’augmentation du transport de personnes n’a pas d’impact sur la consommation électrique: elle concerne essentiellement le transport aérien. L’augmentation de la consommation électrique due à l’accroissement de l’activité du transport de marchandises par rail est compensée par une hypothèse de forte amélioration de son efficacité énergétique.

La consommation électrique des ménages augmentera au rythme modéré de 0,7% par an en moyenne sur l’horizon 2005-2012. Cette progression lente s’explique par plusieurs hypothèses:

L’amélioration sensible de l’efficacité énergétique des bâtiments ainsi que du matériel électroménager freine l’accroissement de la consommation d’électricité des ménages. En outre, l’effet stimulant de l’augmentation toujours soutenue du revenu disponible des ménages sur le chauffage ou l’usage/l’équipement électroménager sera minime car ces besoins sont déjà largement couverts en Belgique. Le seul poste encore faiblement développé et induisant une marge potentielle est l’air conditionné: l’incidence globale d’une intensification de cet usage sur la dynamique de la consommation électrique des ménages, si elle se concrétise, sera très limitée en termes d’énergie. Par contre, l’incidence de ce phénomène sur le profil de la charge électrique ne doit pas être sous-estimée. Durant des épisodes de chaleur importante, l’usage de l’air conditionné risque de générer des pointes de puissance de consommation en certains points d’alimentation du réseau qui pourraient se révéler problématiques en termes de gestion du réseau. Par ailleurs, l’hypothèse retenue en termes de conditions climatiques entraîne une sous-estimation du potentiel d’accroissement de la consommation électrique due à l’usage du chauffage, même si cette sous-estimation potentielle doit être relativisée par la pénétration faible et décroissante en Belgique du chauffage électrique.

14

14 Cette hypothèse formulée maintient sur toute la période de projection les conditions de température de l’année 2000

plutôt qu’une moyenne historique. Le niveau de degrés-jours de l’année 2000 est historiquement bas.


Variante basse La variante basse simule ce que serait la demande d’électricité en cas d’intensification des actions volontaristes menées en termes d’économies de la consommation énergétique. Cette section se concentre sur le résultat escompté des mesures de maîtrise de la consommation d’électricité entre 2005 et 2012: elle met en évidence les principales sources d’économie de consommation de la variante basse par rapport à la variante haute. Figure 2.6: Répartition de l’économie de consommation d’électricité, horizons 2008 et 2012, en GWh de la

variante basse par rapport à la variante haute

La figure 2.6 montre que tous les secteurs participent à l’effort de maîtrise de la consommation électrique à l’exception des transports et de l’énergie. L’industrie enregistre la plus grande participation à la mise en œuvre de mesures de gestion de la demande : elle prend en charge plus de la moitié de l’effort total réalisé; le taux de croissance de la consommation du secteur s’élève à +1,1% pour la variante basse contre +2,0% pour la variante haute. Toutes les branches industrielles soutiennent ce mouvement. Toutefois, la chimie et la sidérurgie réalisent à elles seules plus de la moitié des économies d’électricité attendues dans l’industrie, étant donné l’importance relative de leur niveau de consommation par rapport aux autres branches.

15

• • • • •

15 Les mesures de gestion de la demande énergétique à la base des simulations de maîtrise de la demande pour l’industrie consistent en:

des accords négociés par branche; une révision des programmes existants de subsidiation des efforts en matière d’efficience énergétique; la mise en place de procédures d’accompagnement (audits énergétiques); des mesures fiscales particulières (taxes énergétiques/CO2); la mise en place d’un marché de droits d’émissions.


Les ménages interviennent également de manière substantielle dans les économies d’électricité induites par les mesures de gestion de la demande . Ils réalisent de l’ordre d’un quart des efforts totaux consentis. En conséquence, le taux de croissance de la demande de ce secteur à l’horizon du Plan est négatif dans la variante basse: il s’élève à -0,3% contre 0,7% pour la variante haute.

16

Le secteur tertiaire prend à son compte environ 20% des économies d’électricité réalisées dans le cadre des efforts en matière de maîtrise de la demande énergétique. Ainsi, le taux de croissance de la consommation électrique du secteur à l’horizon 2005-2012 diminue de moitié et s’élève à 1,2% dans la variante basse alors qu’il est de 2,4% dans la variante haute. Les mesures simulées pour ce secteur sont très similaires à celles des ménages. Pour le secteur du transport et de l’énergie, la variante de maîtrise de la consommation énergétique induit au contraire un niveau de consommation électrique plus élevé dans la variante basse que dans la variante haute:

17

La consommation électrique du transport est en effet principalement engendrée par le transport ferroviaire et le renforcement de la maîtrise de la demande énergétique vise à un phénomène de substitution intermodal favorisant l’utilisation de celui-ci au détriment du transport routier. Ainsi, le taux de croissance à l’horizon du Plan s’établit à -0,2% pour la variante haute et à +1,9% pour la variante basse.

•

•

Pour le secteur de l’énergie, la variante basse génère également un niveau de consommation électrique plus soutenu que la variante haute: +0,8% contre –3,9% dans la variante basse. L’incidence de l’augmentation de ce secteur est cependant négligeable étant donné que la consommation générée dans celui-ci pèse très faiblement dans la demande électrique totale (moins de 0,1%).

Tableau récapitulatif Le tableau 2.7 ci-après fournit un résumé des taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur entre 2005 et 2012, respectivement pour les variantes haute et basse.

• •

•

16 Pour les ménages, les mesures envisagées pour modérer la progression de la consommation électrique sont notamment:

la mise en œuvre de standards de performance énergétique pour les bâtiments; une politique active d’information concernant les aides publiques octroyées pour inciter les ménages à effectuer les choix adéquats en matière de consommation énergétique; une politique active de sensibilisation et d’éducation à l’économie d’énergie.

17 L’étude BfP/MDE s’appuie sur l’examen du potentiel de maîtrise de la demande énergétique dans son ensemble: l’électricité et les autres formes d’énergie ainsi que leurs interactions sont considérées. En conséquence, certains phénomènes de substitution induisent des «efforts négatifs» pour certains segments énergétiques.



Tableau 2.7: Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2005 et 2012

2.2 DEFINITION DES SCENARIOS DE CONSOMMATION

(PUISSANCE APPELEE) Le dimensionnement du réseau d’électricité s’appuie, entre autres, sur des données prévisionnelles relatives à toutes les consommations locales desservies par le réseau «à la pointe». Ces données sont présentées ci-après, agrégées par secteur, pour les horizons-clés du Plan d’Adaptation et pour les deux variantes de consommation prises en compte . 18

Avant de commenter les résultats, il convient d’insister sur les éléments suivants. Le «profil» du niveau d’une consommation locale suivant le moment de l’année et de la journée présente des différences significatives selon le type de consommation examiné: industrie, ménage, commerce, etc. Cette «désynchronisation» se retrouve bien entendu au niveau des agrégats sectoriels considérés. En conséquence, le poids relatif des différents secteurs dans la consommation totale diffère selon la période de référence étudiée. Ceci explique pourquoi les poids relatifs de chacun des secteurs, rapportés ci-après en termes de puissance «à la pointe», s’écartent sensiblement des poids relatifs présentés à la section 2.1 portant sur les énergies annuelles19.

18 Il convient d’indiquer que les données reprises dans la suite du texte se réfèrent au périmètre du réseau géré par

Elia; autrement dit, elles couvrent le territoire belge ainsi qu’une partie du réseau luxembourgeois alimenté par Elia (Sotel) à l’exclusion des pertes en réseau.

19 Les principales différences se situent au niveau des poids relatifs de l’agrégat «ménages, tertiaire, PME/PMI», d’une part, et de l’industrie, d’autre part. Ainsi, les consommations de l’agrégat «ménages, tertiaire, PME/PMI» pèsent significativement plus au moment de la pointe nationale que sur l’ensemble de l’année. En contrepartie, les consommations de type industriel sont moins présentes lors de la pointe nationale que sur l’ensemble de l’année. Le moment de la pointe nationale, à 18h00, un jour ouvrable d’hiver, explique ce constat, puisqu’il correspond à la juxtaposition de plusieurs usages domestiques (éclairage, préparation du repas, chauffage).

2.2.1 VARIANTE HAUTE

Horizon 2007 A l’horizon 2007, la puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» dans le cadre de la variante haute est estimée à 14,6 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 9,5 GW, soit 65% de la puissance totale. Les consommations industrielles atteindront quant à elles 4,6 GW, soit 32% de la puissance totale. Dans celles-ci, la chimie et la sidérurgie pèseront pour les 2/3 en prélevant respectivement 1,7 et 1,4 GW. Horizon 2012 La puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe», à l’horizon 2012, atteindra 15,8 GW, pour la variante haute. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 10,2 GW, soit 65% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 5,1 GW, soit 33% de la puissance totale. Les branches de la chimie et de la sidérurgie demeureront les plus importantes, avec des consommations respectives de 2 et 1,5 GW. Figure 2.8: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante haute


2.2.2 VARIANTE BASSE

Horizon 2007 A l’horizon 2007, la puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» dans la variante basse est estimée à 14,3 GW. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 9,2 GW, soit 65% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 4,6 GW, soit 32% de la puissance totale. Dans celles-ci, la chimie et la sidérurgie pèseront lourdement en prélevant respectivement 1,6 et 1,4 GW. Horizon 2012 La puissance appelée sur le réseau belge «à la pointe» atteindra 14,8 GW à l’horizon 2012, pour la variante basse. Les consommations de type «ménage», «tertiaire» et «PME/PMI» absorberont 9,3 GW, soit 63% de la puissance totale. Les consommations industrielles quant à elles atteindront 5 GW, soit 34% de la puissance totale. Les branches de la chimie et de la sidérurgie demeureront les plus importantes, avec des consommations respectives de 1,9 et 1,5 GW. Figure 2.9: Evolution de la consommation à la pointe (totale et sectorielle) – Variante basse


