SORTIR DU NUCLEAIRE EN BELGIQUE : AVEC QUEL

SORTIR DU NUCLEAIRE
EN BELGIQUE :
AVEC QUEL
APPROVISIONNEMENT
EN ELECTRICITE
EN 2015 ?
Dr. Julien Vandeburie, conseiller politique Ecolo et chercheur-associé à
Etopia
Décembre 2011
www.etopia.be
111111
Page 1 sur 11
In t ro d u c t io n
Un sondage Ipsos réalisé pour le compte de Greenpeace en novembre 2011 révélait que
66% des belges estiment que la fermeture des trois plus vieux réacteurs nucléaires (Doel 1
& 2, Tihange 1) d’ici 2015 est une bonne chose. Ils sont même 61% à soutenir une sortie
totale du nucléaire d’ici 2025 soit comme prévu dans la loi de 2003, alors qu’ils n’étaient
que 37 % lors d’un précédent sondage en 2009.
Le Gouvernement Di Rupo a par ailleurs décidé de maintenir le planning initial de
fermeture des réacteurs nucléaires et d’élaborer dans les 6 mois de son installation un plan
d’équipement en nouvelles capacités.
En 2007, la CREG a réalisé une étude (n°715 du 17 septembre 2007) relative à la souscapacité de production d’électricité en Belgique. Cette étude montrait un déficit d’unités de
production pour assurer la demande de pointe. Une mise à jour de cette étude a été réalisée
le 16 juin 2011(étude 1074).
La sortie progressive du nucléaire implique de résoudre deux problèmes : 1) disposer de
capacités de production pour répondre à la demande annuelle d’électricité et 2) disposer
de suffisamment d’unités de production pour assurer la demande de pointe.
La présente note vise à apporter les éclairages nécessaires et les solutions que les
écologistes apportent aux enjeux relatifs à la sortie progressive du nucléaire en Belgique.
Evolution du parc de production belge jusque 2011
Total (MW)
25.000
20.000
15.000
10.000
Figure1. Evolution du parc de production électrique belge.
Sources : FEBEG (jusque 2008) et CREG (étude 1113).
Projeté fin 2015
mi 2011
2010
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
0
1991
5.000
1990
1.1
L’ a p p ro v isio n n emen t en élec t ric i t é su r la p ér io d e 20 1 0 -20 2 0
MW installés
1
222222
Page 2 sur 11
Année
Unités de production d'électricité
1990
13.400
1991
13.335
1992
13.284
1993
13.325
1994
14.233
1995
14.250
1996
14.226
1997
14.066
1998
14.773
1999
14.924
2000
15.230
2001
15.112
2002
15.137
2003
15.201
2004
15.231
2005
15.602
2006
15.762
2007
15.807
2008
15.786
2010
mi 2011
Autoproducteurs
750
762
754
728
666
666
625
627
622
645
442
416
409
408
403
494
498
573
974
Total (MW)
14.150
14.097
14.038
14.053
14.899
14.916
14.851
14.693
15.395
15.569
15.672
15.528
15.546
15.609
15.634
16.096
16.260
16.380
16.760
18.284
19.627
Tableau 1. Unités de production d’électricité. Sources : FEBEG & CREG.
Il ressort de l’inventaire (données CREG, étude 1113 du 13 octobre 2011) que la capacité
installée fin 2010 s’élevait à quelques 18.284 MW et que mi-2011, cette capacité atteignait
19.627 MW, c'est-à-dire 1.343 MW en plus, soit 2 TGV de 420 MW (Tessenderlo et
Marcinelle) et un grand nombre d’installations PV et éolien onshore, compensés par
quelques mises hors service.
La répartition du parc belge mi 2011 est la suivante :
Type unité/combustible
RBC
Flandre
Wallonie
Offshore
Cogénération fossile
25
1178
342
Centrale thermique
classique
212
198
Hydraulique
1
110
Nucléaire
2910
3016
Autres (incinérateur, etc.) 63
3132
614
Pompage turbinage
1308
Photovoltaïque
6
977
87
Centrale à cycle combiné
(TGV)
2745
1775
Eolien offshore
197
Eolien onshore
264
468
Total
94
11419
7917
197
Tableau 2. Répartition du parc de production belge à la mi 2011. Source : CREG.
