PI_2006-2013_RBC_fr_def_HR

Plan d’Investissements 2006 – 2013 1

Région de Bruxelles-Capitale 30 juin 2005

2 Plan d’Investissements 2006 – 2013 30 juin 2005


“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 de Bruxelles-Capitale 30 juin 2005

”



TABLE DES MATIERES

TABLE DES MATIERES 5 LISTE DES FIGURES ET TABLEAUX 8

Introduction 11

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

D’ELECTRICITE : ENERGIE, ECOLOGIE, ECONOMIE 13 POLITIQUE EN MATIERE DE DEVELOPPEMENT DU RESEAU

D’ELECTRICITE 14 STRUCTURE GENERALE DU PLAN D’INVESTISSEMENTS 2005-2012 15

1 Les enjeux du développement du réseau d’électricité 17

1.1 CADRE GENERAL : ROLE DU RESEAU D’ELECTRICITE 19 1.1.1 Le réseau de transport d’électricité belge 19 1.1.2 Le réseau de transport de la Région de Bruxelles-Capitale 19

1.2 METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT D’ELECTRICITE 19 1.2.1 Description générale 20 1.2.2 Incertitudes caractérisant le développement du réseau

d’électricité 20 1.2.3 Les deux horizons-clés du Plan d’Investissements 21

2 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 36 2.2.2 Variante basse 37

2.3 DERNIERS DEVELOPPEMENTS METHODOLOGIQUES RELATIFS AUX PREVISIONS DES CONSOMMATIONS LOCALES 38 2.3.1 Influence de la température sur la consommation d’électricité 38 2.3.2 Evolution tendancielle de la consommation d’éléctricité 41


3 Evolution de la production 43

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’INVESTISSEMENTS 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 - Horizon 2007 et 2012 52 3.3.2 Variante basse de consommation - Horizon 2007 et 2012 53

4 Politique d’investissement mise en œuvre par Elia dans le réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale 55

4.1.1 Accroissement des consommations du réseau à moyenne tension 57 4.1.2 Restructuration du réseau 36 kV 57

5 Réseau de transport régional de référence 59

5.1 RENFORCEMENTS ENGAGES A L’HORIZON 2003 62 5.2 RENFORCEMENTS PRECONISES A L’HORIZON 2005 63 5.3 RENFORCEMENTS PRECONISES A L’HORIZON 2006 64 5.4 DESCRIPTION DU RESEAU DE REFERENCE A L’HORIZON 2005 64

6 Renforcement du réseau de transport régional à l’horizon 2007 67

6.1 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE PRODUCTION ET CONSOMMATION 69

6.2 DIAGNOSTIC DES GOULETS D’ETRANGLEMENT SUR LE RESEAU D’ELECTRICITE 70

6.3 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS 70 6.3.1 Renforcement du réseau du Pentagone 71 6.3.2 Renforcement du réseau sur la commune de Schaerbeek (Voltaire) 73 6.3.3 Renforcement du réseau à Ixelles/Watermael 73 6.3.4 Renforcement de l’alimentation au sud de Bruxelles 74

6.4 ETUDE DE FAISABILITE 74 6.4.1 Faisabilité technique 74 6.4.2 Contraintes liées à l’aménagement du territoire 74 6.4.3 Recherche de l’optimum économique du point de vue du

consommateur final 75


6.4.4 Planning de réalisation 75 6.5 DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2007 75

7 Renforcement du réseau de transport régional à l’horizon 2013 79

7.1 DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2013 82

8 Maintien de la fiabilité du réseau 36 kV existant 85

8.1 LA MAINTENANCE PREVENTIVE SUR LE RESEAU D’ELIA 87 8.2 LES POLITIQUES DE REMPLACEMENT D’ELIA 88 8.3 MISE EN ŒUVRE DES INVESTISSEMENTS DE REMPLACEMENT 90 8.4 SYNTHESE DE LA MISE EN ŒUVRE DES POLITIQUES DE REMPLACEMENT 91

9 Protection de l’environnement 95

9.1 MISE EN ŒUVRE DES POLITIQUES ENVIRONNEMENTALES 97 9.2 SYNTHESE DE LA MISE EN ŒUVRE DES POLITIQUES

ENVIRONNEMENTALES 99

10 Objectifs en matière de fiabilité d’approvisionnement 103

10.1 LES INDICATEURS DE FIABILITE D’APPROVISIONNEMENT 105 10.2 VALEUR CIBLE DES INDICATEURS DE FIABILITE

D’APPROVISIONNEMENT 105

Conclusions & mise en œuvre du Plan d’Investissements 107

RENFORCEMENTS DU RESEAU A L’HORIZON 2007 109 RENFORCEMENTS DU RESEAU PREVUS A L’HORIZON 2013 110 PROJETS RELATIFS A LA FIABILITE DU RESEAU EXISTANT ,

A L’HORIZON 2007 110 PROJETS RELATIFS A LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT, A

L’HORIZON 2007 113 OBJECTIFS EN MATIERE DE DUREES DE PANNES, DE PERTURBATIONS

SUR LE RESEAU ET D’OBLIGATIONS ENVIRONNEMENTALES 114


LISTE 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 (en USD(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 des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 29

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) 31

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

Tableau 2.7 : Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2005 et 2012 35

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 » 39

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 en termes de 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 en termes de 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 en termes de 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

Tableau 5.1 : Etat d’avancement des renforcements engagés à l’horizon 2003 62


Tableau 5.2 : Etat d’avancement des renforcements préconisés à l’horizon 2005 (Plan d’Investissements 2004-2011) 63

Tableau 5.3 : Etat d’avancement des renforcements préconisés à l’horizon 2006 (Plan d’Investissements 2005-2012) 64

Figure 5.4 : Réseau à l’horizon 2005 65 Figure 6.1 : Hypothèses d’évolution de la consommation,

entre 2003 et 2012, en MW 69 Tableau 6.2 : Planning des renforcements à l’horizon 2007 75 Figure 6.3 : Réseau à l’horizon 2007 77 Tableau 7.1 : Liste indicative des investissements à l’horizon 2013 81 Figure 7.2 : Réseau à l’horizon 2013 83 Tableau 8.1 : Mise en œuvre des investissements de remplacement

annoncés à l’horizon 2003 et 2005 90 Tableau 8.2 : Mise en œuvre des investissements de remplacement

annoncés à l’horizon 2006 91 Tableau 8.3 : Nouveaux investissements de remplacement planifiés

à l’horizon 2007 91 Figure 8.4 : Mise en œuvre des politiques de maintenance à l’horizon

2006 (Investissements déjà planifiés dans les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 92

Figure 8.5 : Mise en œuvre des politiques de maintenance à l'horizon 2007 (Nouveaux investissements planifiés dans le cadre de ce Plan d’Investissements) 93

Tableau 9.1 : Mise en œuvre des politiques environnementales annoncées à l’horizon 2006 98

Tableau 9.2 : Nouveaux investissements planifiés dans le cadre de la protection de l’environnement à l’horizon 2007 98

Figure 9.3 : Mise en œuvredes politiques environnementales à l’horizon 2006 100

Figure 9.4 : Mise en œuvre des politiques environnementales à l'horizon 2007 101

Tableau 10.1 : Planning des renforcements du réseau à l’horizon 2007 109 Tableau 10.2 : Mise à jour et état d’avancement des investissements en

matière de maintien de la fiabilité du réseau prévus dans le cadre de renforcements du réseau à l’horizon 2007 112

Tableau 10.3 : Mise à jour et état d’avancement des investissements en matière de protection de l’environnement prévus dans le cadre de renforcements du réseau à l’horizon 2007 113



Introduction



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. Cette directive a été transposée au niveau de la Région de Bruxelles-Capitale par l’ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l’organisation du marché de l’électricité en Région de Bruxelles-Capitale. Celle-ci a été récemment modifiée par l’ordonnance du 1er avril 2004 qui transpose la nouvelle 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. L’article 12 de cette ordonnance charge les Gestionnaires de réseaux d’établir un Plan d’Investissements. Le Plan d’Investissements est transmis au Service chargé de l’administration de l’énergie en Région de Bruxelles-Capitale. Le Plan d’Investissements couvre une période de sept ans et est adapté tous les ans pour les sept années suivantes. La période visée par le présent Plan d’Investissements commence le 1er janvier 2006. Le Plan d’Investissements doit contenir les éléments suivants : • les renforcements du réseau en vue d’assurer la continuité et la fiabilité de

l’approvisionnement; • les projets relatifs au maintien de la fiabilité du réseau existant et à la

protection de l’environnement; • les objectifs en matière de durée de pannes, de perturbations sur le réseau et

d’obligations environnementales.