2.3 DERNIERS DEVELOPPEMENTS METHODOLOGIQUES RELATIFS

AUX PREVISIONS DES CONSOMMATIONS LOCALES

2.3.1 INFLUENCE DE LA TEMPERATURE SUR LA CONSOMMATION

D’ELECTRICITE

La pointe de consommation observée fluctue selon les années en raison de sa forte dépendance par rapport aux conditions climatiques. Cette caractéristique fait l’objet d’une attention particulière dans le cadre du processus d’élaboration des prévisions de consommation. Ce processus a été décrit dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010 et est repris en annexe au chapitre 2 du présent document. Le mécanisme de correction des données brutes de consommation en fonction de la température observée a pour but de neutraliser l’incidence de conditions de température «hors norme» sur la pointe des consommations résidentielles: il consiste à corriger la donnée de pointe observée en la ramenant à un niveau qui aurait prévalu en cas de température «normale» afin de dimensionner le réseau indépendamment des aléas climatiques susceptibles de survenir d’un hiver à l’autre . 20

Le mécanisme de correction utilisé traditionnellement est en cours de perfectionnement afin de tirer le meilleur parti de l’évolution récente des possibilités de traitement informatique des banques de données . 21

Mécanisme de correction «traditionnel» Le mécanisme de correction «traditionnel» est basé sur les données des consommations à l’heure de pointe durant les mois d’hiver. Le modèle comporte une seule variable explicative: il s’agit d’un modèle de régression linéaire de la consommation locale à l’heure de «la pointe» du jour en fonction de la température minimale observée la veille. Mécanisme de correction perfectionné Le modèle «perfectionné» est plus fiable et plus précis: •

•

•

il est basé sur un échantillon de données beaucoup plus important, soit toutes les données de consommation horaire sur une période de minimum deux ans; de plus, l’influence sur les consommations résidentielles des aléas de la température, outre l’effet saisonnier de la température, est modélisée après extraction des impacts cycliques saisonniers, journaliers et horaires et de l’évolution tendancielle de la consommation pris en compte sur base mensuelle; enfin, le modèle prend en compte l’effet d’inertie de la consommation par rapport aux variations de température instantanées . 22

20 Le réseau est par ailleurs dimensionné pour couvrir la consommation à des températures extrêmes. 21 Il autorise l’utilisation de méthodes statistiques et économétriques plus riches. 22 La variable température est exprimée en termes de degré-jour Figaz, moyenne pondérée des degrés-jours des trois

derniers jours. Par ailleurs, le degré-jour Figaz est considéré comme indicateur de référence dans l’élaboration des perspectives à long terme du Bureau fédéral du Plan.



Les figures 2.10 et 2.11 ci-après illustrent ce modèle de décomposition des consommations résidentielles selon ces différentes composantes. Figure 2.10: Décomposition des consommations résidentielles en facteurs d’influence – modèle

«perfectionné»

Figure 2.11: Exemple de décomposition en ses composantes saisonnières et non saisonnières d’une série

chronologique de données de consommation résidentielle sur une période de 3 trois ans et demi

Le modèle «perfectionné» actuellement en cours de validation sera en principe implémenté dans le cadre du prochain Plan d’Adaptation. Outre ses atouts en termes de fiabilité et de précision des prévisions, il permet les évolutions suivantes: •

•

•

une correction sur les consommations résidentielles de l’influence de températures inférieures aux normales saisonnières et des températures supérieures aux normales saisonnières ; 23

une correction nuancée selon le mois de la pointe observée, en considérant comme référence des températures normales saisonnières ou des scénarios de température plus extrêmes; une meilleure prise en compte des pointes de consommation qui se manifestent en dehors de la pointe traditionnelle de consommation de l’hiver, liées aux besoins simultanés de chauffage et d’éclairage. Par exemple, les pointes de consommation apparaissant ponctuellement en été, générées par la prolifération des systèmes d’air conditionné dans les habitations et les immeubles de bureau, pourront ainsi être identifiées et mieux prises en compte dans le cadre de la planification du réseau.

2.3.2 EVOLUTION TENDANCIELLE DE LA CONSOMMATION D’ELECTRICITE

Comme illustré à la figure 2.10 ci-avant, le modèle «perfectionné» capture, outre l’effet de la température, l’évolution tendancielle de la consommation d’électricité. Cette information est précieuse dans le cadre de l’appréhension des taux d’accroissement relatifs à l’évolution des consommations locales (approche micro-économique) qui représente un élément important dans le processus d’élaboration des prévisions d’évolution de la consommation d’électricité. La description de ce processus est disponible en annexe au chapitre 2 du présent document.

23 Vu la taille limitée de l’échantillon considéré dans le cadre du mécanisme de correction «traditionnel», seules les

corrections de situations «anormales» en termes de température négative étaient opérées en considérant une température de référence de 0°C.




3 Evolution de la production


L’élaboration des prévisions relatives à l’évolution de la production d’électricité représente une étape importante dans l’établissement du programme d’extension du réseau d’électricité. Ces prévisions visent à déterminer l’évolution des moyens de production d’énergie électrique. Elles sont fortement liées à la politique énergétique d’un pays et donc principalement influencées, à ce point de vue, par les choix réalisés par les pouvoirs publics. Néanmoins, le marché de la production, dans un environnement libéralisé, est également soumis aux lois du marché et de la concurrence. L’annexe au chapitre 3 du présent Plan reprend la liste des informations utilisées dans le cadre de l’élaboration des hypothèses du Plan d’Adaptation en termes de parc de production. Le Plan d’Adaptation s’appuie notamment sur le Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité. Le Programme Indicatif des moyens de Production d’électricité 2005-2014 a été soumis par la CREG à l’approbation du Ministre en janvier 2005. Les hypothèses à la base du parc de production considéré dans le présent Plan d’Adaptation sont similaires et cohérentes avec celles établies dans le cadre de celui-ci. En particulier, le plan de déclassement des unités considéré dans le cadre du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-2011 et du Plan d’Adaptation 2003-2010 n’est plus d’application dans le Plan d’Adaptation 2006-2013, conformément aux hypothèses reprises dans le cadre de ce Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014.

3.1 HYPOTHESES DU PROGRAMME INDICATIF DES MOYENS DE

PRODUCTION 2005-2014

3.1.1 PRODUCTION CENTRALISEE

En termes de production centralisée, le Programme Indicatif des moyens de Production se réfère aux données fournies par les entreprises du secteur concernant le parc de production existant.

3.1.2 PRODUCTION DECENTRALISEE

En termes de production décentralisée, le Programme Indicatif des moyens de Production fournit des variantes relatives aux investissements en sources d’énergies renouvelables (unités SER), d’une part, et aux investissements en cogénération de qualité, d’autre part. Une variante «basse» et une variante «haute» sont considérées pour chacun de ces deux modes de production décentralisée.


La variante «haute» correspond aux quotas définis par les régions à des horizons fixés par celles-ci. Au-delà de ces horizons, la production décentralisée est supposée se développer jusqu’à un niveau correspondant en 2019 au potentiel estimé pour ce type de production dans certaines études disponibles, dont le rapport de la Commission AMPERE. La variante «basse» est basée sur un schéma d’évolution moins rapide que celui prévu par les objectifs régionaux en la matière. L’idée de base est que le respect des objectifs définis par les régions aux horizons fixés par celles-ci nécessiterait la mise en place de mesures de soutien supplémentaires. Variantes d’investissement en unités SER Par énergie renouvelable, on entend l’énergie qui est produite à partir de sources autres que les combustibles fossiles, à l’exclusion de l’énergie nucléaire. Le Programme Indicatif des moyens de Production limite le potentiel de développement en SER en Belgique à la production d’énergie éolienne et à la valorisation de la biomasse, conformément aux recommandations de la Commission AMPERE . 24

Les valeurs associées à la variante «haute» intègrent au niveau national les objectifs définis par la Flandre et la Wallonie pour 2010. A l’horizon 2019, les hypothèses décrites ci-dessus conduisent à considérer un total d’énergie produite par les SER décentralisées à environ 8,2 TWh. La variante «basse» prévoit une production des unités SER de 4,6 TWh à l’horizon 2019. Variantes d’investissement en cogénération Le principe de la production combinée de chaleur et d’électricité est d’utiliser au mieux le contenu énergétique du combustible en produisant la quantité de chaleur nécessaire à une température donnée, tout en produisant un maximum d’énergie électrique. L’exploitation des unités de cogénération est guidée par la demande de chaleur. Il en résulte que l’énergie électrique produite n’est en principe, sauf dispositions spéciales, pas pilotée par la consommation d’électricité. Les valeurs associées à la variante «haute» intègrent au niveau national les objectifs définis par la Flandre et la Wallonie pour 2010. A l’horizon 2019, les hypothèses décrites ci-dessus conduisent à considérer un total d’énergie produite par les unités de cogénération à environ 17,6 TWh. La variante «basse» prévoit une production des unités de cogénération de 11,6 TWh à l’horizon 2019.

24 Le rapport AMPERE considère que les autres énergies renouvelables, c’est-à-dire les énergies hydraulique,

photovoltaïque, géothermique ou marémotrice, ainsi que les énergies alternatives (hydrogène converti dans des piles à combustible) ne devraient connaître qu’un développement marginal au cours des vingt prochaines années. Le rapport est disponible sur le site http://mineco.fgov.be.