Total
1545
410
111
5926
3809
1308
1070
4520
197
731
19627
333333
Page 3 sur 11
Notons que le parc belge est ancien :
4500
4000
Capacité (MW)
3500
3000
2500
1827
2000
0
1500
1000
0
2288
2069
1494
1160
500
964
0
0
0
<10
0
4099
136
340
0
0
10 à 15 15 à 20 20 à 25 25 à 30 30 à 35 35 à 40 40 à 45 45 à 50
Age des unités production début 2011 (années)
Autres
Centrales nucléaires
Figure 2. Age des unités en production. Source : CREG, étude 1074.
La production de ce parc est théoriquement la suivante (tableau 3).
Type unité/combustible
Cogénération fossile
Centrale thermique classique
Hydraulique
Nucléaire
Autres (incinérateur, etc.)
Pompage turbinage
Photovoltaïque
Centrale à cycle combiné (TGV)
Eolien offshore
Eolien onshore
Total min
Total max
Puissance installée (MW)
1545
410
111
5926
3809
1308
1070
4520
197
731
19627
19627
Production (TWh)
8,50
0,82
0,97
44,45
7,62
2,62
0,91
24,86
0,52
1,61
92,86
101,90
Tableau 3. Production théorique attendue du parc belge en 2011. Heures de fonctionnement sur base
des hypothèses CREG. La différence entre l’estimation minimale et maximale réside dans le nombre
d’heures de fonctionnement de toutes les TGV : 5500 dans le cas minimum, 7500 dans le cas
maximum, c’est-à-dire dans le cas où les TGV sont exploités pour fournir la production de base.1
1
Heures de fonctionnement ; Cogénération : 5500 heures ; centrales thermiques classiques : 2000
heures ; Hydraulique : 8760 heures ; Nucléaire : 7500 heures ; Pompage turbinage : 2000 heures ;
Photovoltaïque : 850 heures ; Centrales TGV : 7500 heures ; Eolien offshore : 2600 heures ; Eolien onshore :
2200 heures ; Autres : 2000 heures.
444444
1.2
Page 4 sur 11
Evolution future du parc de production
L’étude 1074 (juin 2011) et l’étude 1113 (octobre 2011) de la CREG font le constat qu’en
Belgique, il est quasi impossible de dresser une liste absolument exhaustive et consolidée
des capacités de production. Par ailleurs les mises hors service ne sont pas communiquées
au régulateur qui ne peut dès lors les prendre en compte pour assurer la sécurité
d’approvisionnement. Il est toutefois possible de dresser une liste suffisamment solide.
L’évolution projetée fin 2015, même compte tenu de la fermeture des trois plus anciens
réacteurs, illustre une capacité installée en hausse :
Mi 2011
Projeté fin 2015
19.627 MW
21.550 MW
Type unité/combustible (MW)
Cogénération fossile
Centrale thermique classique
Hydraulique
Nucléaire
Autres (incinérateur, etc.)
Pompage turbinage
Photovoltaïque
Centrale à cycle combiné
(TGV)
Eolien offshore
Eolien onshore
Total
RBC
25
64
Flandre
1275
212
1
2044
3170
6
1577
Wallonie
342
198
110
2096
634
1308
687
2745
2225
Offshore
932
94
451
11419
1448
7917
932
Total
1642
410
111
4140
3868
1308
2270
4970
932
1899
21550
Tableau 4. Projections du parc de production belge fin 2015 (soit après la fermeture des trois plus anciens réacteurs
nucléaires) sur base de l’étude 1113 de la CREG. Hypothèses : mise en service programmées figurant dans l’annexe B
de l’étude 1113 de la CREG (soit entre autres 735 MW offshore et 187 MW éolien onshore en Région flamande mais
aussi réalisation de la TGV de Manage-Seneffe (450 MW)) et deux années de développement éolien en Région
wallonne (soit, pour atteindre les objectifs fixés par le Gouvernement wallon, 980 MW).