TROIS OBJECTIFS A LA BASE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU

D’ELECTRICITE : ENERGIE, ECOLOGIE, ECONOMIE Le Plan d’Investissements du réseau détermine les investissements nécessaires pour couvrir les besoins de capacité de transport d’électricité, de fiabilité du réseau et d’obligations environnementales 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 recherchés1.

1 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».


Trois objectifs majeurs sont poursuivis : • énergie : veiller au transport d’électricité dans une perspectiv e 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 de transport 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’électricité2 et de leurs localisations, dans le contexte du marché libéralisé, les incertitudes relatives à l’évolution de la consommation d’électricité3, 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. La recherche d’un équilibre entre ces trois objectifs est pourtant bien l’ambition principale de ce Plan d’Investissements. Son élaboration a été guidée par la volonté de proposer un développement du réseau d’électricité optimal caractérisé par : • 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 constitué 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 ») couvre des niveaux de tension allant de 380 kV à 30 kV inclus4 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’Investissements proprement dit ne couvre que le niveau de tension 36 kV.

2 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 politiques 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.

3 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.

4 Y compris tout élément accessoire nécessaire à la réalisation des missions légales et à l’objet social d’Elia.


Les lignes directrices de la politique d’Elia pour le réseau belge en matière de développement du réseau d’électricité5 sont les suivantes : • réaliser en souterrain les nouvelles liaisons à une tension égale ou inférieure à

36 kV; • maximiser l’utilisation de l’infrastructure 150 kV existante; • opter, lorsque des nouvelles liaisons sont nécessaires en 150 kV, pour :

− 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;

− le câble souterrain dans les autres cas; • poursuivre le développement des lignes à très haute tension (380 kV) en

aérien pour des impératifs techniques et économiques.

STRUCTURE GENERALE DU PLAN D’INVESTISSEMENTS 2005-2012

Le Plan d’Investissements 2006-2013 s’appuie sur les fondements établis et largement développés dans le cadre du Plan d’Investissements 2004-2011. Le Plan d’Investissements est structuré en 10 chapitres et leurs annexes respectives. Le document principal a pour objectif de : • faire le point sur l’état d’avancement des renforcements engagés en 2003 et

des renforcements relatifs à la période 2004-2006 qui ont fait l’objet d’un avis favorable dans le cadre des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012;

• 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’Investissements.

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’Investissements 2004-2011 ou du Plan d’Investissements 2005-2012;

• les justifications des investissements approuvés dans le cadre des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012.

Le Plan d’Investissements 2005-2012 est structuré en 10 chapitres. 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’Investissements.

5 La politique menée par le GRTR sera toutefois adaptée, le cas échéant, de façon à ce qu’elle soit conforme aux

législations en vigueur.


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 fournit un bref rappel de la politique de dimensionnement du réseau de transport régional. 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 régional de référence (2006). Les projets de renforcements du réseau, induits par l’évolution de la consommation, sont repris aux chapitres 6 et 7. Les projets complémentaires relatifs au maintien de la fiabilité du réseau existant et à la protection de l’environnement figurent aux chapitres 8 et 9. Le chapitre 10 est, quant à lui, consacré aux objectifs d’Elia en matière de durée de pannes, de perturbations sur le réseau et d’obligations environnementales. En conclusion, le gestionnaire de réseau synthétise le plan de mise en œuvre des différents investissements soumis à l’IBGE. Le présent Projet de Plan d’Investissements 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, Elia ne peut s’engager de façon tout à fait ferme et définitive sur les délais de réalisation des investissements, car ces délais sont fortement liés aux aléas des procédures d’obtention des permis.


1 Les enjeux du développement du réseau d’électricité



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’Investissements 2004-2011 et est reprise en annexe au chapitre 1 du présent document. Le réseau de transport géré par Elia, gestionnaire de réseau, 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.

1.1.2 LE RESEAU DE TRANSPORT DE LA REGION DE BRUXELLES-CAPITALE

La structure générale du réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale a fait l’objet d’une description détaillée dans le Plan d’Investissements 2004-2011. Elle est reprise en annexe au chapitre 1 du présent document. Les principes à la base du fonctionnement du réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale sont les suivants : • les consommateurs de la Région de Bruxelles-Capitale sont alimentés par le

réseau de niveau de tension 36 kV ou par le réseau à moyenne tension (11 kV, 6 kV et 5 kV) ou à basse tension. Le réseau à moyenne tension est alimenté, soit à partir du réseau 36 kV, soit directement à partir du réseau 150 kV;

• le réseau de niveaux de tension 150 kV et 36 kV est géré par Elia et le réseau de niveaux de tension inférieurs par Sibelga, gestionnaire de réseau de distribution.

1.2 METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE

TRANSPORT D’ELECTRICITE Le Plan d’Investissements 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’Investissements poursuit cet objectif. Par ailleurs, la méthodologie du Plan d’Investissements 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’Investissements 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’Investissements concerne le plan de tension 36 kV. A ce niveau de tension, l’évolution de la consommation d’électricité a un impact très important. Les principales sources d’incertitudes sont liées à : • la maîtrise de la demande qui est largement dépendante de la réponse du

consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvre (mesures URE, taxe CO2,…);

• la localisation des nouvelles consommations et/ou l’accroissement notable des consommations locales existantes.

Une autre source d’incertitudes rencontrée classiquement à ce niveau de tension dans le développement de réseau est liée au degré de développement de la production décentralisée et à sa localisation. Toutefois, sur le territoire de la Région de Bruxelles-Capitale, les possibilités en termes d’implantation de production décentralisée sont limitées. Les incertitudes liées à la consommation et à sa localisation ont été décrites dans le cadre du Plan d’Investissements 2004-2011 et sont reprises à l’annexe au chapitre 1 du présent document.


1.2.3 LES DEUX HORIZONS-CLES DU PLAN D’INVESTISSEMENTS

Par ailleurs, toutes les décisions qui concernent le développement du réseau dans le terme pris en compte par le Plan d’Investissements 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 deux 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’Investissements 2004-2011 et 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’Investissements 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’Investissements 2004-2011. 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’Investissements. 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 résultent 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’Investissements s’appuie essentiellement sur les perspectives énergétiques à long terme du Bureau fédéral du Plan, en particulier les études : • Perspectives énergétiques pour la Belgique à l’horizon 2030, Bureau fédéral du

Plan, Planning Paper 95 (BfP/PP95); • Demande maîtrisée d’électricité : Elaboration d’une projection à l’horizon

2020, Bureau fédéral du Plan, Working Paper 19-04 (BfP/MDE). Les perspectives BfP/PP95 sont générées à partir d’une analyse quantitative s’appuyant sur le modèle PRIMES6, simulant de manière intégrée le fonctionnement du système énergétique belge.

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

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


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 Institute7. 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 ». 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’Investissements 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 dans les deux variantes décrites ci-

dessus et les perspectives de consommation électrique sous-jacentes considérées à la base des calculs qui sous-tendent le présent Plan d’Investissements 2006-2013 du réseau de transport.

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’Investissements. 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. 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

7 «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.


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 ménages8 et, d’autre part, de légère augmentation de la population belge9, 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.

8 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.

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


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

Source : BfP/PP95, Trends to 2030

Hypothèses climatiques Les conditions climatiques sont supposées constantes durant la période de projection et équivalentes à celles observées en 200010. 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.

10 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.


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 des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012.

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 des Plans

d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012


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, respectiv ement 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 productif favorable à la consommation d’électricité (substitution des hauts fourneaux par des aciéries 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 liée 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 climatiques11, 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.

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.

11 L’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.


Figure 2.6 : Répartition par secteur de l’économie de consommation d’électricité de la variante basse par

rapport à la variante haute aux horizons 2007 et 2012, en GWh

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 demande12 : 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. Les ménages interviennent également de manière substantielle dans les économies d’électricité induites par les mesures de gestion de la demande13. 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.

12 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.

13 Pour les ménages, les mesures envisagées pour modérer la progression de la consommation électrique sont notamment: • la mise ne 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.