3.2 HYPOTHESES DU PLAN D’ADAPTATION

3.2.1 PRODUCTION CENTRALISEE

Les hypothèses en termes de production centralisée sont définies conformément à celles indiquées par le Programme Indicatif des moyens de Production. Elles sont construites à partir du parc de production annoncé par Electrabel dans le contrat établi dans le cadre de la coordination de l’alignement des unités de production (contrat CIPU) pour l’année 2004 et des informations fournies par CPTE en 2003, concernant les parcs de production d’Electrabel et de SPE. Pour rappel, le plan de déclassement communiqué officiellement par les producteurs concernés en janvier 2000 et considéré dans le Plan d’Adaptation 2003-2010 visait toutes les unités thermiques classiques de 125 MW du parc de production existant, à l’exception de Rodenhuize 3. Ainsi, il était prévu de déclasser: • •

• •

•

•

•

à l’horizon 2005-2006: Amercœur 1, Amercœur 2 et Awirs 4; à l’horizon 2006-2007: Mol 11, Mol 12, Monceau, Ruien 3 et Ruien 4.

Ce plan de déclassement n’est plus repris dans le Plan d’Adaptation 2006-2013 étant donné que les producteurs concernés ont indiqué le report à une date ultérieure, encore à définir, du déclassement de ces unités de production. Les autres hypothèses en termes de production centralisée établies dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010 sont confirmées dans le Plan d’Adaptation 2005-2010. Ainsi, les hypothèses du plan de production considèrent en fonctionnement:

toutes les unités à cycle combiné (TGV) qui étaient en service en 2000; toutes les unités classiques de 300 MW au gaz, soit Kallo 1 et Kallo 2, Ruien 6, Rodenhuize 4 et Awirs 5; toutes les unités classiques de 300 MW au charbon, soit Langerlo 1, Langerlo 2 et Ruien 5; Monceau, Rodenhuize 2, Rodenhuize 3, Amercœur, Mol 11, Mol 12, Awirs 4, Ruien 3, Ruien 4: unités classiques de 125 MW; les nouvelles unités mises en service en 2002 ou prévues pour 2005 ou 2006 dont les caractéristiques sont disponibles dans le tableau 3.1 ci-après.

Tableau 3.1: Caractéristiques des unités de production mises en service en 2002 ou prévues pour 2005 ou

2006


La seule unité supplémentaire dont la mise en service est prévue en 2007 est la nouvelle unité de 200 MW raccordée en 150 kV dans le port d’Anvers (Nuon).

3.2.2 PRODUCTION DECENTRALISEE

Les hypothèses du Plan d’Adaptation en termes de production décentralisée sont conformes à celles indiquées par le Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014. Les hypothèses du Plan d’Adaptation relatives aux énergies renouvelables et à la cogénération sont basées sur les dernières données disponibles lors de la détermination en mai 2004 des hypothèses relatives aux études réalisées pour les besoins de ce Plan: •

•

•

•

les objectifs du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-2011 , en ce qui concerne les volumes globaux de puissance installée par Région;

25

le suivi des projets et des demandes de raccordement en ce qui concerne la localisation des unités de production et la ventilation de la puissance installée: le suivi des projets est réalisé sur base d’informations fournies par certains gestionnaires de réseaux de distribution et par la revue de la presse de façon générale.

La production décentralisée est localisée comme suit:

les unités dont les demandes de raccordement ont été introduites sont affectées, dans le modèle d’écoulement de charges, aux nœuds du réseau auxquels il est prévu de les raccorder; le solde de puissance, dont la localisation n’est pas encore identifiée, est distribué de façon uniforme sur le réseau 70-30 kV en Flandre et en Wallonie, et ce dans le but d’éviter de favoriser ou de défavoriser certains nœuds . 26

Les sections ci-après fournissent la comparaison de ces hypothèses et de celles retenues dans le scénario K7 du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-2011, scénario de référence du Plan d’Adaptation 2003-2010. Hypothèses en termes d’unités SER La figure 3.2 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan d’Adaptation, du Plan d’Adaptation 2003-2010 et du Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014 en ce qui concerne l’évolution de la puissance installée des sources d’énergie renouvelable, par rapport à la situation 2003.

25 Scénarios B3 et K7. 26 Dans le cas où le solde de la puissance est négatif, la puissance installée considérée est la somme des puissances

installées des projets prévus.


Figure 3.2: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée des unités de production

éolienne par rapport à la situation 2003 27

Les prévisions d’évolution des énergies renouvelables qui ont été retenues figurent au tableau 3.3 ci-après. Tableau 3.3: Evolution de la puissance installée des unités de production éolienne par rapport à la

situation 2003 , par Région

28

29 30

27 Dans le cadre du dimensionnement du réseau, on considère sur base des données de vents disponibles, à la pointe

(en hiver), un potentiel de présence de: • 49% pour les éoliennes off-shore; • 29% pour les éoliennes on-shore.

Il s’agit de la puissance installée des unités de production d’énergie éolienne. Faute d’information, dans le cadre de ce Plan, les investissements relatifs à la valorisation de la biomasse sont implicitement confondus aux investissements en termes de cogénération. En effet, le Programme Indicatif des moyens de Production ne fait pas de distinction entre énergie éolienne et biomasse. En outre, dans le cadre des demandes de raccordement adressées aux gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, la valorisation de la biomasse est souvent confondue avec la cogénération.

28

Dans le cadre de ces hypothèses, la totalité de la puissance installée des parcs éoliens off-shore est considérée en Région flamande.

29

Etant donné l’exiguïté du territoire, le potentiel du renouvelable est très faible en Région de Bruxelles-Capitale. Il est implicitement compris, dans le cadre des hypothèses du présent Plan d’Adaptation, dans le potentiel des Régions flamande et wallonne. Les valeurs retenues pour la Région wallonne sont très proches de celles reprises dans le scénario 2 de la note de la CwaPE « Les nouveaux quotas applicables à partir du 1 janvier 2008 » (référence CD-5f28-CwaPE-101 du 15 juillet 2005).

30

er



Hypothèses en termes d’unités éoliennes off-shore La figure 3.4 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan d’Adaptation, du Plan d’Adaptation 2003-2010 et du Programme Indicatif des moyens de production 2005-2014 en ce qui concerne l’évolution de la puissance installée des unités éoliennes off-shore par rapport à la situation 2003 . 31

Figure 3.4: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée du parc de production d’énergie

éolienne off-shore par rapport à la situation 2003

Les prévisions d’évolution de la production éolienne off-shore figurent au tableau 3.5 ci-après. Tableau 3.5: Evolution de la puissance installée du parc de production d’énergie éolienne off-shore par

rapport à la situation 2003

31 Dans le cadre du dimensionnement du réseau, on considère sur base des données de vents disponibles, la présence à

la pointe de 49% de la puissance installée.

Hypothèses en termes de cogénération La figure 3.6 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan d’Adaptation, du Plan d’Adaptation 2003-2010 et du Programme Indicatif des moyens de production 2005-2014 en ce qui concerne l’évolution de la puissance installée des investissements en cogénération par rapport à la situation 2003. Figure 3.6: Hypothèses relatives à la croissance de la puissance installée en termes de cogénération par

rapport à la situation 2003

Les hypothèses retenues en termes de cogénération sont basées sur des valeurs indicatives disponibles au niveau régional. Le tableau 3.7 ci-après fournit les hypothèses d’évolution de la cogénération. Tableau 3.7: Evolution de la puissance installée en termes de cogénération par rapport à la situation 2003,

par Région


3.3 DEFINITION DES SCENARIOS DE PRODUCTION Sur base des hypothèses décrites à la section 3.2 ci-avant, deux scénarios de plan de production de base ont été construits, en cohérence avec les scénarios de consommation, soit la variante haute et la variante basse . Pour chacun de ces scénarios, les deux horizons du Plan ont été envisagés, soit l’horizon 2007 et l’horizon 2012. L’examen des données fait apparaître que ces deux scénarios diffèrent très peu l’un de l’autre, que ce soit à l’horizon 2007 ou à l’horizon 2012.

32

Les scénarios de base qui résultent de la confrontation d’un parc de production belge de référence33 à la pointe et de la consommation belge à la pointe sont illustrés dans la section 3.3.1 et 3.3.2 ci-après.

3.3.1 VARIANTE HAUTE DE CONSOMMATION - HORIZONS 2007 ET 2012

Le parc de production considère, pour couvrir la consommation et les pertes34 à la pointe, une importation de 1850 MW à l’horizon 2007 et à l’horizon 2012. Cette estimation est basée sur l’hypothèse de l’utilisation, à la pointe, de la totalité de la puissance installée relative aux nouvelles unités, qu’elles soient de type classique, éolien off-shore ou décentralisé (cogénération et SER). Les puissances affichées retenues tiennent compte des différentes réserves et de la présence moyenne du vent à la pointe de consommation. Les figures 3.8 et 3.9 ci-après fournissent les scénarios de plan de production retenus respectivement aux horizons 2007 et 2012, pour la variante haute de consommation. Figure 3.8: Plan de production à la pointe à l’horizon 2007, en MW – Variante haute de consommation

32

Par parc de production de référence, on entend le parc de production où sont alignés, par ordre économique, 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, ...

