Study on the functioning and price evolution of the Belgian wholesale electricity market - monitoring report 2017

Résumé

Les principales conclusions de ce rapport de monitoring annuel (rapport en anglais) sont:

  • Pour la quatrième année consécutive, la charge du réseau Elia, qui représente une valeur approximative de la consommation belge d’électricité, était d’environ 77 TWh en 2017. Ce volume correspond à environ 6 % de la consommation totale dans la région centre-ouest de l’Europe (Belgique, Pays-Bas, Luxembourg, France, Allemagne et Royaume-Uni). La stabilisation du prélèvement d’électricité en Belgique a succédé à une baisse continue depuis 2007. Concomitamment, la quantité estimée d’électricité produite à partir d’énergie solaire s’est stabilisée à 3 TWh en 2017, soit un niveau comparable à celui enregistré en 2015 et 2016.
  • L’impact des éoliennes sur la demande de pointe résiduelle est analysé brièvement dans une rubrique spéciale consacrée à la consommation d’électricité. Il ressort de cette analyse qu’une capacité éolienne accrue ne fait diminuer que légèrement le besoin en capacité de pointe. Par contre, une capacité éolienne accrue permet de réduire fortement le nombre d’heures durant lesquelles cette capacité de pointe est nécessaire pour répondre à la demande en électricité. En 2017, la capacité éolienne déjà installée a fait baisser de plus de 50 % le nombre d’heures de fonctionnement de la capacité de pointe. Cette situation dégage des opportunités pour la capacité de pointe qui ne peut être activée que durant un nombre limité d’heures par an (comme la gestion de la demande et les générateurs de secours).
  • Le prix moyen sur le marché day-ahead belge était de 44,6 €/MWh en 2017. Ce prix était comparable à celui enregistré en France (45,0 €/MWh) et supérieur à celui relevé aux Pays-Bas (39,3 €/MWh) et en Allemagne (34,2 €/MWh). Des écarts de prix similaires avaient été observés en 2016. Le prix moyen sur le marché forward de la fourniture était de 37,3 €/MWh en 2018. Ce prix était supérieur de 1 €/MWh en moyenne à celui constaté en France et inférieur de 1 €/MWh environ à celui noté aux Pays-Bas. Avec 32,4 €/MWh, l’Allemagne présentait un prix de 5 €/MWh moins cher en moyenne.
  • Les écarts de prix importants observés entre les pays cités s’expliquent en partie par la trop grande inefficacité du couplage de marché day-ahead, compte tenu de nombreuses limitations causées sur le réseau allemand, mais aussi de plus en plus souvent sur les réseaux néerlandais et belge. Une amélioration du couplage de marché day-ahead a été constatée durant les trois derniers mois de 2017.
  • En 2017, l’utilisation de réserves à des fins d’équilibrage du réseau d’Elia a représenté 664 GWh (réglage à la hausse et à la baisse). Ce chiffre est comparable à celui constaté en 2016. Ce sont surtout les réserves secondaires (aFRR) qui ont été activées, à raison de 504 GWh.  L'activation d'environ 430 GWh de réserves a été évitée grâce à l'International Grid Control Cooperation (IGCC), un mécanisme en vertu duquel le déséquilibre d'un pays peut être compensé par d'autres pays participant au mécanisme. Le mécanisme IGCC démontre l’importance pour la Belgique de collaborer au niveau européen, y compris pour l’équilibrage et les réserves.

Date d'approbation

07 juin 2018

Référence

Etude(F)1734

Publications apparentées

Thèmes

Fonctionnement du marché électricité, Prix électricité

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