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 énergétique14 induit au contraire un niveau de consommation électrique plus élevé dans la variante basse que dans la variante haute: • 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. Tableau 2.7 : Taux de croissance annuels de la consommation électrique par secteur, entre 2005 et 2012

14 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’énergies ainsi que leurs interactions sont considérées. En conséquence, certains phénomènes de substitution induisent des « efforts négatifs » pour certains segments énergétiques.


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 développement du réseau d’électricité et pour les deux variantes de consommation prises en compte15. 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 annuelles16.

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.

15 Il convient d’indiquer que les données reprises ci-après 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). 16 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).


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 1,5 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’Investissements 2004-2011 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’autre17.

17 Le réseau est par ailleurs dimensionné pour couvrir la consommation à des températures extrêmes.


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 données18. 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 instantanées19.

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 »

18 Il autorise l’utilisation de méthodes statistiques et économétriques plus riches. 19 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.


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 d’un prochain Plan d’Investissements. 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 saisonnières20;

• 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.

20 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.


2.3.2 EVOLUTION TENDANCIELLE DE LA CONSOMMATION D’ELECTRICITE

Comme illustré à la figure 2.10 ci-dessus, 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.



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’Investissements en termes de parc de production. Le Plan d’Investissements 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’Investissements sont similaires et cohérentes avec celles établies dans le cadre de celui-ci. En particulier, le plan de désaffectation des unités considéré dans le cadre du Programme Indicatif des moyens de Production 2002-2011 et des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 n’est plus d’application dans le Plan d’Investissements 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 AMPERE21. 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.

21 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’INVESTISSEMENTS

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’Investissements 2004-2011 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 : Amercoeur 1, Amercoeur 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’Investissements 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’Investissements 2004-2011 sont confirmées dans le Plan d’Investissements 2006-2013. 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, Amercoeur, 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’Investissements 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’Investissements 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 2002-201122,

en ce qui concerne les volumes globaux de puissance installée par Région; • 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 nœuds23.

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 des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012. Hypothèses en termes d’unités SER La figure 3.2 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan d’Investissements, des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 et du Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014 en termes d’évolution de la puissance insta llée des sources d’énergie renouvelable, par rapport à la situation 2003.

22 Scénarios B3 et K7 23 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 en termes de croissance de la puissance installée des unités de production

éolienne24 par rapport à la situation 2003

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 éolienne25 par rapport à la

situation 200326, par Région27

24 Dans le cadre du dimensionnement du réseau, on considère sur base des données de vent disponibles à la pointe (en

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

25 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.

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

27 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’Investissements, dans le potentiel des Régions flamande et wallonne.


Hypothèses en termes d’unités éoliennes off-shore La figure 3.4 ci-après fournit la comparaison des hypothèses du présent Plan d’Investissements, du Plan d’Investissements 2004-2011 et du Programme Indicatif des moyens de production 2005-2014 en termes d’évolution de la puissance insta llée des unités éoliennes off-shore par rapport à la situation 200328.

Figure 3.4 : Hypothèses en termes de 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

28 Dans le cadre du dimensionnement du réseau, on considère sur base des données de vent 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’Investissements, du Plan d’Investissements 2004-2011 et du Programme Indicatif des moyens de production 2005-2014 en termes d’évolution de la puissance insta llée des investissements en cogénération par rapport à la situation 2003.

Figure 3.6 : Hypothèses en termes de 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 Région29

29 Le potentiel de cogénération relativement faible en Région de Bruxelles-Capitale, n’a pas fait l’objet d’une distinction

dans le cadre des hypothèses du présent Plan d’Investissements : il est implicitement compris dans le potentiel des Régions flamande et wallonne.


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 ont été construits, en cohérence avec les scénarios de consommation, soit la variante haute et la variante basse30. 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. Ces scénarios qui résultent de la confrontation d’un parc de production belge de référence31 à la pointe et de la consommation belge à la pointe sont illustrés dans les sections 3.3.1 et 3.3.2 ci-après.

3.3.1 VARIANTE HAUTE DE CONSOMMATION - HORIZON 2007 ET 2012

Le parc de production considère, pour couvrir la consommation et les pertes 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

30 Dénominations du Programme Indicatif des moyens de Production. 31 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, ...


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 - HORIZON 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 Politique d’investissement mise en œuvre par Elia dans le réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale



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 les points critiques décelés, il s’agit de déterminer les renforcements du réseau qui génèrent 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. Deux types d’investissements peuvent être distingués parmi les ouvrages en cours de réalisation ou envisagés dans le réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale : • les investissements nécessaires pour faire face à l’accroissement des

consommations du réseau à moyenne tension; • les investissements relatifs à la restructuration du réseau 36 kV visant à une

configuration en poches 36 kV, alimentées par trois transformateurs 150/36 kV.

Les critères de développement du réseau de transport régional ont été explicités dans le Plan d’Investissements 2004-2011. 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’investissement qui en résulte.

4.1.1 ACCROISSEMENT DES CONSOMMATIONS DU RESEAU A MOYENNE

TENSION

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) transformateur(s);

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

4.1.2 RESTRUCTURATION DU RESEAU 36 KV

La politique d’investissement développée et mise en œuvre pour maximiser l’utilisation des infrastructures existantes et minimiser la pose de nouvelles liaisons 36 kV se résume de la manière suivante : • création de poches 36 kV alimentées par trois transformateurs 150/36 kV

afin : − d’utiliser plus efficacement la puissance installée de ceux-ci; − de simplifier et sécuriser l’exploitation du réseau 36 kV, en limitant les

éventuelles fausses manœuvres par une structure de réseau «fixe»; • transfert de consommation du réseau 36 kV vers le réseau 150 kV par

l’installation de transformateurs 150/11 kV, à chaque fois que la situation est envisageable; le but est de délester le réseau 36 kV et la transformation 150/36 kV et d’éviter de devoir renforcer le réseau 36 kV;


• renforcement des postes par : − le remplacement des transformateurs 150/36 kV de 70 MVA par des

transformateurs de 125 MVA, quand aucune solution 150 kV/MT ne semble réaliste (dispersion de la charge dans le réseau 36 kV, problèmes d’accès ou de place,…);

− le remplacement des transformateurs 36/11 kV de 16 MVA par des 25 MVA quand le réseau le supporte;

• recherche de l’optimum économique ; à cette fin, si nécessaire, une concertation entre le gestionnaire de réseau de transport régional et le gestionnaire de réseau de distribution doit avoir lieu en vue de déterminer l’investissement représentant l'optimum économique pour l'utilisateur final : il s’agit en effet d’éviter des investissements légers en moyenne tension qui induiraient des investissements importants en haute tension et vice-versa.


5 Réseau de transport régional de référence



Le réseau de référence (2006) considéré dans le cadre du présent Plan d’Investissements est le réseau en service au début de l’année 2005, auquel s’ajoutent des renforcements32 planifiés à l’horizon 2005 qui ont fait l’objet, suite aux Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012, d’un avis favorable du Service de Régulation de l’IBGE33. Ces renforcements sont repris ci-après en trois catégories distinctes, afin de faciliter le lien avec les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 : • 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’Investissements 2004-2011;

• les investissements préconisés par Elia à l’horizon décisionnel 2005 dans le Plan d’Investissements 2004-2011, dont la mise en service était planifiée en 2004 et 2005. Leur justification a été fournie au chapitre 6 du Plan d’Investissements 2004-2011;

• les investissements préconisés par Elia à l’horizon décisionnel 2006 dans le Plan d’Investissements 2005-2012, dont la mise en service était planifiée en 2004 et 2005. Leur justification a été fournie au chapitre 3 du Plan d’Investissements 2005-2012.

Les sections 5.1 à 5.3 ci-après fournissent respectivement, pour chacune de ces trois 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 36 kV sont repris à titre indicatif, afin de fournir une description complète et cohérente des investissements. Il en est de même pour les tronçons, situés en Région flamande, de renforcements en 36 kV qui affectent le réseau 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale. Ces renforcements figurent toutefois entre parenthèses car ils relèvent respectivement du Plan de Développement fédéral ou du Plan d’Investissements de la Région flamande.

32 Par renforcement, on entend des investissements qui génèrent une augmentation de capacité du réseau. 33 • Avis (SR-20031126-12) relatif aux Plans d’investissements proposés par le Gestionnaire du Réseau de Transport

Régional et le Gestionnaire du réseau de distribution respectivement pour la période 2004-2011 et 2004-2008 donné en application de l’article 12 de l’ordonnance du 19 juillet relative à l’organisation du marché de l’électricité en Région de Bruxelles-Capitale - IBGE - Service Régulation - 26 novembre 2003.