Dénominations du Programme Indicatif des moyens de Production. 33

Les pertes à la pointe sont estimées de manière forfaitaire. 34


Figure 3.9: Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante haute de consommation

3.3.2 VARIANTE BASSE DE CONSOMMATION - HORIZONS 2007 ET 2012

L’importation nécessaire pour couvrir la consommation et les pertes à la pointe est de l’ordre de 1400 MW à l’horizon 2007 et de 900 MW à l’horizon 2012. Ce taux d’utilisation est basé sur la même hypothèse que celle utilisée dans le cadre de la variante haute de consommation. Les figures 3.10 et 3.11 ci-après fournissent les scénarios de plan de production de base retenus respectivement aux horizons 2007 et 2012, pour la variante basse de consommation. Figure 3.10: Plan de production à la pointe à l’horizon 2007, en MW – Variante basse de consommation



Figure 3.11: Plan de production à la pointe à l’horizon 2012, en MW – Variante basse de consommation

La figure 3.12 ci-après illustre l’évolution de la puissance disponible, à la pointe, en MW, par type d’unité respectivement aux horizons 2007 et 2012, par rapport à la situation existante en 2003. Elles sont valides pour les variantes haute et basse de parc de production. Figure 3.12: Evolution de la puissance disponible à la pointe par type d'unité en 2007 et en 2012,

par rapport à la situation existante en 2003, en MW


4 Critères de développement du réseau de transport local


Le réseau d’électricité est continuellement adapté de façon à éliminer les goulets d’étranglement, c’est-à-dire les points critiques où les critères techniques d'adéquation ne sont plus respectés suite, par exemple, à l’évolution de la consommation d'électricité et/ou du parc de production. Une fois ces points critiques décelés, il s’agit de déterminer les renforcements du réseau qui garantissent à nouveau la capacité requise. A cette fin, à côté des critères techniques, les critères économiques et environnementaux sont pris en compte. La solution retenue constitue ainsi l’optimum du point de vue de la collectivité. Quatre types d’investissements peuvent être distingués parmi les ouvrages en cours de réalisation ou envisagés dans le réseau de transport local de la Région wallonne: •

• • •

•

− −

les investissements nécessaires pour faire face à l’accroissement des consommations du réseau à moyenne tension; les investissements relatifs au niveau de tension 70 kV et inférieur; la politique générale de débouclage du réseau 70 kV; le transfert de consommation du niveau de tension de 70 kV et inférieur vers le niveau de tension 220 à 150 kV.

Les critères de développement du réseau de transport local ont été explicités dans le Plan d’Adaptation 2003-2010. Ils sont repris en annexe au chapitre 4 du présent document. Les sections 4.2.1 et 4.2.2 ci-après fournissent un bref rappel de la politique d’investissements qui en résulte. En matière d’enfouissement des lignes électriques, Elia se conforme à l’article 253 de l’arrêté du 16 octobre 2003 du Gouvernement wallon relatif au règlement technique pour la gestion du réseau de transport local d’électricité en Région wallonne et l’accès à celui-ci. La méthodologie développée dans le cadre de projets de raccordement d’unités éoliennes est synthétisée à la section 4.2.

4.1 POLITIQUE D’INVESTISSEMENTS DU RESEAU

4.1.1 ACCROISSEMENT DES CONSOMMATIONS DU RESEAU A MOYENNE

TENSION

L’accroissement continu des consommations locales génère un besoin d’accroissement de la capacité de transformation vers la moyenne tension. Les investissements qui y sont relatifs sont réalisés en concertation avec les gestionnaires de réseaux de distribution. Pour répondre à l’accroissement des consommations du réseau à moyenne tension, la politique menée par Elia consiste à :

renforcer dans tous les cas possibles la puissance de transformation du poste existant, par :

le renforcement de la puissance des transformateurs existants; l’ajout d’un (ou de plusieurs) transformateur(s);


•

•

•

•

créer un nouveau site uniquement en cas de saturation complète des sites existants.

4.1.2 INVESTISSEMENTS RELATIFS AU NIVEAU DE TENSION 70 KV

La partie 70 kV du réseau de transport local de la Région wallonne est très développée dans plusieurs zones:

le réseau 70 kV liégeois qui alimente la ville de Liège et sa périphérie, essentiellement aérien, est renforcé et/ou restructuré en utilisant au maximum les infrastructures existantes; y poser des câbles est très délicat; en effet, du fait de leur faible impédance, ces câbles court-circuiteraient le réseau aérien et réduiraient dès lors les capacités d’exploitation des infrastructures existantes; le réseau 70 kV du Hainaut et de l’ouest du Brabant wallon est encore fort important; toutefois, il sera progressivement réduit moyennant substitution par le réseau 150 kV; historiquement les réseaux namurois et luxembourgeois ont été essentiellement développés en 70 kV; les niveaux de tension de 150 kV et 220 kV y sont peu présents; c’est pourquoi le réseau 70 kV doit être maintenu et renforcé.

4.1.3 POLITIQUE GENERALE DE DEBOUCLAGE DU RESEAU 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 kV35. 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 leur 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.

4.1.4 TRANSFERT DE CONSOMMATION DU NIVEAU DE TENSION DE 70 KV ET

INFERIEUR VERS LE NIVEAU DE TENSION DE 220 A 150 KV

L’optimum socio-économique du point de vue du réseau à haute tension entièrement géré par Elia est recherché, qu’il relève de compétence régionale ou fédérale.

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


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 le réseau à moyenne tension, étant donné la tendance à développer les nouvelles liaisons en câbles souterrains dans ce réseau. 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 niveau de tension 70 kV et inférieur et/ou des transformations du niveau de tension 220/150 kV vers les niveaux de tension de 70 kV et inférieur.

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 de niveau de tension 70 kV et inférieur est suffisamment bien développé; la densité de charge est faible.

4.2 CRITERES DE DIMENSIONNEMENT RELATIFS AU

RACCORDEMENT DES EOLIENNES La production des unités éoliennes est estimée sur base d’hypothèses relatives à la puissance et à l’occurrence des vents. Les profils de vents sont établis dans l’objectif d’un usage généralisé non discriminatoire sur tout le territoire belge.

4.2.1 METHODES DE DIMENSIONNEMENT

Trois profils de production ont été établis, heure par heure, respectivement pour:

un jour moyen représentatif de l’hiver; un jour moyen représentatif de l’été; un jour moyen représentatif du printemps et de l’automne.

Ces profils de production sont basés sur:

les profils de vents observés; les profils de production liés aux caractéristiques techniques des unités de production; la durée de fonctionnement annuelle moyenne considérée.

Les hypothèses considérées sont explicitées dans la suite de cette section. Indépendamment de la saison, la production est plus élevée le jour que la nuit. Quelle que soit la saison, le niveau maximum de production se manifeste durant l’après-midi entre 14h00 et 15h00 pour les unités éoliennes on-shore. La figure 4.1 ci-après fournit les profils moyens de production établis par saison en fonction de l’heure de la journée pour les unités éoliennes on-shore.



Figure 4.1: Courbes de production d’une unité éolienne on-shore, en pourcentage de la puissance

nominale, par saison, en fonction de l’heure de la journée

Profils de vents Les profils moyens de vents sont établis sur base des moyennes horaires des vitesses de vents mesurées par l’IRM au cours des 5 dernières années à Elsenborn.

36

Profils de production Les profils moyens de production des unités éoliennes sont évalués en tenant compte des données techniques communiquées par les fabricants de turbines. La production des unités éoliennes est modélisée comme suit: elle est concevable dans une plage de vitesse de vents de l’ordre de 4 à 25 mètres par seconde; dans cette plage: •

•

jusqu’à une vitesse de vents de l’ordre de 14 mètres par seconde, la puissance développée est considérée quasi proportionnelle à la vitesse du vent; au-delà d’une vitesse de vents de l’ordre de 14 mètres par seconde, on assimile la puissance développée à la puissance nominale de l’unité éolienne.

36 Des vitesses de vents à une altitude de 80 mètres tenant compte de la hauteur des mats des éoliennes ont été

estimées à l’aide du modèle «Wind Turbine Power Calculator» développé par la Danish Wind Industry Association. Une information plus détaillée est disponible sur le site web www.windpower.org.

Durée moyenne de fonctionnement Compte tenu des profils de production, les hypothèses retenues en termes de durée moyenne d’utilisation sont les suivantes: 2000 heures par an . 37

Ces hypothèses sont cohérentes avec les hypothèses retenues par la CREG dans le cadre du Programme Indicatif des moyens de Production.

4.2.2 CRITERES DE DIMENSIONNEMENT

Capacité de transport et dépassement de capacité Les capacités de transport des éléments du réseau, dont notamment les capacités saisonnières pour les lignes aériennes, définies dans le Plan d’Adaptation 2003-2010, sont d’application dans le cadre des critères de dimensionnement du raccordement d’unités éoliennes. Elles sont reprises en annexe au chapitre 4 du présent Plan, section 4.1.3. Critères de développement du réseau Les différents états qui font l’objet d’un examen sont les suivants: •

•

l’état sain, le cas idéal où tous les éléments du réseau et unités de production prévus sont en service; les états en «incident simple» caractérisés par la perte d’un élément unique (élément du réseau ou unité de production).

En cas d’état sain du réseau Le réseau de transport local est dimensionné de façon telle qu’il ne génère, à l’état sain, aucune limitation des unités de production présentes (éoliennes, unités de cogénération, unités de production classiques,...). En d’autres termes, pour l’unité de production en fonctionnement à puissance nominale, les flux sur tous les éléments du réseau respectent les capacités de transport à tout moment de la journée. En cas d’«incident simple» Pour chaque saison, on considère le niveau maximum du profil moyen de production des unités éoliennes qui représente le point de fonctionnement moyen le plus défavorable pour le réseau. Dans tous les cas d’incident simple, le réseau est dimensionné de façon à ce que les flux sur tous les éléments du réseau respectent, au minimum, les capacités de transport pour ce point de fonctionnement défavorable.

37 Ces durées moyennes de fonctionnement des éoliennes sont notamment cohérentes avec les durées moyennes

annoncées, d’une part, dans le «Projet de plan pour la maîtrise durable de l’énergie à l’horizon 2010 en Wallonie (mars 2002)» et, d’autre part, dans une communication du Ministre wallon de l’énergie et du transport (février 2003).