Cette liste comporte donc des réserves car la capacité de production en matière d’unités
utilisant des sources d’énergie renouvelables est fortement sous-évaluée.
Type unité/combustible
Puissance installée (MW)
Production (TWh)
Cogénération fossile
1642
9,03
Centrale thermique classique
410
0,82
Hydraulique
111
0,97
Nucléaire
4140
31,05
Autres (incinérateur, etc.)
3868
7,74
Pompage turbinage
1308
2,62
Photovoltaïque
2270
1,93
Centrale à cycle combiné (TGV) 4970
27,34
Eolien offshore
932
2,45
Eolien onshore
1899
4,18
Total
21550
98,06
Tableau 5. Production estimée en 2015 sur base des hypothèses du tableau 4 avec les TGV fonctionnant en base.
555555
1.3
Page 5 sur 11
L’évolution de la consommation
Entre 2000 et 2007 (dernière année de plus grosse consommation), l’augmentation a été de
7%, soit annuellement 0,95%. Le taux de croissance annuel entre 2000-2010 a lui été de
0,37%.
Simulation de la demande
La CREG a utilisé dans son étude le scénario haut du projet de plan de développement
2011-2020 d’Elia, soit une augmentation de 20% d’ici 2020 (ou de 1,8% annuellement) de la
consommation, sans mesures URE. Notons que le scénario bas du projet de plan de
développement 2011-2020 d’Elia table sur une augmentation de la consommation
d’électricité de 0,4% par an. Nous avons utilisé l’estimation de l’étude Perspectives
énergétiques pour la Belgique à l’horizon 2030 du Bureau du Plan (novembre 2011) soit une
augmentation de 0,7% par an.
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Taux
annuel
93,3
95
96,8
98,7
100,6
102,5
104,4
1,80%
89,0
0
89,36
89,71
90,00
90,36
0,40%
87,00
87,61 88,22 88,00 88,62 89,24
89,0 89,62 90,25 90,00
Tableau 6. Hypothèses de croissance de la consommation d’électricité entre 2011 et 2020.
Sources : Elia et Bureau du Plan.
90,63
0,70%
TWh
2010 2011
2012
2013
Hypothèse Elia haute (électricité appelée)
87
88,3
89,8
91,5
Hypothèse Elia basse (électricité appelée)
87,00
87,35
87,70
88,00
88,35 88,71
Hypothèse Bureau du Plan, novembre 2011 (électricité appelée)
Les capacités de production disponibles en Belgique sont donc capables de fournir
l’ensemble de la demande exprimée en Belgique puisque la production attendue en 2015
est estimée à 98 TWh. Le recours à des importations ne répond dès lors qu’à des impératifs
économiques, des unités aux coûts de revient moins élevés et des capacités de transport
étant disponibles.
1.4
Le pic de consommation d’électricité en Belgique
Sur base des données fournies par le gestionnaire du réseau de transport (GRT), ELIA, qui
est chargé de réguler l’équilibre du réseau électrique de haute tension en Belgique, les pics
de consommation ont été les suivants :
Date et heure du pic de consommation
Puissance nécessaire
2010
1er décembre entre 17.45 et 18.00
13.845 MW
2009
8 janvier entre 18.00 et 18.15
13.531 MW
2008
16 janvier entre 17.45 et 18.00
13 435 MW
2007
17 décembre vers 18h
14 040 MW
2006
2 février vers 18h30
13 702 MW
2005
15 décembre entre 17.45 et 18.00
13 303 MW
666666
Page 6 sur 11
2004
27 janvier entre 17.45 et 18.00
12 446,8 MW
Tableau 7. Les pics de consommation d’électricité en Belgique entre 2004 et 2010. Source: ELIA
La CREG remarque que la gestion de la pointe est difficile dans un marché libéralisé
comme le nôtre. Par ailleurs, les multiples interconnexions élargissent le problème de la
pointe à une échelle qui est au-delà de notre pays.