• Avis (SR-20040820-20) relatif aux Plans d’investissements proposés par le Gestionnaire du Réseau de Transport Régional et le Gestionnaire du réseau de distribution respectivement pour la période 2005-2012 et 2005-2009 donné en application de l’article 12 de l’ordonnance du 19 juillet relative à l’organisation du marché de l’électricité en Région de Bruxelles-Capitale - IBGE - Service Régulation – 20 août 2004.


5.1 RENFORCEMENTS ENGAGES A L’HORIZON 2003 Le Plan d’Investissements 2004-2011 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. Leur mise en service a été réalisée ou est planifiée avant la fin de cette année. 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 des renforcements engagés à l’horizon 2003


5.2 RENFORCEMENTS PRECONISES A L’HORIZON 2005 Le Plan d’Investissements 2004-2011 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 à l’horizon 2005 ayant fait l’objet d’un avis favorable du Service de Régulation de l’IBGE dans le cadre du Plan d’Investissements 2004-2011 sont en cours de réalisation excepté l’installation d’un troisième transformateur à Elan et la mise en service du câble entre Héliport et Armateurs. Le raccordement en moyenne tension du transformateur d’Elan nécessite un investissement dans la cabine 11 kV d’Elan de la part du gestionnaire de réseau de distribution. La mise en service de cet investissement, à réaliser en coordination avec Sibelga, est planifiée en 2007, suite aux mesures d’exploitation prises par le gestionnaire de réseau de distribution : bien que la pointe de consommation locale atteigne la capacité d’alimentation des transformateurs 36/11 kV, les accroissements annuels sont faibles; Sibelga a choisi, en cas de nécessité, d'approvisionner les consommateurs par des transferts de charge temporaires vers d’autres points d’alimentation. La mise en service du câble entre Héliport et Armateurs est retardée d’un an. La réalisation de ce projet est couplée à celle du projet de restructuration de la cabine d’Héliport. Ce dernier projet, réalisé dans le cadre du maintien de la fiabilité du réseau, a du être réexaminé faute de matériel de réserve : une nouvelle cabine 36 kV sera installée et le matériel 36 kV existant sera recyclé en pièces de réserve. Tableau 5.2 : Etat d’avancement des renforcements préconisés à l’horizon 2005 (Plan d’Investissements

2004-2011)


5.3 RENFORCEMENTS PRECONISES A L’HORIZON 2006 Le Plan d’Investissements 2005-2012 a mis en évidence les investissements à mettre en œuvre à l’horizon 2006 pour satisfaire les niveaux de consommation annoncés à cet horizon. Un seul investissement a été préconisé à l’horizon 2006 Le tableau 5.3 ci-après a pour objectif de faire le point sur l’état d’avancement de cet investissement en cours de réalisation34. Tableau 5.3 : Etat d’avancement des renforcements préconisés à l’horizon 2006 (Plan d’Investissements

2005-2012)

5.4 DESCRIPTION DU RESEAU DE REFERENCE A L’HORIZON 2005 La figure 5.4 ci-après illustre le réseau de transport régional de référence de la Région de Bruxelles-Capitale, à l’horizon 2005.

34 L’état d’avancement de l’étude relative au renforcement du réseau du pentagone en collaboration avec le gestionnaire

de réseau de distribution, annoncée dans le Plan d’Investissements 2005-2012, fait l’objet du chapitre 6 du présent plan.


Figure 5.4 : Réseau à l’horizon 2005



6 Renforcement du réseau de transport régional à l’horizon 2007



6.1 ADEQUATION DU RESEAU D’ELECTRICITE AUX NIVEAUX DE

PRODUCTION ET 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 les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012. 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 niveau de consommation considéré pour 2006 dans le Plan d’Investissements 2005-2012, 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 de réseau de transport régional, 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 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale est

essentiellement lié à l’évolution de la consommation et à sa localisation, le potentiel de développement en termes de production décentralisée étant très limité;

• 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 le gestionnaire de réseau de distribution;

• à court terme, pour tous les nœuds 36 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 de réseau et le gestionnaire de réseau 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 prévisions35.

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 régional de la Région de Bruxelles-Capitale. Ces goulets d’étranglement, liés à l’accroissement de la consommation, sont principalement localisés : • dans le Pentagone, comme déjà indiqué dans le Plan d’Investissement 2005-

2012; • au nord est de Bruxelles: alimentation de la commune de Schaerbeek; • au sud est de Bruxelles: alimentation des communes d’Ixelles et Watermael; • au sud de Bruxelles: alimentation d’Anderlecht, de Saint-Gilles et de

Bruxelles-Ville.

6.3 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS Les investissements liés aux perspectives d’accroissement des consommations locales sont réalisés en concertation avec le gestionnaire de réseau de distribution. Pour rappel, la politique de renforcement 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) transformateur(s);

• créer un nouveau site uniquement en cas de saturation complète du site existant.

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

transformateur lui-même.


6.3.1 RENFORCEMENT DU RESEAU DU PENTAGONE

Dans le cadre du Plan d’Investissements 2004-2011, Elia a établi que les postes de Monnaie, Marché, Botanique et Pacheco, ainsi que le réseau 36 kV de la poche Héliport-Molenbeek, sont particulièrement chargés. Ces postes de transformation 36/11 kV ne peuvent être renforcés. Pour faire face à cet accroissement des consommations dans le réseau à moyenne tension, Elia a préconisé la création d’un nouveau point de transformation 36/11 kV à Héliport, au pied du transformateur 150/36 kV, qui soulagerait les postes de Monnaie, Marché et Botanique, ainsi que le réseau 36 kV de la poche Héliport-Molenbeek qui les alimente. Cette solution n’agréait pas le gestionnaire de réseau de distribution. En outre, l’évolution de la consommation locale a été revue à la baisse. Une étude, en cours de réalisation en concertation entre le gestionnaire de réseau de transport régional et le gestionnaire de réseau de distribution, vise à déterminer l’investissement représentant l'optimum économique pour l'utilisateur final, et ce sans préjuger de la répartition des coûts entre ces gestionnaires. Canevas de l’étude commune d’Elia et du gestionnaire de distribution Elia et Sibelga ont mis au point un canevas d’étude commun : il s’agit de déterminer les différentes variantes permettant le renforcement du Pentagone et de les comparer objectivement entre elles, d’un point de vue global. Deux variantes principales ont été retenues : • l’ouverture d’un nouveau point de transformation 150-36/11 kV à Héliport,

«Variante Héliport», correspondant à la solution proposée initialement par Elia;

• le renforcement du point de transformation de Pacheco, «variante Pacheco» proposée par le gestionnaire de distribution.

Pour chacune de ces variantes, des sous-variantes sont examinées ; elles résultent de différents schémas d’exploitation. Afin de comparer ces variantes entre elles, l’information relative aux possibilités de transferts de consommation par Sibelga est cruciale : • le gestionnaire de distribution a fourni à Elia les possibilités de transferts de

consommation potentiels à court terme pour chacune des variantes; néanmoins, les consommations alimentées par les postes de Marché, Botanique et Monnaie sont encore amenées à croître; vu la saturation de ces postes, il faudra réaliser à plus long terme d’autres transferts de puissance;

• l’information relative à ces nouveaux transferts de puissance sera établie sur base des résultats des études en cours relatives au développement du réseau de distribution dans le cadre des variantes examinées.

La concertation entre Elia et le gestionnaire de réseau de distribution est poursuivie dans cette voie.