La figure 4.2 ci-après fournit respectivement, par saison, les courbes de fréquences cumulées de puissance moyenne horaire développée par une unité éolienne on-shore en pourcentage de sa puissance nominale, pour une durée moyenne de production annuelle de 2000 heures. Figure 4.2: Courbes de fréquence cumulée de puissance moyenne horaire développée par une unité

éolienne on-shore en pourcentage de sa puissance nominale, pour une durée moyenne de production

annuelle de 2000 heures, par saison

A titre d’exemple, cette figure montre que, selon les critères développés, dans 31 % des cas, le niveau maximum du profil moyen de production est susceptible d’être dépassé, selon les conditions de vent. Cela signifie que, en cas d’incident simple, selon les critères développés, la probabilité que le réseau ne puisse évacuer toute la puissance développée par une éolienne on-shore en hiver s’élève à 31% . 38

Par ailleurs, la production de l’énergie renouvelable est prioritaire: toute intervention en vue d’une limitation de la production potentielle des unités éoliennes sera réalisée en dernier recours après réduction de la production des unités du parc centralisé.

38

-2

La probabilité d’indisponibilité incluant à la fois les indisponibilités programmée et non programmée est de l’ordre de 10 .


5 Réseau de transport local de référence (2006)


Le réseau de référence (au 01/01/2006) considéré dans le cadre du Plan d’Adaptation 2006-2013 est le réseau en service au début de l’année 2005, auquel s’ajoutent les renforcements planifiés à l’horizon décisionnel 2005 qui ont été approuvés suite au Plan d’Adaptation 2003-2010 et dont la mise en service planifiée est confirmée. Ces renforcements sont repris ci-après en deux catégories distinctes, afin de faciliter le lien avec le Plan d’Adaptation 2003-2010:

les investissements engagés à l’horizon 2003, repris dans le réseau de référence à l’horizon 2003, dont la description a été détaillée au chapitre 5 du Plan d’Adaptation 2003-2010;

•

• les investissements préconisés par Elia à l’horizon décisionnel 2005 dans le Plan d’Adaptation 2003-2010, dont la mise en service était planifiée en 2004 et 2005. Leur justification a été fournie au chapitre 6 du Plan d’Adaptation 2003-2010.

Les sections 5.1 à 5.2 ci-après fournissent respectivement, pour chacune de ces deux catégories d’investissements, la liste des renforcements et l’état d’avancement des travaux. La mise en service de certains de ces investissements, bien que confirmée, a été quelque peu retardée. La description détaillée des investissements dont la mise en service est à ce jour planifiée à partir du 1er janvier 2006 est disponible à l’annexe au chapitre 5 du présent document. Pour rappel, les renforcements du réseau 150 kV qui sont liés à des renforcements dans le réseau 70-30 kV sont repris à titre indicatif, afin de fournir une description complète et cohérente des investissements. Ils figurent toutefois entre parenthèses car ils relèvent du Plan de Développement fédéral.

5.1 RENFORCEMENTS ENGAGES A L’HORIZON 2003 Le Plan d’Adaptation 2003-2010 a considéré, comme réseau de référence, le réseau en service au début de l’année 2003, auquel s’ajoutaient des renforcements dont la mise en service n’était pas encore réalisée mais dont l’état d’avancement était tel qu’il ne permettait pas leur remise en question sans conséquence substantielle. Ces renforcements y ont fait l’objet d’une description détaillée. La mise en service de ces renforcements est réalisée ou est planifiée avant la fin de cette année à l’exception du renforcement de la puissance de transformation 150/10 kV à Fontaine l’Evêque. Pour rappel, le renforcement de ce transformateur était nécessaire pour faire face à l’accroissement des consommations locales prévues dans les environs, lors de l’établissement du Plan d’Adaptation 2003-2010; le remplacement d’un transformateur 70/10 kV par un transformateur 150/10 kV permettait en outre de décharger le réseau 70 kV. Les prévisions d’accroissement des consommations locales ont été revues à la baisse suite à la disparition d’un client important raccordé à ce poste en 2004 et ce renforcement n’est plus nécessaire à court terme.



Le tableau 5.1 ci-après a pour objectif de faire le point sur l’état d’avancement de ces investissements. Tableau 5.1: Etat d’avancement (au 30 septembre 2005) des renforcements engagés à l’horizon 2003

39

39 L’investissement est retardé à l’horizon 2010 suite à une diminution de la charge de ce poste observée en 2004.

5.2 RENFORCEMENTS PLANIFIES A L’HORIZON 2005 Le Plan d’Adaptation 2003-2010 a mis en évidence les investissements à mettre en œuvre à l’horizon 2005 pour satisfaire les niveaux de consommation annoncés à cet horizon. Le tableau 5.2 ci-après a pour objectif de faire le point sur l’état d’avancement de ces investissements. Tous les investissements préconisés à l’horizon 2005 sont en cours de réalisation à l’exception des projets de renforcement de la transformation 150/15 kV à Chièvres et 220/70 kV à Brume, qui ont été remis en question. La description détaillée de la mise à jour de ces projets est fournie aux sections 5.2.1 et 5.2.2 ci-après. Par ailleurs, certains projets de renforcement font l’objet de légers retards ou de modification mineure:

les retards relatifs aux projets de liaisons sont principalement liés à la durée des procédures d’obtention des permis;

•

•

•

•

• −

−

•

•

le renforcement de la puissance de transformation 70/15 kV à Butgenbach est lié au projet d’implantation d’un deuxième parc d’éoliennes, qui est actuellement prévu pour l’année 2007; la puissance du transformateur dans le nouveau poste de Thy-le Château est portée à 90 MVA: le transformateur de 82 MVA qu’il était prévu de transférer est remplacé par un nouveau transformateur dans le cadre de la politique de réduction du bruit. La puissance de transformation est quelque peu renforcée étant donné l’évolution du matériel standard.

5.2.1 ANNULATION DU PROJET DE RENFORCEMENT DE LA PUISSANCE DE

TRANSFORMATION 150/15 KV DE CHIEVRES

Suite à des circonstances nouvelles en matière d’évolution des consommations et de la production locales, le projet de renforcement du poste de Chièvres prévu à l’horizon 2005 est annulé et remplacé par deux nouveaux projets qui ont fait l’objet d’une étude commune avec Reswal:

le renforcement du poste de Lens (à l’horizon 2006): remplacement du transformateur 70/15 kV de 20 MVA existant par un nouveau transformateur de 40 MVA; le renforcement du poste de Ligne (à l’horizon 2010) par:

l’installation d’un transformateur supplémentaire 150/15 kV de 50 MVA à Ligne; la réalisation du deuxième terne de la ligne 150 kV entre Wattines et Ligne (2,7 km).

Ce projet de renforcement représente l’optimum socio-économique. Les renforcements des postes de Lens et Ligne font respectivement l’objet des chapitres 6 et 7 du présent document.

5.2.2 NOUVEAU TRANSFORMATEUR 380/70 KV A BRUME

Suite aux prévisions d’accroissement de consommation, le Plan d’Adaptation 2003-2010 a préconisé:

d’installer un transformateur 220/70 kV dans le poste de Brume pour alimenter le réseau 70 kV à Cierreux; de le raccorder au poste 70 kV de Cierreux via une nouvelle liaison 70 kV entre Brume et Cierreux.


Ce renforcement est nécessaire pour alimenter la boucle 70 kV située entre les postes de Trois-Ponts et Houffalize. Le besoin de renforcement du réseau 70 kV à partir d’un niveau de tension supérieur est confirmé à Brume. Cependant, le choix du niveau de tension s’est porté sur le 380 kV pour les raisons suivantes: •

•

dans le cadre du tirage du second terne 380 kV Lorraine-Ardennes, le terne 220 kV entre Villeroux et Gramme devrait être exploité à terme en 380 kV; par ailleurs, l’adaptation des installations 220 kV du poste de Brume aurait nécessité de gros travaux.

Tableau 5.2: Etat d’avancement (au 30 septembre 2005) des renforcements préconisés à l’horizon 2005

40

41

40 L’installation du transformateur 150/70 kV dans le poste de Thy-le-Chateau est planifiée en 2005 dans le cadre de la

construction du nouveau poste. Le nouveau câble Monceau-Thy-le-Château ne pourra quant à lui être mis en service qu’en 2006/2007 étant donné les délais liés aux procédures d’obtention des permis.

41 Le transformateur 150/70/15 kV sera exploité temporairement en 70/15 kV en attendant la réalisation de l’alimentation 150 kV Lixhe-Battice-Eupen


5.3 REPRESENTATION DU RESEAU DE REFERENCE (2006) La figure 5.3 ci-après fournit la description du réseau de transport local de référence (2006) ainsi que l’état d’avancement des renforcements planifiés aux horizons 2003 et 2005.



Figure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 (Référence)


Figure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail A


Figure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail B


igure 5.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail C



6 Renforcements du réseau de transport local à l ’horizon 2007


6.1 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE

PRODUCTION ET DE CONSOMMATION Les scénarios de consommation et de production à l’horizon 2007 sont définis dans les chapitres 2 et 3. La figure 6.1 ci-après reprend l’évolution de la consommation selon les variantes de consommation haute et basse ainsi que la comparaison de ces variantes avec les variantes considérées dans le Plan d’Adaptation 2003-2010. Cette figure montre que : •

•

•

le niveau de consommation estimé dans le cadre de la variante de consommation haute à l’horizon 2007 est du même ordre de grandeur que le niveau de consommation considéré pour 2006 dans le Plan d’Adaptation 2003-2010, selon la variante «macroéconomique»; les investissements à mettre en œuvre pour satisfaire le niveau de consommation de la variante haute en 2007 devraient en outre être réalisés pour 2010 dans le cadre de la variante basse; les écarts entre les deux variantes sont faibles : à l’horizon 2007, le niveau de consommation de la variante haute est de 2,2% plus élevé que celui de la variante basse.