Nous avons employé dans nos précédentes analyses une marge de réserve de 21%, comme
dans l’étude prospective électricité. La CREG emploie le LOLE (Loss Of Load Expectation)
qui est un critère de fiabilité en matière de fonctionnement du réseau électrique.
L'expression de cette grandeur sous forme d'une probabilité plutôt que d'un nombre
d'heures par an est appelée le LOLP (Loss of Load Probability)2.
Aujourd’hui, la capacité de production installée en Belgique est de 19.627 MW. Si on
applique un coefficient (très conservateur) de disponibilité de l’éolien lors des pointes de
consommation (10% - chiffre retenu par la Elia) et d’indisponibilité totale du
photovoltaïque, on parvient à 17.721 MW. Il n’y a donc aucun problème lorsque toutes les
unités fonctionnent (voir tableau 5).
Cependant, des problèmes divers peuvent survenir (entretiens, accidents, incidents –
comme par exemple un incendie dans un bâtiment annexe à Doel 4 en décembre 2010 et
dès lors un réacteur de 1039 MW qui devient de suite indisponible). La marge de réserve3
retenue par le SPF Economie dans son étude sur les perspectives en électricité 2008-2017 est
de 21% (11% d’indisponibilité sur base des chiffres 2005-2007, 5% pour les contraintes de
services d’Elia, 5% de marge pour imprévus). Sur base des chiffres de pics de
consommation qui précèdent, en 2010, 16.752,5 MW qui étaient nécessaires pour assurer le
quart d’heure de pointe extrême avec une marge de sécurité de 21% (soit 13 845 MW *
1,21). Pas de problème puisque 16 752,5 MW restent inférieurs à 17 721 MW.
Pic de consommation et capacité de production projetée en 2015
On peut raisonnablement considérer une capacité de production projetée en 2015 de 21 550
MW. En extrapolant la demande de pointe en 2015 sur base des pointes de l’année 2010
avec une augmentation annuelle de 0,7 % et sur base d’une marge de réserve de 21% (et
également de capacités éoliennes disponibles à seulement 10% et le photovoltaïque
totalement indisponible), le risque de manque de capacité est possible durant 128 heures
soit 1,4% de l’année. Ce scénario est pessimiste à plusieurs titres, entre autres :
2
Critères de fiabilité SRM = System Reserve Margin: cette réserve correspond au rapport entre la
capacité totale nette installée (dont on déduit 90% de la capacité des RES intermittentes) et la demande
brute de pointe. Elle est utilisée comme critère de fiabilité dans le modèle PRIMES. Ainsi, ce rapport a été
fixé à 21% pour la Belgique (et les pays limitrophes) dans l'étude EPE 2008. Cela signifie que pour
préserver la fiabilité du système, la capacité installée doit dépasser de 21% la demande de pointe.
Critère de fiabilité LOLE = la valeur choisie pour le LOLE détermine le niveau de risque de
défaillance accepté (en rapport aux consommations exceptionnelles de pointe) en ce qui concerne la
couverture de la demande d'électricité et, par conséquent, le niveau de sécurité d'approvisionnement en
électricité souhaité.
3
Cette marge de réserve, dénommée en anglais « system reserve margin », correspond au rapport
entre la capacité totale nette installée et la demande brute de pointe. Elle découle de la marge nécessaire
pour compenser l’indisponibilité moyenne des centrales durant l’hiver, d’une marge attribuée aux
« services système » d’Elia et d’une marge pour faire face aux fluctuations aléatoires de la charge (par
exemple, liées à des vagues de froid) et de la production (par exemple, dues à une indisponibilité de la
production supérieure à la moyenne).
777777
Page 7 sur 11
- il implique qu’aucune procédure n’est mise en place pour permettre au GRT de faire des
appels d’offre pour capacités en pointe (cfr. section 2),
- il ne prend pas en compte la mise en service de nouvelles unités de production par des
investisseurs privés, dont on peut raisonnablement penser que l’intérêt à les construire sera
plus important si la sortie du nucléaire est confirmée,
- il ne prend pas en compte les possibilités offertes par un renforcement une meilleure
gestion des réseaux d’électricité (dits réseaux intelligents).