Résultats des études complémentaires réalisées par Elia Dans l’attente de ces résultats, Elia a réalisé une étude visant à réaliser une première comparaison des différentes variantes et sous-variantes examinées en ce qui concerne le réseau de transport régional. L’objectif de cette étude est de comparer les variantes entre elle en termes de coût actualisé : certains projets d’investissement génèrent une capacité de transport supplémentaire unique qui reste ensuite partiellement inutilisée pendant quelques années; d’autres investissements permettent une adaptation plus progressive de la capacité de transport à l’évolution des consommations. En général, il est moins risqué et économiquement préférable d’adapter le réseau au fur et à mesure de l’évolution des besoins, tout en gardant bien sûr une vision à long terme. La coordination des investissements du réseau de transport et du réseau de distribution est absolument indispensable à cette fin. Dans le but d’évaluer les possibilités d’étalement dans le temps des différentes variantes, Elia a examiné la marge de capacité des différents éléments du réseau par rapport à leur taux d’utilisation et à leur capacité nominale, ainsi que la sensibilité de ces éléments à une augmentation homothétique de la charge. Les conclusions résultant de cette étude sont les suivantes : • La «variante Héliport» permet un investissement progressif, par l’installation

de transformateurs 36/11 kV supplémentaires dans un premier temps et d’un transformateur 150/11 kV lorsque la transformation 150/36 kV a atteint ses limites; en effet, les simulations ont montré que, à court terme, la création d’un poste 36/11 kV à Héliport est favorable pour l’exploitation du réseau 36 kV; quand le transformateur 150/36 kV arrivera à saturation, l’installation d’un transformateur 150/11 kV permettra de retarder l’installation d’un second transformateur 150/36 kV moyennant la pose d’un nouveau câble 150 kV (Molenbeek-Héliport);

• La «variante Pacheco» est plus difficile à mettre en œuvre : elle est en effet moins flexible étant donné les contraintes liées à l’ancienneté de ce site et à son caractère fortement urbanisé. Deux sous-variantes sont actuellement en cours d’examen : − une sous-variante temporaire, la plus facilement réalisable et probablement

la moins onéreuse, consiste à utiliser les infrastructures existantes; il est cependant important de noter que les liaisons 36 kV sur lesquelles elle s’appuie (Pacheco-Schaerbeek et Pacheco-Drogenbos) ont été posées dans les années ’30 et doivent faire l’objet d’un examen approfondi en termes de fiabilité;

− l’alternative à cette sous-variante consiste à alimenter la consommation à Pacheco en 150 kV à partir de deux transformateurs 150/11 kV : outre l’absence de terrain et/ou de bâtiment adapté à l’implantation des installations en 150 kV requises à Pacheco, cette sous-variante entraîne un investissement très conséquent (alimentation en 150 kV à réaliser par la pose de nouveaux câbles).


6.3.2 RENFORCEMENT DU RESEAU SUR LA COMMUNE DE SCHAERBEEK

(VOLTAIRE)

Le renforcement de la capacité de transformation à Voltaire est induit par l’accroissement de la consommation locale raccordée sur les transformateurs de Voltaire et Charles-Quint : • dans un premier temps, la prolongation du câble 360 kV Schaerbeek-Charles

Quint de façon à raccorder le poste de Voltaire sur ce câble suffit à l’alimentation de ce poste; elle nécessite cependant l’installation de deux nouvelles cellules 36 kV à Voltaire;

• l’augmentation de la consommation locale nécessitera cependant à très court terme le remplacement des deux transformateurs 36/11 kV de 16 MVA par deux transformateurs plus puissants de 25 MVA dans le poste Voltaire.

Par ailleurs, l’intervention dans le poste Voltaire sera mise à profit pour renouveler les installations du poste : les équipements existants ne font plus l’objet d’un suivi de fabrication et Elia ne dispose pas de matériel de réserve pour l’équipement des deux nouvelles cellules. Le matériel existant sera recyclé en pièces de réserve. Tous les travaux de renforcement et de remplacement dans le poste de Voltaire seront réalisés simultanément étant donné la difficulté d’accès à ce poste enterré.

6.3.3 RENFORCEMENT DU RESEAU A IXELLES/WATERMAEL

L’accroissement de la consommation locale nécessite le renforcement de la capacité de transformation dans le poste de Volta : le transformateur 36/11 kV de 16 MVA sera remplacé par un transformateur plus puissant de 25 MVA. Pour rappel, dans le cadre de la restructuration du réseau 36 kV, le poste de Volta est amené à disparaître et tous les raccordements au poste Volta seront transférés sur le poste d’Ixelles. Par ailleurs, un deuxième transformateur 150/11 kV de 50 MVA sera installé dans le poste existant de Wiertz. En effet : • le secours du transformateur existant est apporté par le réseau 36 kV qui est

à saturation; • l’accroissement des consommations locales nécessite un renforcement de la

transformation 150/11 kV à très court terme; • le poste Naples arrive également à saturation et toute extension s’avère

impossible vu son imbrication dans un environnement complètement bâti; étant donné sa proximité au poste de Wiertz, Elia a demandé au gestionnaire de réseau de distribution de réaliser un transfert partiel des consommations du poste de Naples sur le poste de Wiertz.

Le poste de Wiertz sera raccordé en antenne sur le poste Dhanis : un nouveau câble 150 kV sera posé entre ces deux postes. Cet investissement sera repris dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012 (fédéral) à déposer en septembre 2005. Dans le cadre du renforcement du poste de Wiertz, deux transformateurs 36/5 kV de 16 MVA seront remplacés par un nouveau transformateur 36/11-5


kV de 25 MVA. L’un de ces deux transformateurs est déjà hors service et les analyses du taux de furanes du second montrent qu’il est en fin de vie. Le nouveau transformateur sera utilisé en 5 kV dans un premier temps, pour les besoins du réseau de distribution.

6.3.4 RENFORCEMENT DE L’ALIMENTATION AU SUD DE BRUXELLES

L’alimentation de la poche 36 kV par les transformateurs 150/36 kV Drogenbos et Midi doit être renforcée étant donné l’accroissement de la consommation locale : un transformateur 150/36 kV de 75 MVA du poste de Drogenbos sera remplacé par un transformateur plus puissant de 125 MVA. Cet investissement est mentionné dans le plan à titre indicatif. En effet, bien qu’il soit nécessaire pour soutenir le réseau de la Région de Bruxelles-Capitale, il relève des Plans d’Investissements de la Région flamande et du Plan de Développement (fédéral). Il sera repris dans le cadre du Plan d’Investissements de la Région flamande à déposer en juin 2005 et dans le cadre du Plan de Développement 2005-2012 à déposer en septembre 2005.

6.4 ETUDE DE FAISABILITE

6.4.1 FAISABILITE TECHNIQUE

A ce stade, les investissements envisagés ne posent pas de difficulté particulière quant à leur faisabilité technique excepté l’installation éventuelle d’un poste 150 kV à Pacheco.

6.4.2 CONTRAINTES LIEES A L’AMENAGEMENT DU TERRITOIRE

L’impact des investissements envisagés dans le cadre du Plan d’Investissements 2006-2013 est limité : • les investissements envisagés dans les postes souterrains de Wiertz et Voltaire

ne présentent aucun impact visuel; • le poste de Drogenbos est situé à côté de la centrale de production, en zone

industrielle. Par ailleurs, 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.


6.4.3 RECHERCHE DE L’OPTIMUM ECONOMIQUE DU POINT DE VUE DU

CONSOMMATEUR FINAL

Dans le cadre du renforcement du poste de Wiertz, étant donné l’impossibilité technique de renforcer le poste de Naples, Elia a demandé à Sibelga un transfert partiel des consommations locales du poste de Naples vers le poste de Wiertz. Aucun accord formel n’est à ce jour intervenu entre le gestionnaire de réseau de distribution et Elia. Une étude approfondie du réseau qui alimente le Pentagone, est en cours de réalisation en concertation entre le gestionnaire de réseau de transport régional et le gestionnaire de réseau de distribution. Cette étude établira la solution optimale du point de vue du consommateur final.

6.4.4 PLANNING DE REALISATION

Le planning de réalisation est repris au tableau 6.2 ci-après. Le renforcement du réseau du Pentagone est planifié au plus tôt en 2007 en fonction des résultats de l’étude commune réalisée en concertation avec le gestionnaire de réseau de distribution, dont l’état d’avancement est décrit à la section 6.3.1 ci-dessus. Tableau 6.2 : Planning des renforcements à l’horizon 2007

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


Les renforcements requis à l’horizon 2007 n’apportent pas de modification au fonctionnement en poches du réseau. Le fonctionnement général du réseau à l’horizon 2007 est semblable à celui du réseau de référence à l’horizon 2005.