En tant que gestionnaire du réseau de transport local, Elia a le devoir de garantir une capacité adéquate pour rencontrer les besoins d’alimentation de toute consommation locale. Dans cette optique et étant donné les considérations développées ci-avant, Elia préconise de réaliser les investissements induits par la variante haute. Figure 6.1: Hypothèses d’évolution de la consommation, entre 2003 et 2012, en MW


Pour rappel : le dimensionnement du réseau 70-30 kV de la Région wallonne est essentiellement lié à l’évolution de la consommation et à sa localisation ainsi qu’ au potentiel de développement de la production décentralisée;

•

• −

−

•

• •

les prévisions de consommations sont basées: d’une part, d’un point de vue macroéconomique, sur les prévisions d’accroissement de consommation du Bureau fédéral du Plan; d’autre part, d’un point de vue microéconomique, sur les prévisions d’accroissement local communiquées par les utilisateurs du réseau ou établies en concertation avec les gestionnaires de réseaux de distribution;

à court terme, pour tous les nœuds 70-30 kV qui alimentent le réseau à moyenne tension, le calcul des prévisions de consommation locale est plus fortement influencé par les informations fournies par les utilisateurs du réseau et les gestionnaires de réseaux de distribution; ces informations traduisent les perspectives de développement économique local. Les renforcements de la puissance de transformation vers les réseaux à moyenne tension sont directement induits par ces prévisions . 42

6.2 DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU

D’ELECTRICITE La modélisation des écoulements de charge sur le réseau de référence à l’horizon 2006 selon les prévisions de consommation établies pour 2007 (variante haute) fait apparaître des goulets d’étranglement sur le réseau de transport local de la Région wallonne. Ces goulets d’étranglement, liés à l’accroissement de la consommation, sont induits par les perspectives de développement industriel et d’évolution des consommations résidentielles. Leur localisation est étroitement liée à celle des investissements de renforcement qu’ils génèrent dans le réseau de transport local. Elle est reprise à la figure 6.3 ci-après. En outre, les renforcements de la capacité de transformation des postes existants dans le cadre des politiques de remplacement (poste de Gembloux) et de protection de l’environnement (poste de Liberchies) ont également été repris dans la liste des renforcements de réseau.

6.3 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS Le réseau d’électricité doit être adapté de façon à éliminer les goulets d’étranglement mis en évidence à l’aide du modèle d’écoulement de charge. L’objectif de ce chapitre est de définir aussi précisément que possible les scénarios de renforcement à réaliser à cette fin. Les sections 6.3.1 et 6.3.2 ci-après en fournissent la description en distinguant les investissements à entreprendre selon:

les niveaux de tension de 70 kV à 30 kV, au niveau régional; les alimentations du réseau 150 kV vers les réseaux 70-30 kV, d’une part, et vers les réseaux à moyenne tension, d’autre part.

42 En effet, la zone d’influence considérée dans le calcul de renforcement des transformateurs est limitée au

transformateur lui-même.


Les renforcements des réseaux 150 kV liés aux renforcements relatifs au réseau de transport local 70-30 kV sont repris à titre indicatif, afin de fournir une description complète et cohérente des investissements. Ils figurent toutefois entre parenthèses car ils relèvent du Plan de Développement fédéral. Pour rappel, la politique générale appliquée dans le cadre du développement du réseau d’électricité vise à utiliser l’infrastructure existante au maximum de ses possibilités. Les investissements à réaliser à cet effet à l’horizon 2007 figurent dans le tableau 6.2 ci-après. Ils sont explicités dans la suite de la section. Tableau 6.2: Renforcements à l’horizon 2007

43


43 Remplacement lié à la protection de l’environnement

6.3.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS A L’HORIZON 2007 DANS LE

RESEAU DE TRANSPORT LOCAL 70-30 KV

Hainaut Remplacement d’un transformateur 70/15 kV existant par un transformateur plus puissant à Lens Le renforcement du poste de Lens est réalisé à la place du projet de renforcement du poste de Chièvres prévu à l’horizon 2005 dans le Plan d’Adaptation 2003-2010 suite à des circonstances nouvelles en matière d’évolution des consommations et de la production locales (voir section 5.2.1). Ce projet résulte d’une étude commune avec Reswal. Il représente l’optimal du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental. Remplacement d’un transformateur 70/6 kV existant par un transformateur plus puissant 70/15 kV à Tournai Le renforcement de la transformation à Tournai est nécessaire suite à un accroissement de la consommation locale. Il est réalisé en accord avec le gestionnaire du réseau de distribution, : • •

Elia installe un deuxième transformateur 70/15 kV de 40 MVA; le gestionnaire du réseau de distribution IEH installe un deuxième transformateur 15/6 kV de 20 MVA.

Ce renforcement de la puissance de transformation d’un poste existant représente l’optimal du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental. Remplacement de deux transformateurs 70/12 kV existants par deux transformateurs plus puissants à Liberchies Le poste de Liberchies fera l’objet d’une rénovation dans le cadre de la politique de protection du sol et des nappes phréatiques et dans le cadre de la mise à jour et du suivi du renouvellement du permis d’exploitation. A cette occasion, la puissance de transformation sera renforcée étant donné l’évolution du matériel standard.

Elia a réalisé une étude socio-économique en collaboration avec le gestionnaire de réseau de distribution IEH. L’alternative consistait à supprimer ce poste en reportant les charges vers d’autres points d’injection. Il est apparu que la meilleure solution consiste à conserver le point d’injection de Liberchies.


Hainaut-Province de Namur Passage à 75°C de la ligne 70 kV à 40°C Clermont-Thy-le-Château-Hanzinelle Afin de renforcer l’alimentation de la boucle 70 kV Couvin-Solre-St-Géry-Clermont-Thy-le-Château-Hanzinelle-Neuville (80 km), un nouveau transformateur 150/70 kV de 90 MVA est installé dans le nouveau poste de Thy-le-Château. Il sera alimenté via un câble 150 kV à partir du poste de Monceau. Les deux lignes 70 kV Clermont-Thy-le-Château et Hanzinelle-Thy-le-Château, permettront d’évacuer la puissance injectée par le nouveau transformateur 150/70 kV. Leur capacité est actuellement restreinte étant donné leur limite d’exploitation à 40°C et elles constituent un goulet d’étranglement. L’adaptation de ces deux liaisons afin de les exploiter à 75°C permettra d’accroître leur capacité. Le passage d’une exploitation de ligne pour une température de fonctionnement à 40 °C du conducteur à une exploitation pour un fonctionnement à 75°C44 de celui-ci permet une augmentation de la capacité de la ligne. Ce changement nécessite le calcul de la flèche de chaque portée de la ligne pour cette température et la vérification du respect des distances de sécurité tout au long de celle-ci. Là où ces distances ne sont pas respectées, les mesures adéquates s’imposent : « passage en ancrage » de la ligne (modification du type de fixation de la ligne au niveau des isolateurs), rehaussement de certaines portées,... L’adaptation de ces lignes 70 kV existantes et en bon état représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental. Province de Namur Passage à 75C° de la ligne 70 kV à 40°C Florée-Seilles La capacité de la ligne 70 kV est actuellement restreinte étant donné sa limite d’exploitation à 40°C. En été, elle représente un goulet d’étranglement dans le réseau. L’adaptation de cette liaison afin de l’exploiter à 75°C permettra d’accroître sa capacité. La description du principe relatif au passage d’une configuration de ligne pour une température de fonctionnement à 40°C du conducteur à une configuration pour un fonctionnement à 75°C est reprise à la section ci-avant concernant le passage à 75°C de la ligne 70 kV à 40°C Clermont-Thy-le-Château-Hanzinelle. L’adaptation de la ligne 70 kV existante représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental.

44 suivant le Règlement Général des Installations Electriques (R.G.I.E)


Remplacement d’un transformateur 70/12 kV existant par un transformateur plus puissant à Gembloux Le poste de Gembloux est équipé de deux transformateurs 70/12 kV de 30 et 40 MVA. Le transformateur de 30 MVA doit être remplacé pour des raisons de vétusté. Un deuxième transformateur de 40 MVA sera installé. Ce remplacement du transformateur existant représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental. Brabant wallon Remplacement de deux transformateurs 36/11 kV existants par deux transformateurs plus puissants à Basse-Wavre Le poste de Basse-Wavre est alimenté via trois transformateurs 36/11 kV de 16 MVA. Le renforcement de la puissance de transformation résulte de l’accroissement de la consommation industrielle. Ce renforcement a fait l’objet d’une concertation avec la Régie de Wavre (gestionnaire du réseau de distribution).

Ce renforcement de la puissance de transformation d’un poste existant représente l’optimal du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental.

6.3.2 RENFORCEMENTS DE L’ALIMENTATION DU RESEAU 70-30 KV ET A

MOYENNE TENSION A PARTIR DU RESEAU 380-150 KV

Province de Liège Remplacement de 3 transformateurs 70/15 kV par 2 transformateurs 150/15 kV à Battice Le renforcement de la puissance de transformation à Battice est la conséquence de: • •

l’accroissement de la consommation locale; la politique d’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 150 kV.

Ce renforcement de la puissance de transformation d’un poste existant représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental.