- il implique de ne prendre aucune nouvelle mesure pour réduire la consommation
d’électricité (par exemple, sortie du chauffage électrique, amélioration de l’isolation et du
chauffage du bâti et donc réduction de l’utilisation de chaufferettes électriques, mesures
d’incitation à la réduction de consommation industrielle, …)
1.5
Importations et exportations d’électricité
Importatrice d’électricité entre 1994 et 1996 et ensuite entre 2000 et 2008, la Belgique est
redevenue exportatrice nette d’électricité en 2009 (1.800 GWh).
En 2010, le solde final de la balance importations/exportations est très légèrement en faveur
des importations (1,1 TWh). La hausse des importations et la diminution des exportations
à certaines périodes de l’année (en décembre notamment) sont en grande partie imputables
à la mise à l’arrêt temporaire d’unités nucléaires4 5.
Concernant plus particulièrement les flux d’importations et d’exportations, ceux-ci
répondent davantage à la nécessité d’offrir les meilleurs prix pour l’électricité.
En effet, plutôt que de faire fonctionner une unité à coût de revient élevé chez nous, il est
plus intéressant économiquement d’importer de l’électricité de la part d’une unité
disponible au-delà de la frontière pour diminuer les coûts de vente de l’électricité. Les flux
d’importations et d’exportations représentent ainsi pas loin de 25% du volume total
d’électricité consommé en Belgique. Notons que dans chaque scénario développé dans
l’étude Perspectives énergétiques pour la Belgique à l’horizon 2030 du Bureau du Plan
(novembre 2011) comporte un volume d’importations de plusieurs TWh.
Consommation (électricité appelée) = production + importations – exportations –
autoconsommation (+ pompage)
2007: 90,1 TWh
imports: 6,6 TWh
2008: 91,4 TWh
imports: 10,5 TWh
2009: 86,0 TWh
exports: 1,8 TWh
2010: 87,2 TWh
imports: 1,1 TWh
Tableau 8. Consommation et importations/exportations. Source : Synergrid.
4
Source : Synergrid. Pour décembre 2010, il s’agit de Doel 4, victime d’un arrêt suite à un incendie.
5
Source : Synergrid. Ces mises à l’arrêt sont soit programmées (entretien, rechargement en
combustibles, soit imputables à des ‘incidents’
888888
2
Page 8 sur 11
Les p ro p o sit io n s éc o lo g ist es p o u r g a ra n t ir
l’ a p p ro v isio n n em en t en é lec t ric it é et la g est io n d u p ic d e
c o n so mma t io n
Dans le marché libéralisé belge, bien que la gestion de l’approvisionnement de pointe soit
du ressort du gestionnaire de réseau de transport, force est de constater que ce sont les
producteurs d’électricité qui décident – en fonction des prix sur le marché belge et sur les
marchés voisins – de faire tourner ou non certaines unités de pointe. Par ailleurs, dans un
tel marché libéralisé, rien n’incite les producteurs d’électricité à investir dans des unités de
pointe qui ne produiront que quelques jours voire quelques heures par an et qui, par
ailleurs pour des raisons économiques, peuvent être remplacées par une production
supplémentaire d’unités situées dans des pays voisins.
2.1
Prolongation de centrales thermiques suite à leur conversion à la biomasse
La CREG souligne que la vitesse de mise hors service d’anciennes centrales classiques a été
accélérée depuis 2005. La mise en réserve d’anciennes centrales thermiques (Ruien 5 & 6,
Awirs 5 et Langerlo) permettrait de maintenir une capacité supplémentaire de réserve de
près de 1400 MW.
2.2
Mise en place d’une procédure d’autorisation de fermeture temporaire ou définitive
La loi de 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité aurait du, selon nous, et
comme proposé par la CREG, être complétée, dans le cadre de la transposition du « 3e
paquet Energie », par un article stipulant que :
La mise à l’arrêt définitive ou temporaire d’une installation de production d’électricité est soumise à
l'octroi préalable d'une autorisation délivrée par le ministre sur proposition de la CREG.