7 Renforcement du réseau de transport régional à l’horizon 2013



Les pistes d’investissements à moyen terme sont le reflet de la poursuite du développement du réseau. Elles ont été explicitées et ont fait l’objet d’un avis favorable de la part du Service de Régulation de l’IBGE dans le cadre des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012. Elles sont basées sur la politique générale appliquée dans le cadre du développement du réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale, résumée au chapitre 4 et explicitée en annexe au chapitre 4. Dans le cadre du présent Plan d’Investissements, il est établi que : • toutes ces pistes d’investissement restent valides; • aucune nouvelle piste d’investissements ne s’avère nécessaire. Toutefois, étant donné le transfert de consommation du réseau 36 kV du poste de Woluwé vers le réseau 150 kV, la restructuration du réseau 36 kV visant à une configuration en poches 36 kV alimentées par les trois transformateurs 150/36 kV de Woluwé, Zaventem et Keiberg est postposée à long terme. Aucun renforcement de transformation 36 kV/MT n’est envisagé actuellement dans le réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale. Il est bien entendu que les renforcements sont basés sur les prévisions d’accroissement de consommation disponibles à ce jour. Des renforcements pourraient apparaître pour la même période lors d’un prochain Plan d’Investissements, suite à des accroissements de consommation qui ne sont pas encore annoncés à ce jour. Le tableau 7.1 ci-après reprend la liste indicative des investissements prévus après 2007. Tableau 7.1 : Liste indicative des investissements à l’horizon 2013


7.1 DESCRIPTION DU RESEAU A L’HORIZON 2013 La figure 7.2 ci-après illustre le fonctionnement du réseau de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale, à l’horizon 2013.





8 Maintien de la fiabilité du réseau 36 kV existant



En complément à l'entretien curatif dans le réseau, le gestionnaire de réseau veille à maintenir le réseau existant dans un état adéquat de fiabilité en évitant la dégradation de l'infrastructure. Dans cette optique, Elia a mis en place une stratégie visant à gérer au mieux, de façon préventive, les risques d’incidents. Elle se compose : • d’un programme de maintenance préventive; • de politiques de remplacement des éléments à fiabilité réduite.

8.1 LA MAINTENANCE PREVENTIVE SUR LE RESEAU D’ELIA L’entretien préventif est basé sur une fréquence d’inspection et d’entretien, propre à chaque type de matériel. Il permet également de suivre une série d’indicateurs traduisant l’état de fonctionnement et de vétusté de différents éléments du réseau, à court ou à moyen terme, dont notamment : • le suivi des transformateurs qui est réalisé sur base annuelle par une analyse

de l’huile contenue dans ceux-ci : cette analyse vise à mettre en évidence l’affaiblissement et/ou d’autres problèmes de fonctionnement interne des transformateurs; il en résulte, si nécessaire : − un suivi plus assidu du ou de transformateur(s) suspect(s); − des interventions sur le(s) transformateur(s) fragilisés(s); − le remplacement de transformateur(s) déficient(s);

• l’examen des câbles qui se base sur le nombre et la fréquence des défauts survenus sur la période des 10 dernières années : il fournit un indicateur de la qualité du câble et conduit éventuellement à son remplacement partiel ou total;

• une mesure des résistances de contact, du temps de déclenchement et de la synchronisation de déclenchement des trois pôles des disjoncteurs qui est effectuée lors de leur entretien, programmé tous les trois à cinq ans selon le type; en cas d’anomalie, leur réglage est réajusté;

• les protections qui sont également examinées lors de chaque entretien et des analyses d’incidents; le suivi des défauts de fonctionnement (non-fonctionnements et/ou fonctionnements intempestifs) conduit à une classification des éléments à fiabilité réduite selon les différentes actions à entreprendre : − mise hors service et remplacement sans délai; − remplacement au plus court terme, programmé en fonction des possibilités

de coupures des éléments du réseau; − remplacement lors de l’entretien ou d’un projet programmé.


8.2 LES POLITIQUES DE REMPLACEMENT D’ELIA Le Plan d’Investissements 2004-2011 a identifié sept types de politiques de remplacement pour le réseau 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale : • remplacement des disjoncteurs, dont le pouvoir de coupure devient

insuffisant; • remplacement des protections, dont la fiabilité n’est plus satisfaisante; • installation de verrouillages électriques dans les cellules 36 kV existantes du

type ouvert36; • amélioration du télécontrôle, dans les sous-stations 36 kV; • rénovation des cabines à moyenne tension; • rénovation d’équipements divers. Les travaux prévus dans le cadre de l’implémentation de la politique relative à la télécommande centralisée sont à ce jour terminés. Pour rappel, la description de chacune de ces politiques détaillée dans le Plan d’Investissements 2004-2011 est disponible à l’annexe au chapitre 8 du présent document. Par ailleurs, d’autres politiques qui n’ont pas été mentionnées explicitement dans les plans précédents sont également d’application. Par exemple : • la politique d’élimination progressive des équipements, qui ne font plus l’objet

d’un suivi de fabrication, et de recyclage en matériel de réserve de ces équipements spécifiques;

• la politique de remplacement des transformateurs : les transformateurs dont l’âge atteint la durée de vie technique font l’objet d’une étude visant à leur remplacement ou à la mise en œuvre d’une solution alternative, si cette dernière s’avère plus efficace;

• la politique de remplacement des câbles : les câbles dont l’âge atteint la durée de vie technique font l’objet d’une étude visant à leur remplacement ou à la mise en œuvre d’une solution alternative, si cette dernière s’avère plus efficace.

En général, du fait de l’augmentation de la performance des équipements standard, le remplacement de ces types d’équipement s’accompagne d’un accroissement de capacité; ce type d’investissement est ainsi repris dans le cadre du renforcement du réseau de transport régional. Dans un souci d’efficacité de la gestion du réseau, Elia développe par ailleurs une méthodologie visant à établir les priorités au sein des projets de remplacement du réseau et de protection de l’environnement. Cette méthodologie a pour objectif de déterminer les sous-stations dans lesquelles il faut travailler en priorité en fonction de l’importance des travaux, du risque de défaillance et de l’importance de la sous-station. L’annexe au chapitre 8 reprend les concepts relatifs à cette méthodologie. Cette méthodologie a fait l’objet d’une première mise en œuvre dans le cadre des installations à haute tension de type « poste » dans le réseau 36 kV de la

36 La dénomination « type ouvert » est utilisée par opposition à la dénomination « blindée ». Dans une cellule de « type

ouvert », chaque équipement est installé individuellement et les équipements sont connectés entre eux par des barres de cuivre. L’isolation est assurée par l’air. Le « blindé » est constitué de cellules pré-fabriquées compactes amenées d’une pièce sur site. L’isolation est assurée par du gaz ou des résines.


Région de Bruxelles-Capitale : les équipements visés sont les disjoncteurs, les transformateurs et les travées37. Cette méthodologie permet : • d’une part, d’établir, pour chaque installation, un score traduisant le niveau de

vétusté et le niveau d’importance stratégique de l’élément dans le réseau; les priorités de remplacement entre les différents éléments sont établies par comparaison des scores calculés;

• d’autre part, de déterminer un indice moyen de fiabilité du réseau à un terme donné et de déterminer la liste des équipements à remplacer afin de conserver une fiabilité constante.

Les résultats de cette analyse ont été confrontés avec les investissements de remplacement prévus dans le cadre des plans d’action résultant de la mise en œuvre des politiques de remplacement (par exemple, la politique d’encuvement des transformateurs) ou avec des observations relevées sur le terrain dans le cadre de la maintenance préventive (par exemple, l’observation de défauts répétés sur un équipement). A ce stade, les résultats ont été consolidés à l’horizon 2007. Une application plus large de la méthodologie à l’échelle de la Belgique permettra de déterminer les priorités à plus long terme. De même, le développement et l’application de cette méthodologie sera élargie à la gestion des priorités dans le cadre des installations auxiliaires de type «poste» (protections, verrouillages, télécontrôle) et des installations de type «liaison» (câbles). Les résultats de l’application de la méthodologie à ces types d’installation feront l’objet des prochains Plans d’Investissements. Pour ce plan, la liste des investissements de remplacement des installations auxilaires de type « poste » est encore établie sur base des critères développés dans le cadre de la maintenance préventive. La section 8.3 fournit, par politique : • une mise à jour de l’état d’avancement des investissements de

remplacement annoncés aux horizons 2003 et 2005 dans le cadre du Plan d’Investissements 2005-2012;

• la liste des investissements de remplacement planifiés à l’horizon 2007 dans le cadre de ce plan.