Nouveau transformateur 220/15 kV à Romsée L’installation d’un nouveau transformateur à Romsée est induite par:

l’accroissement de la consommation locale; • • la politique d’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du

réseau 220 kV. Ce renforcement de la puissance de transformation d’un poste existant représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental. Renforcement de la boucle de Hesbaye Le poste d’Ampsin constitue un point d’injection pour les boucles de la Hesbaye et du Condroz du réseau 70 kV de l’ALE. Suite à l’accroissement des consommations locales, la ligne à un terne Ampsin-Hermalle-sous-Huy-Clermont ne répond plus aux critères de dimensionnement du réseau. Le Plan d’Adaptation 2003-2010 envisageait l’installation d’un transformateur 150/70 kV dans le poste d’Ampsin, raccordé en repiquage sur un terne de la ligne 150 kV Awirs–Gramme et une nouvelle liaison 70 kV Les Spagnes-Croix-Chabot. Des variantes de renforcement de la boucle de Hesbaye sont actuellement en cours d’examen. Alternative à l’installation d’un transformateur 150/70 kV dans le poste d’Ampsin Dans le cadre de ce Plan, Elia propose de soutenir le réseau à Ampsin vers les boucles 70 kV de l’ALE à partir des transformateurs 220/70 kV des Awirs et de Rimière. Cette configuration apporte une meilleure contribution que celle du transformateur d’Ampsin. Cette variante nécessite cependant la remise en service d’une partie de la ligne à deux ternes Rimière-Seilles afin de constituer deux nouvelles liaisons depuis Rimière vers Abée-Scry et Ampsin. Cette configuration soutient les boucles de Hesbaye et du Condroz avec une nouvelle répartition des flux plus favorable à une bonne utilisation des transformateurs 220/70 kV existants. Ces deux variantes nécessitent la réalisation de la liaison 70 kV Les Spagnes–Croix-Chabot. Nouvelle liaison 70 kV Les Spagnes-Croix-Chabot La nouvelle liaison 70 kV Les Spagnes-Croix-Chabot fera l’objet d’une confirmation après concertation entre l’ALE et Elia. L’objectif de cette liaison est de mieux soutenir, au départ d’Ampsin, la boucle de Hesbaye de l’ALE, constituée exclusivement de lignes à un terne, qui ne parvient plus à faire face à l’accroissement des consommations à alimenter au départ du poste de Ans.


La nouvelle liaison 70 kV Les Spagnes-Croix-Chabot doublerait ainsi la ligne Ampsin-Croix-Chabot existante. En effet, l’ouverture des réseaux 70 kV entre les zones électriques de Liège et de Namur, à hauteur du poste SNCB de Statte, permet de libérer un canal de puissance sur un terne de la ligne Ampsin–Les Spagnes qui serait prolongé jusqu’au poste de Croix-Chabot. Renforcement de la ligne 70 kV Ans-Alleur A l’autre extrémité de la boucle de Hesbaye, la ligne Ans-Alleur doit également faire l’objet d’un renforcement. Le remplacement de cette ligne par un câble 70 kV est en cours d’examen en concertation avec l’ALE. Province de Luxembourg Remplacement du transformateur 220/70 kV par un transformateur plus puissant à Marcourt La puissance de transformation à Marcourt est renforcée pour faire face à l’accroissement dans le réseau 70 kV local. Il soulagera les transformateurs 220/70 kV de Marcourt, Villeroux et Heinsch. Le transformateur 220/70 kV de 75 MVA existant correspond au besoin observé à Saint-Mard. Il y sera transféré et réutilisé. Ce renforcement de la puissance de transformation d’un poste existant représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental. Nouveau transformateur 220/70 kV à Saint-Mard Un nouveau transformateur sera installé à Saint-Mard étant donné l’accroissement de la consommation de la poche 70 kV Arlon-Saint-Mard-Orgeo. Ce renforcement de la puissance de transformation d’un poste existant représente l’optimum du point de vue socio-économique ainsi qu’en termes d’impact environnemental.

6.3.3 ACCUEIL DE NOUVELLES UNITES DE PRODUCTION

Raccordement d’unités de plus de 25 MW À l’horizon 2007 du Plan, aucune demande de raccordement au réseau de transport local d’unités de production de plus de 25 MVA n’a été introduite. Raccordement de parcs d’éoliennes Le raccordement d’un parc d’éoliennes de dimension moyenne au réseau de transport local est prévu en 2006: il ne nécessite pas d’investissement particulier sur le réseau de transport local.


Par ailleurs, afin d’anticiper les adaptations nécessaires dans le réseau de transport local, Elia s’informe des perspectives d’implantation de parcs d’éoliennes dans les réseaux à moyenne tension dont les demandes de raccordement sont gérées par les gestionnaires de réseaux de distribution. Les adaptations au niveau du réseau de transport local (géré par Elia) induites par ces installations sont généralement mineures.

6.4 ETUDE DE FAISABILITE TECHNIQUE ET ECONOMIQUE

6.4.1 FAISABILITE TECHNIQUE

A ce stade, les investissements envisagés ne posent pas de difficulté particulière quant à leur faisabilité technique.

6.4.2 CONTRAINTES LIEES A L’AMENAGEMENT DU TERRITOIRE ET A LA

PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT

Aménagement du territoire Tout projet de renforcement de réseau est confronté à un niveau d’incertitude plus ou moins élevé en termes d’aménagement du territoire:

Beaucoup de postes ont été construits avant la mise en place des plans de secteur et, de ce fait, peuvent aujourd’hui être situés dans des zones inappropriées au sens de l’aménagement du territoire: par conséquent, lors de renforcements éventuels, l’obtention du permis nécessaire pourrait s’avérer délicate.

•

• De même, dans le cadre de la réalisation ou de l’adaptation de lignes à haute tension, les procédures à suivre ne sont pas toujours claires. Par conséquent, des efforts et un temps considérables sont consacrés en vue de l’obtention du permis. L’absence de délais dans la définition de la procédure accroît encore la longueur du processus.

Dans ce contexte, le gestionnaire du réseau de transport local peut difficilement s’engager sur des délais de réalisation alors qu’il est tributaire des délais d’obtention de permis. Dans le cadre de ce Plan d’Adaptation, l’impact des renforcements sur l’aménagement du territoire est minimisé. Les investissements sont conçus dans le cadre de la politique économique et environnementale reprise en annexe au chapitre 4 (section 4.2) du présent document. A l’exception des nouvelles liaisons 70 kV Les Spagnes Croix-Chabot et Ans-Alleur, aucune nouvelle infrastructure n’est envisagée à l’horizon 2007 dans le cadre de ce Plan: les autres investissements envisagés consistent en l’adaptation d’infrastructures (poste, ligne, câble) existantes.


Protection de l’environnement Politique en matière d’atténuation du bruit Conformément à sa politique en matière d’atténuation du bruit, Elia mettra en œuvre les mesures nécessaires afin que le niveau des nuisances sonores reste inférieur aux normes fixées par la législation régionale. Politique de protection du sol et des nappes phréatiques Conformément à la politique de protection du sol et des nappes phréatiques mise en oeuvre par Elia, les transformateurs sont équipés d’une cuve étanche de rétention d’huile, en béton. Cette cuve permet de confiner et de récupérer l’huile qui s’échapperait du transformateur lors d’un incident provoquant la rupture de la cuve métallique du transformateur et d’éviter ainsi qu’elle se répande dans le sol. Politique en matière d’élimination des PCB Conformément aux dispositions légales en matière de PCB, Elia a éliminé tous les appareils isolés aux PCB pour la fin 2005. Néanmoins, certains appareils présentent encore des traces de PCB dans l’huile: ils feront l’objet de remplacements en fonction des besoins et en respectant les dispositions réglementaires.

6.4.3 RECHERCHE DE L’OPTIMUM SOCIO-ECONOMIQUE VIS-A-VIS DU

CONSOMMATEUR FINAL

Pour chaque projet envisagé à la section 7.4 ci-avant, les différentes variantes envisageables ont fait l’objet d’une comparaison technico-économique. 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 4.2 de l’annexe au chapitre 4 du présent document. La comparaison des variantes envisagées pour les nouveaux investissements est reprise dans les sections 6.3.1 et 6.3.2 ci-avant.


6.5 PLANNING DE REALISATION Le planning de réalisation est repris au tableau 6.3 ci-après. Tableau 6.3: Planning des renforcements à l’horizon 2007

45


45 Remplacement lié à la protection de l’environnement.

6.6 DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2007 La figure 6.3 ci-après illustre le fonctionnement du réseau de transport local de la Région wallonne, à l’horizon 2007.



Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2007


Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail A


Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail B


Figure 6.3: Réseau à l’horizon 2005 – détail C


7

Evolution à long terme du réseau de transport local


Les pistes d’investissements à moyen et long terme sont le reflet de la poursuite du développement du réseau. Elles sont basées sur la politique générale appliquée dans le cadre du développement du réseau de transport local de la Région wallonne, résumée au chapitre 4 et explicitée en annexe au chapitre 4. La section 7.1 ci-après reprend la liste des investissements envisagés à long terme sur le territoire de la Région wallonne: • •

•

•

•

•

•

pour les niveaux de tension de 70 kV et inférieur; pour les alimentations du réseau 380-150 kV vers le réseau 70-30 kV, d'une part, et vers le réseau à moyenne tension, d'autre part.

Les renforcements des réseaux 150 kV liés aux renforcements relatifs au réseau de transport local 70 kV-30 kV sont repris à titre indicatif, afin de fournir une description complète et cohérente des investissements. Ils figurent toutefois entre parenthèses car ils relèvent du Plan de Développement fédéral. Dans le cadre du présent Plan d’Adaptation, il est établi que :

un grand nombre de pistes d’investissements envisagées dans le Plan d’Adaptation 2003-2010 sont des investissements préconisés à l’horizon 2007, dans le cadre de ce Plan; les autres pistes d’investissements restent valides à l’exception de l’installation d’un nouveau transformateur 150/30 kV à Tertre envisagée dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010; cette dernière n’est plus retenue dans le cadre de ce Plan; quelques nouvelles pistes d’investissements sont apparues.

7.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS Les tableaux 7.1 et 7.2 ci-après reprennent la liste indicative des investissements prévus après 2007 sur le territoire de la Région wallonne:

le tableau 7.1 reprend la liste des pistes d’investissements qui ont été proposées dans le cadre du Plan de Développement 2003-2010; le tableau 7.2 reprend la liste des nouvelles pistes d’investissements proposées dans le cadre de ce Plan.