Les critères d'octroi de l’autorisation de mise à l’arrêt devraient notamment porter sur la
sécurité d’approvisionnement et l’équilibrage du réseau. En effet, une décision de
fermeture est prise en fonction de critères économiques et stratégiques propres au
producteur. Ceux-ci peuvent différer des priorités du réseau ou du pays.
2.3
La possibilité pour GRT (Elia) de s’engager dans certaines activités de production
Egalement dans le cadre de la transposition du « 3e paquet Energie », l’article 19 de la loi
de 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité devrait selon nous et comme
proposé par la CREG être modifié pour stipuler que le gestionnaire de réseau de transport
(Elia) puisse s’engager dans certaines activités de production afin de produire lui-même
ses réserves pour l’équilibre de son réseau (en cas de pic de consommation notamment) et
pour compenser les pertes sur celui-ci.
Il faut en effet bien distinguer deux types de production d'électricité. D’une part, la
production en vue de la vente qui doit rester interdite aux gestionnaires de réseaux car elle
serait de nature à créer des conflits d'intérêt et une concurrence déloyale. D’autre part, la
production pour les besoins propres des réseaux. Permettre ce dernier type de production
revient à optimiser le processus d'achat tant de l'énergie que de services auxiliaires.
999999
Page 9 sur 11
Si Elia achète (ou loue) un équipement de production, contracte un service de maintenance
et d'exploitation de cet outil, cela entraînera par ailleurs une baisse des tarifs liée au fait
que le gestionnaire de réseau paiera dans ce cas uniquement les coûts réels des opérations
(comme l’exploitation des machines) et non pas le prix de vente sur le marché belge de
l'électricité6. Pour permettre des économies d'échelles et optimiser l'ensemble des tarifs, il
est utile que ces moyens de production soient le cas échéant autorisés, par la mise en
œuvre de synergies, à diminuer les coûts d'autres gestionnaires de réseaux régulés (GRD
électricité)7.
Dans le système actuel, Elia dispose de réserves additionnelles de 1500 MW (auprès
d’ELB). Elia dispose en outre d’une réserve secondaire de 137 MW et d’une réserve
tertiaire de 400 MW mais également d’une réserve ultime de 97 MW8 plus la possibilité de
débrancher des clients industriels pour 250 MW9. Tout ceci coûte 150 millions d’euros par
an.
2.4
La mise en place d’une procédure d’appel d’offre pour le GRT
Considérant les points précédents, une procédure d’appel d’offres devrait selon nous être
prévue dans la loi électricité de 1999 pour permettre à Elia de faire l’acquisition (achat ou
solution leasing) d’un site de production d’électricité déjà existant ou à construire. Cette
nouvelle disposition devrait se baser sur l’article 5 de la loi électricité de 1999, et prévoir
notamment un régime d’incitations.
Par exemple, la construction à la côte d’une ou deux TGV pour balancer les parcs éolien
devrait être envisagée. Ce projet serait sous la forme d’un joint-venture entre Elia et Fluxys.
Chacun des acteurs pourrait équilibrer son réseau respectif.
2.5
La diminution de la demande
Pour rappel, le GEMIX faisait le vœu d’un scénario de consommation de 93 TWh en 2020
(mesures additionnelles en matière d’efficacité énergétique). La sortie du chauffage
électrique en Belgique permettrait d’économiser environ 3 TWh, ce qui compense une
augmentation de la consommation d’électricité suite à l’introduction des pompes à chaleur,
estimée à 1,5 TWh à l’horizon 2020. Cette diminution de consommation aura aussi un effet
similaire sur la demande de pointe.
Par ailleurs, même si cela date un peu et à défaut d’analyses plus récentes, le bureau ESTER estimait en 200510 que la Belgique pouvait épargner à très court terme 9,5 TWh en
prenant diverses mesures d’efficacité énergétique.
6
Prix de vente qui comporte la marge bénéficiaire du producteur.