Pour rappel, par souci d’économie d’échelle, les investissements de remplacement sont prioritairement mis en œuvre dans les postes dans lesquels un renforcement de réseau est réalisé. Des projets isolés peuvent également être envisagés selon l’urgence des travaux. Cette contrainte a également été prise en considération dans la planification des investissements de remplacement retenus à l’horizon 2007.

37 Dans le cadre de cet exercice, une travée est considérée comme un seul élément indissociable en ses différents

composants.


8.3 MISE EN ŒUVRE DES INVESTISSEMENTS DE REMPLACEMENT Les tableaux 8.1 et 8.2 ci-après fournissent la mise à jour de l’état d’avancement des investissements de remplacement annoncés aux horizons 2005 et 2006 dans le cadre des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012. Ils montrent que le planning de réalisation a été scrupuleusement respecté. Seul un investissement fait l’objet d’un report : la rénovation de la cabine 11 kV de Schols, planifiée en 2006 et réalisée en coordination avec le gestionnaire de réseau de distribution est reportée en 2010 suite à des modifications de planification des travaux réalisés par ce dernier. Par ailleurs, tous les travaux prévus dans le cadre de la mise en œuvre de la politique d’amélioration de la télécommande centralisée sont à ce jour réalisés. Le tableau 8.3 ci-après reprend la liste des nouveaux investissements de remplacement planifiés à ce jour à l’horizon 2007. Dans le poste Voltaire, la mise en œuvre du renouvellement du poste 36 kV sera coordonnée avec la réalisation des investissements prévus dans ce poste. Ces investissements sont décrits respectivement au chapitre 6 du présent document. Dans le cadre de la rénovation de la cabine 5 kV de Point-Sud, les travaux nécessaires à l’amélioration du télécontrôle seront également réalisés. Tableau 8.1 : Mise en œuvre des investissements de remplacement annoncés à

l’horizon 2003 et 2005


Tableau 8.2 : Mise en œuvre des investissements de remplacement annoncés à

l’horizon 2006

Tableau 8.3 : Nouveaux investissements de remplacement planifiés à l’horizon 2007

8.4 SYNTHESE DE LA MISE EN ŒUVRE DES POLITIQUES DE

REMPLACEMENT Les figures 8.4 et 8.5 fournissent une image synthétique de la mise en œuvre des politiques de remplacement aux horizons 2006 et 2007, respectivement pour: • les projets annoncés dans les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-

2012; • les projets planifiés dans le cadre de ce plan.


Figure 8.4 : Mise en œuvre des politiques de maintenance à l’horizon 2006 (Investissements déjà planifiés

dans les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012


Figure 8.5 : Mise en œuvre des politiques de maintenance à l'horizon 2007 (Nouveaux investissements

planifiés dans le cadre de ce Plan d’Investissements)



9 Protection de l’environnement



A l'occasion de travaux dans les postes existants et pour toutes les nouvelles installations, toutes les mesures sont mises en œuvre pour réduire l'impact de nos installations sur l'environnement, en matière de : • bruit; • pollution du sol et des nappes phréatiques; • impact visuel; • élimination des équipements contenant des PCB38. Chacun de ces quatre secteurs environnementaux fait l’objet d’une politique qui a été décrite dans le Plan d’Investissements 2004-2011 et qui est reprise en annexe au chapitre 9.

9.1 MISE EN ŒUVRE DES POLITIQUES ENVIRONNEMENTALES Le tableau 9.1 ci-après fournit la mise à jour de l’état d’avancement de la mise en œuvre des politiques environnementales annoncées aux horizons 2005 et 2006 dans le cadre des Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012. Les travaux réalisés dans le cadre de l’élimination obligatoire des équipements contenant des PCB seront terminés à la fin de l’année 2005. Les politiques relatives au respect de l’environnement font actuellement l’objet d’une méthodologie visant à en déterminer les priorités. L’approche est similaire à celle développée pour les politiques de remplacement qui est décrite en annexe au chapitre 8. Dans les postes d’Elan et d’Héliport, la mise en œuvre des politiques environnementales sera coordonnée avec la réalisation des investissements prévus dans ces postes. Ces investissements sont décrits au chapitre 6 du présent document. Le tableau 9.2 ci-après reprend la liste des nouveaux investissements de remplacement planifiés à ce jour à l’horizon 2007.

38 Famille de composés organiques dénommés polychlorobiphényles.


Tableau 9.1 : Mise en œuvre des politiques environnementales annoncées à l’horizon 2006

Tableau 9.2 : Nouveaux investissements planifiés dans le cadre de la protection de l’environnement à

l’horizon 2007


9.2 SYNTHESE DE LA MISE EN ŒUVRE DES POLITIQUES

ENVIRONNEMENTALES Les figures 9.3 et 9.4 fournissent une image synthétique de la mise en œuvre des politiques environnementales aux horizons 2005-2006 respectivement pour : • les projets annoncés dans les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-

2012; • les projets planifiés dans le cadre de ce plan.


Figure 9.3 : Mise en œuvredes politiques environnementales à l’horizon 2006


Figure 9.4 : Mise en œuvre des politiques environnementales à l'horizon 2007



10 Objectifs en matière de fiabilité d’approvisionnement



10.1 LES INDICATEURS DE FIABILITE D’APPROVISIONNEMENT Les indicateurs de fiabilité utilisés au niveau international sont les suivants : • fréquence des interruptions de fourniture d’électricité

(interruption/consommateur); • durée moyenne des interruptions de fourniture d’électricité

(minute/interruption); • temps moyen d’interruption de fourniture d’électricité

(minute/consommateur). Pour rappel, le nombre d’incidents par an dans le réseau 36/30 kV induisant une perte de consommation est très limité : sur le territoire de la Région de Bruxelles-Capitale et sa périphérie, il est de l’ordre de 10 à 15 par an. Un indicateur de fiabilité basé sur des statistiques annuelles est très peu représentatif de l’évolution de la fiabilité du réseau. Aussi, Elia préconise un indicateur basé sur les statistiques des dernières années.

10.2 VALEUR CIBLE DES INDICATEURS DE FIABILITE

D’APPROVISIONNEMENT Elia s’engage à maintenir le réseau de niveau de tension 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale au niveau moyen de fiabilité d’approvisionnement observé au cours des années 1999 à 2003 pour le niveau de tension 36/30 kV du réseau géré par Elia. Les valeurs annuelles des indicateurs sont les suivantes : • fréquence des interruptions : 0,30/consommateur; • durée moyenne des interruptions : 58 minutes/interruption; • temps moyen d’interruption : 17,94 minutes/consommateur. Ces valeurs cibles sont en parfaite concordance avec les statistiques demandées et fournies dans le cadre du rapport annuel « Qualité des services du gestionnaire de transport régional ».



Conclusions & mise en œuvre du Plan d’Investissements



Le présent Plan d’Investissements est basé sur les hypothèses macroéconomiques de perspectives d’accroissement de consommation formulées par le Bureau fédéral du Plan39 et sur les hypothèses de production avancées dans le Programme Indicatif des moyens de Production 2005-2014. L’évolution du réseau 36 kV étant fortement influencée par la distribution des consommations locales, 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. Les perspectives d’évolution des consommations locales ont été mises à jour selon les dernières informations disponibles dans le cadre du présent plan, à savoir les données recueillies au printemps 2004. Le processus de planification est complexe : • D’une part, il prend en compte un grand nombre de sources d’incertitude liées

au marché. Elles sont liées principalement, dans le cadre du présent Plan d’Investissements, aux perspectives de consommation et à leur localisation.

• 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 A L’HORIZON 2007 La mise en œuvre des renforcements du réseau préconisés, dans le cadre de ce plan, par le gestionnaire de réseau en vue d’approvisionner le consommateur de façon continue et fiable, à l’horizon 2007 figure au tableau 10.1 ci-après. Le renforcement du réseau du Pentagone est planifié au plus tôt en 2007 en fonction des résultats de l’étude commune réalisée en concertation avec le gestionnaire de réseau de distribution.