Ces pistes d’investissements sont envisagées suite aux perspectives d’évolution de la consommation ou de restructuration du réseau de transport local. Il est bien entendu que les renforcements sont basés sur les prévisions d’accroissement disponibles à ce jour. La nécessité de ces renforcements devra être confirmée ou infirmée dans les années à venir, selon les évolutions réelles des consommations. La description des renforcements liés à la restructuration du réseau 70 kV fait l’objet des sections 7.1.1 à 7.1.3 ci-après.



Tableau 7.1: Liste indicative des investissements prévus après 2007 (pistes d’investissements déjà

proposées dans le cadre du Plan d’Adaptation 2003-2010)

46 47

46 Dans le cadre de l’alimentation de Gembloux 47

Ce renforcement est nécessaire si le nouveau transformateur de 50 MVA est installé dans le poste existant de Basse-Wavre et non dans le poste existant de Corbais

Tableau 7.2:Liste indicative des investissements prévus après 2007 (nouvelles pistes d’investissements)

48

7.1.1 NOUVEAU CÂBLE 70 KV AISCHE-EN-REFAIL-SAUVENIÈRE (NAMUR)

Les postes de Gembloux et Sauvenière sont actuellement alimentés par deux lignes: Auvelais–Gembloux et Gembloux–Leuze. En cas de perte de l’une, l’autre est insuffisante, à long terme pour reprendre la totalité de la charge de ces postes. La nouvelle liaison Gembloux-Leuze sera constituée de: • •

la ligne aérienne 70 kV Aische-en-Refail – Leuze existante; la pose du nouveau câble 70 kV entre Aische-en-Refail et Sauvenière (environ 9 km).

Un nouveau poste pourrait par ailleurs être ultérieurement développé pour alimenter la région de Perwez sur le site où seront raccordés la ligne et le câble de Aische-en-Refail. Une variante consiste à installer le poste à Perwez. Dans ce cas, une liaison Aische-en-Refail-Perwez sera également envisagée dans le cadre de la nouvelle liaison Gembloux-Leuze.


48 Le projet de renforcement de la transformation 150/15 kV à Chièvres, annoncé dans le Plan d’Adaptation 2003-2010,

est remplacé par un projet de renforcement des postes de Lens (à l’horizon 2006) et de Ligne (à l’horizon 2010), suite à de nouvelles études communes avec Reswal.

7.1.2 REMPLACEMENT DE DEUX TRANSFORMATEURS 70/15 KV PAR DEUX

TRANSFORMATEURS PLUS PUISSANTS À PONDRÔME ET NOUVELLE

LIAISON 70 KV ACHÊNE-PONDRÔME (NAMUR)

Le remplacement des transformateurs 70/15 kV existants à Pondrôme par des transformateurs 70/15 kV plus puissants est réalisé dans le cadre de la mise en œuvre de la politique d’harmonisation des couplages dans la région du Luxembourg, en concertation avec le GRD. L’adaptation des cuves de ces transformateurs est également prévue dans le cadre de la politique d’Elia en matière de protection du sol et des nappes phréatiques. Les postes de Hastière, Pondrôme, Monceau-en-Ardennes et Fays-les-Veneurs sont alimentés en 70 kV depuis Achêne et Orgéo par un circuit de lignes à un terne de 93 km de long. En cas d’incident, les critères de dimensionnement ne sont plus respectés. La nouvelle liaison Achêne – Pondrôme permet un soutien supplémentaire à Pondrôme au milieu de ce circuit.

7.1.3 REMPLACEMENT D’UN TRANSFORMATEUR 70/10 KV PAR UN

TRANSFORMATEUR 150/10 KV PLUS PUISSANT A FONTAINE

L’EVEQUE

Le renforcement de ce transformateur est nécessaire pour combler l’accroissement des consommations locales dans les environs; le remplacement d’un transformateur 70/10 kV par un transformateur 150/10 kV permet, en outre, de décharger le réseau 70 kV.

7.1.4 REMPLACEMENT D’UN TRANSFORMATEUR 70/11 KV EXISTANT PAR

UN TRANSFORMATEUR 36/11 KV A COURT-SAINT-ETIENNE

(BRABANT WALLON)

Le remplacement du transformateur 70/11 kV existant par un transformateur 36/11 kV à Court-Saint-Etienne est nécessaire en cas de passage de la consommation de SNCB Ottiginies en 36 kV. Ce passage implique l’exploitation en 36 kV de la ligne Baisy-Thy-Ottignies SNCB-Court Saint Etienne, actuellement exploitée en 70 kV.

7.1.5 REMPLACEMENT DE DEUX TRANSFORMATEURS 70/15 KV EXISTANTS

PAR DEUX TRANSFORMATEURS PLUS PUISSANTS A MONCEAU-EN-ARDENNES

Le remplacement des transformateurs 70/15 kV existants à Monceau-en-Ardennes par des transformateurs 70/15 kV plus puissants est réalisé dans le cadre de la mise en œuvre de la politique d’harmonisation des couplages dans la région du Luxembourg, en concertation avec le GRD. L’augmentation de puissance ainsi induite résulte de l’évolution des normes en termes de matériel standard.


7.1.6 REMPLACEMENT DE DEUX TRANSFORMATEURS 70/15 KV EXISTANTS

PAR DEUX TRANSFORMATEURS PLUS PUISSANTS A RECOGNE

Le remplacement des transformateurs 70/15 kV existants à Recogne par des transformateurs 70/15 kV plus puissants est réalisé dans le cadre de la mise en œuvre de la politique d’harmonisation des couplages dans la région du Luxembourg, en concertation avec le GRD. L’augmentation de puissance ainsi induite résulte de l’évolution des normes en terme de matériel standard.

7.2 DESCRIPTION DU RESEAU A LONG TERME La figure 7.3 ci-après illustre le fonctionnement du réseau de transport local à long terme de la Région wallonne.



Figure 7.3: Réseau à long terme


Figure 7.3: Réseau à long terme – détail A


Figure 7.3: Réseau à long terme – détail B


Figure 7.3: Réseau à long terme – détail C



Conclusions & mise en œuvre du Plan d’Adaptation


Le présent Plan d’Adaptation est largement fondé sur les hypothèses macroéconomiques de perspectives d’accroissement de consommations formulées par le Bureau fédéral du Plan et sur les hypothèses de production avancées dans le Programme Indicatif des moyens de Production de la CREG. L’évolution du réseau 70-30 kV étant fortement influencée par l’accroissement des consommations locales et leurs localisations, les prévisions «microéconomiques» communiquées par les utilisateurs de réseau ou établies en concertation avec les gestionnaires de réseau de distribution jouent également un rôle très important. Le processus de planification est complexe: •

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d’une part, il nécessite la prise en compte d’un grand nombre de sources d’incertitudes liées au marché. Elles sont liées principalement, dans le cadre du présent Plan d’Adaptation, aux perspectives de consommation et de production décentralisée et à leurs localisations respectives; d’autre part, il intègre à la fois les dimensions d’ordres technique, économique et environnemental et les évalue dans leurs multiples interactions.



RENFORCEMENTS DU RESEAU PRECONISES A L’HORIZON 2007 La mise en œuvre des renforcements du réseau planifiés en vue d’assurer la continuité et la fiabilité d’approvisionnement, à l’horizon 2007 figure au tableau 8.1 ci-après. Tableau 8.1: Planning des renforcements du réseau à l’horizon 2007

Ces investissements ne présentent a priori pas de difficultés particulières en termes de faisabilité technique et de contraintes liées à l’aménagement du territoire. Elia ne peut toutefois pas s’engager de façon tout à fait définitive sur les délais de réalisation de ces investissements, tributaires des délais variables liés aux procédures d’obtention des permis. A l’exception des nouvelles liaisons 70 kV Les Spagnes Croix-Chabot et Ans-Alleur, aucune nouvelle infrastructure n’est envisagée à l’horizon 2007 dans le cadre de ce Plan: les autres investissements envisagés consistent en l’adaptation d’infrastructures (poste, ligne, câble) existantes.


Par ailleurs: •

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conformément à sa politique en matière d’atténuation du bruit, Elia mettra en œuvre les mesures nécessaires afin que le niveau des nuisances sonores reste inférieur aux normes fixées par la législation régionale. conformément à sa politique de protection du sol et des nappes phréatiques, Elia équipera les transformateurs d’une cuve étanche de rétention d’huile en béton.

En outre, tous les investissements proposés feront l’objet d’un examen avec les administrations compétentes.

RENFORCEMENTS DU RESEAU PREVUS APRES 2007 L’horizon à long terme a fait uniquement l’objet de pistes de renforcement indicatives qui seront modifiées ou confirmées lors des prochains plans. Les études qui font suite au Plan d’Adaptation 2003-2010 seront poursuivies en étroite concertation avec les administrations compétentes afin de rencontrer au mieux les exigences du point de vue de l’aménagement du territoire et de la protection de l’environnement. Ces études en cours concernent:

les nouvelles liaisons souterraines 70 kV quant au tracé et à sa faisabilité technique:

Aische-en-Refail–Sauvenière et éventuellement Aische-en-Refail-Perwez; le choix du type de liaison 70 kV, la recherche d’un tracé et sa faisabilité technique:

Achêne–Pondrôme; Amel–Butgenbach;

la localisation de nouveaux postes: Perwez ou Aische-en-Refail; Vottem.

Le passage en 150 kV d’une partie de la consommation du Hainaut actuellement alimentée en 70 kV doit faire l’objet d’une nouvelle étude. Ce projet de renforcement est induit par la vétusté de certaines lignes aériennes 70 kV dont les travaux de réfection ou de remplacement constitueraient un investissement important.

Wallo

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