7
In « Etude CREG de novembre 2010 relative aux modifications à apporter à la loi du 29 avril 1999
relative à l’organisation du marché de l’électricité en vue d’améliorer le fonctionnement et le suivi du
marché de l’électricité et conformément à la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du
13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la
directive 2003/54/CE ».
8
Cette réserve ultime sert à faire face à une gigantesque panne dans un des pays du réseau
européen.
9
Ceci n’a pas d’impact sur les capacités prises en compte dans nos calculs.
10
E-STER (2005) Potential of short-term energy efficiency and energy saving measures in Belgium.
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Annexe 1. Définitions préalables issues du règlement européen 1099/2008 concernant les
statistiques de l’énergie.
Production brute d’électricité: c’est la somme des énergies électriques produites (y compris
l’accumulation par pompage) par l’ensemble des groupes générateurs concernés, mesurée
aux bornes de sortie des génératrices principales.
Production nette d’électricité: elle est égale à la production brute d’électricité diminuée de
l’énergie électrique absorbée par les équipements auxiliaires et des pertes dans les
transformateurs principaux.
Énergie fournie : somme des énergies électriques nettes produites par toutes les centrales
du pays, diminuée des quantités absorbées simultanément par les pompes à chaleur, les
chaudières électriques à vapeur, le pompage et diminuée ou augmentée des quantités
d’énergie électrique exportées vers l’étranger ou importées de l’étranger.
Consommation du secteur énergie : la consommation propre des centrales, l’énergie
absorbée par le pompage, la consommation des pompes à chaleur et la consommation des
chaudières électriques sont exclues.
Source : Manuel sur les statistiques de l’énergie (AIE, Eurostat)
Annexe 2 : Les définitions de l’Etude Prospective Electricité
Pertes = déperditions physiques d’électricité, dans les réseaux électriques principalement
par effet Joule (voir glossaire de l’EPE)
Production brute = production d’électricité d’une centrale, en ce compris la part couvrant
ses propres besoins (voir glossaire de l’EPE)
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Production nette = production d’électricité d’une centrale, décompte fait de la part
couvrant ses propres besoins. C’est la production effectivement injectée sur le réseau. (voir
glossaire de l’EPE)
Demande en électricité = Approvisionnement du réseau = Energie appelée sur le réseau =
quantité d’énergie électrique produite par les centrales ainsi que la quantité d’énergie
électrique absorbée pour le pompage et augmentée (ou diminuée) de la quantité d’énergie
électrique importée de l’étranger (ou exportées vers l’étranger).
L’énergie appelée sur le réseau correspond à la consommation totale observée augmentées
des pertes en ligne (sur les réseaux de transport et de distribution). (cf. p. 115 note de bas
de page)
Consommation finale d’électricité = énergie appelée moins les pertes sur les réseaux et
moins la consommation de la branche énergie. (cf. p. 116 note de bas de page)
2009
ELECTRICITE (GWh)
Production brute totale
1
(=)
91 225
Consommation propre des centrales
2
(-)
3 702
Production nette totale
3
(=)
87 523
Importations
4
(+)
9 486
Exportations
5
(-)
11 321
Consommation des pompes à chaleur
6
(-)
Consommation des chaudières
électriques
7
(-)
Energie absorbée par le pompage
8
(-)
Energie utilisée pour la production
d’électricité
9
(-)
Approvisionnement du réseau
10
(=)
83 806
Pertes de distribution
11
(-)
4 065
Consommation totale (calculée)
12
(=)
79 741
Différence Statistique
13
79
Consommation totale (observée)
14
79 662
Secteur Energie
15
2 407
Total Secteur Industrie
16
32 676
Secteur Transports
17
1 762
dont: Transport ferroviaire
18
1 651
Transport par conduites
19
111
Non-specifiés
20
Secteur Résidentiel
21
20 210
Secteur Commerce et Services
publics
22
21 476
Agriculture/Sylviculture
23
1 023
Pêche
24
5
Non spécifiés ci-dessus
25
103
1 882