Tableau 10.1 : Planning des renforcements du réseau à l’horizon 2007

39 Scénario de référence de l’étude BfP/PP95- Perspectives énergétiques pour la Belgique à l’horizon 2030 – BfP - juillet

2004 et Scénario BfP/MDE « Demande Maîtrisée de l’électricité » Elaboration d’une projection à l’horizon 2020 – BfP – juillet 2004


Les renforcements requis à l’horizon 2007 n’apportent pas de modification au fonctionnement en poches du réseau. Le fonctionnement général du réseau à l’horizon 2007 est semblable à celui du réseau de référence à l’horizon 2005. L’impact sur l’environnement et en termes d’aménagement du territoire des investissements envisagés dans le cadre du Plan d’Investissements 2006-2013 est limité : • les investissements envisagés dans les postes souterrains de Wiertz et Voltaire

ne présentent aucun impact visuel; • le poste de Drogenbos est situé à côté de la centrale de production, en zone

industrielle. Par ailleurs, 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. Du point de vue de la faisabilité technique, les investissements envisagés ne posent pas de difficulté particulière excepté l’installation éventuelle d’un poste 150 kV à Pachéco. Dans le cadre du renforcement du poste de Wiertz, étant donné l’impossibilité technique de renforcer le poste de Naples, Elia a demandé à Sibelga un transfert partiel des consommations locales du poste de Naples vers le poste de Wiertz. Aucun accord formel n’est à ce jour intervenu entre le gestionnaire de distribution et Elia. La concertation entre le gestionnaire de réseau de transport régional et le gestionnaire de réseau de distribution doit être poursuivie dans le cadre du renforcement du réseau qui alimente le Pentagone en vue de déterminer l’investissement représentant l'optimum économique pour l'utilisateur final.

RENFORCEMENTS DU RESEAU PREVUS A L’HORIZON 2013 L’horizon 2013 ne pas fait l’objet de nouvelles pistes de renforcement : les pistes indicatives définies dans le cadre du Plan d’Investissements 2004-2011 à l’horizon 2011 sont toujours valides à ce jour; elles restent néanmoins susceptibles d’être modifiées ou confirmées lors d’une future révision du Plan.

PROJETS RELATIFS A LA FIABILITE DU RESEAU EXISTANT, A

L’HORIZON 2007 Afin de maintenir le réseau 36 kV existant dans un état adéquat de fiabilité en évitant la dégradation de l'infrastructure, Elia a mis en place une stratégie visant à gérer au mieux les risques d’incident. Elle se compose : • d’un programme d’entretien préventif; • de politiques de remplacement des éléments à fiabilité réduite. L’entretien préventif est basé sur une fréquence d’inspection et d’entretien, propre à chaque type de matériel. Il permet également de suivre une série d’indicateurs traduisant l’état de fonctionnement et de vétusté de différents éléments du réseau, à court ou moyen terme.


Les politiques de remplacement en Région de Bruxelles-Capitale portent essentiellement sur : • le remplacement des disjoncteurs dont le pouvoir de coupure devient

insuffisant; • le remplacement des protections dont la fiabilité n’est plus satisfaisante; • l’installation de verrouillages électriques dans les cellules 36 kV existantes du

type ouvert40; • l’amélioration du télécontrôle des sous-stations 36 kV; • la rénovation des cabines à moyenne tension; • la politique de rénovation d’équipements divers. Les travaux prévus dans le cadre de l’implémentation de la politique relative à la télécommande centralisée sont à ce jour terminés. Par ailleurs, d’autres politiques qui n’ont pas été mentionnées explicitement dans les plans précédents sont également d’application. Par exemple : • la politique d’élimination progressive des équipements, qui ne font plus l’objet

d’un suivi de fabrication, et de recyclage en matériel de réserve de ces équipements spécifiques;

• la politique de remplacement des transformateurs : les transformateurs dont l’âge atteint la durée de vie technique font l’objet d’une étude visant à leur remplacement ou à la mise en oeuvre d’une solution alternative, si cette dernière s’avère plus efficace;

• la politique de remplacement des câbles : les câbles dont l’âge atteint la durée de vie technique font l’objet d’une étude visant à leur remplacement ou à la mise en oeuvre d’une solution alternative, si cette dernière s’avère plus efficace.

En général, du fait de l’augmentation de la performance des équipements standard, le remplacement de ces types d’équipement s’accompagne d’un accroissement de capacité; ce type d’investissement est ainsi repris dans le cadre du renforcement du réseau de transport régional. Par souci d’économie d’échelle, ces travaux sont prioritairement mis en œuvre dans les postes dans lesquels un renforcement de réseau est réalisé. Des projets isolés peuvent également être envisagés selon l’urgence des travaux. Dans un souci d’efficacité de la gestion du réseau, Elia développe par ailleurs (avec un soutien universitaire) une méthodologie visant à établir les priorités dans la mise en œuvre de ces politiques. Cette méthodologie a fait l’objet d’une première mise en œuvre dans le cadre des installations de type « poste » à haute tension dans le réseau 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale. Les résultats de cette analyse ont été confrontés avec les investissements de remplacement prévus dans le cadre de la mise en œuvre des politiques de remplacement déjà établies (par exemple, la politique d’encuvement des transformateurs) ou des observations relevées sur le terrain dans le cadre de la

40 La dénomination « type ouvert » est utilisée par opposition à la dénomination « blindée ». Dans une cellule « type

ouvert », chaque équipement est installé individuellement et les équipements sont connectés entre eux par des barres de cuivre. L’isolation est assurée par l’air. Le « blindé » est constitué de cellules préfabriquées compactes amenées d’une pièce sur site. L’isolation est assurée par du gaz ou des résines.


maintenance préventive (par exemple, l’observation de défauts répétés sur un équipement). A ce stade, les résultats ont été consolidés à l’horizon 2007. Une application plus large de la méthodologie à l’échelle de la Belgique permettra de déterminer les priorités à plus long terme. De même, le développement et l’application de cette méthodologie sera élargie à la gestion des priorités dans le cadre des installations auxiliares de type « poste » (protections, verrouillages, télécontrôle) et des installations de type « liaison » (câbles). Les résultats de l’application de la méthodologie à ces types d’installation feront l’objet des prochains Plans d’Investissements. Dans le cadre de ce plan, la liste des investissements auxiliaires est établie sur base des critères développés dans le cadre de la maintenance préventive. Le tableau 10.2 ci-après reprend la liste mise jour des postes dans lesquels des investissements en matière de maintien de la fiabilité du réseau sont prévus à l’horizon 2007 et fait le point sur l’état d’avancement des travaux. Tableau 10.2 : Mise à jour et état d’avancement des investissements en matière de maintien de la fiabilité

du réseau prévus dans le cadre de renforcements du réseau à l’horizon 2007


PROJETS RELATIFS A LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT, A L’HORIZON 2007

Toutes les mesures sont mises en œuvre pour réduire l'impact de nos installations sur l'environnement. Les principaux impacts pris en compte dans le cadre de ce plan sont : • le bruit; • la pollution du sol et des nappes phréatiques; • l’impact visuel. Par souci d’économie d’échelle, les travaux sont prioritairement mis en œuvre dans les postes dans lesquels un renforcement de réseau est réalisé. Des projets isolés peuvent également être envisagés selon l’urgence des travaux. Les mêmes mesures sont appliquées dans le cadre de toute nouvelle installation. Le tableau 10.3 ci-après reprend la liste mise à jour des postes dans lesquels des investissements en matière de protection de l’environnement sont prévus à l’horizon 2006 et fait le point sur l’état d’avancement des travaux. Les travaux réalisés dans le cadre de l’élimination obligatoire des équipements contenant des PCB seront terminés à la fin de l’année 2005. Tableau 10.3 : Mise à jour et état d’avancement des investissements en matière de protection de

l’environnement prévus dans le cadre de renforcements du réseau à l’horizon 2007


OBJECTIFS EN MATIERE DE DUREES DE PANNES, DE

PERTURBATIONS SUR LE RESEAU ET D’OBLIGATIONS

ENVIRONNEMENTALES Les indicateurs de fiabilité utilisés au niveau international sont les suivants : • fréquence des interruptions de fourniture d’électricité

(interruption/consommateur); • durée moyenne des interruptions de fourniture d’électricité

(minute/interruption); • temps moyen d’interruption de fourniture d’électricité

(minute/consommateur). Elia s’engage à maintenir le réseau de niveau de tension 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale au niveau moyen de fiabilité d’approvisionnement observé au cours des quatre dernières années pour le niveau de tension 36/30 kV du réseau belge. Les valeurs annuelles des indicateurs sont les suivantes : • fréquence des interruptions : 0,30/consommateur; • durée moyenne des interruptions : 58 minutes/interruption; • temps moyen d’interruption : 17,94 minutes/consommateur.

Documents

PI_2006-2013_RBC_fr_def_HR