FLUXYS BELGIUM FLUXYS LNG - Programme indicatif d'investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG
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FLUXYS
BELGIUM
&
Programme indicatif d’investissements à 10 ans
Fluxys Belgium & Fluxys LNG | 2018-2027 FLUXYS LNG
Plan indicatif d’investissements à 10 ans
Fluxys Belgium & Fluxys LNG | 2018-2027
Décembre 2017
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 1 de 69
Table des matières
1 Introduction ......................................................................................... 4
1.1 Fluxys Belgium ......................................................................................................... 4
1.2 Contexte .................................................................................................................... 5
1.3 Enjeux ....................................................................................................................... 6
1.4 Plan indicatif 2018-2027 .......................................................................................... 7
2 Marché gazier européen ..................................................................... 8
2.1 Tendances de consommation en 2016 .................................................................... 8
2.2 Perspectives de demande en gaz naturel en Europe ........................................... 10
2.3 Tendances d'approvisionnement en 2016 ............................................................. 12
2.4 Perspectives de production domestique européenne ......................................... 17
2.5 Perspectives d'approvisionnement ....................................................................... 18
3 Marché du gaz naturel en Belgique .................................................. 19
3.1 L’infrastructure gazière de Fluxys Belgium et Fluxys LNG ................................. 19
3.2 Segments de marché ............................................................................................. 20
3.3 Tendances de consommation en Belgique ........................................................... 21
3.4 Modèle de simulation du réseau ........................................................................... 25
3.5 Besoins en investissements dans l'infrastructure de transport ......................... 28
4 Conversion ........................................................................................ 31
4.1 Introduction ............................................................................................................ 31
4.2 Principes de conversion des réseaux de transport .............................................. 33
4.3 Adaptations du réseau de Fluxys Belgium ........................................................... 34
4.4 Capacité d’entrée pour le "nouveau marché H" ................................................... 37
4.5 Investissements ..................................................................................................... 39
5 Capacité de transport aux frontières belges .................................... 40
5.1 Description générale .............................................................................................. 40
5.2 Contribution du réseau de Fluxys Belgium à l’approvisionnement des marchés
adjacents ................................................................................................................. 40
5.3 Entrée de gaz dans le réseau de Fluxys Belgium ................................................ 47
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 2 de 69
6 Ten-Year Network Development Plans d'ENTSOG (TYNDP) ............. 53
6.1 TYNDP 2017 d'ENTSOG .......................................................................................... 53
6.2 TYNDP 2018 d'ENTSOG .......................................................................................... 60
7 Plans d'investissement régionaux pour le gaz naturel (Gas Regional
Investment Plans – GRIP).................................................................. 63
7.1 GRIP Nord-Ouest .................................................................................................... 63
7.2 GRIP du corridor Sud-Nord ................................................................................... 66
8 Chiffrage du plan indicatif 2018-2027 ............................................... 68
8.1 Vue d’ensemble ...................................................................................................... 68
8.2 Initiatives GNL et projets transfrontaliers ............................................................ 69
8.3 Evolution de la capacité mise à disposition des utilisateurs finaux .................... 69
8.4 Maintien de l'intégrité, adaptation et renouvellement des infrastructures ....... 69
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 3 de 69
1 Introduction
1.1 Fluxys Belgium
Pour se développer, la société a besoin d'un apport d'énergie fiable, tandis que le défi
climatique et les exigences socio-économiques nécessitent que cette énergie soit à la
fois durable et abordable.
En tant que gestionnaire d'infrastructures de gaz naturel, Fluxys est un partenaire clé
pour la Belgique pour répondre à ce besoin : le cœur de notre métier consiste à garantir
au marché des flux d’énergie fiables et abordables et, grâce à notre infrastructure, nous
fournissons la capacité permettant au gaz de contribuer au système énergétique actuel
et futur.
A l'heure actuelle, Fluxys contribue à atteindre les objectifs nationaux en matière de
climat et de qualité de l'air en facilitant l'usage du gaz naturel comme source d'énergie.
Comparé aux autres combustibles fossiles, le gaz naturel affiche en effet un profil
nettement plus favorable en termes d'émissions nocives pour le climat (CO 2) et de qualité
de l'air (particules fines, NOx et SOx). L’utilisation du gaz naturel en remplacement de
l’essence, du diesel, du fuel (lourd) ou du charbon fournit dès lors des résultats
immédiats.
Étant relié à toutes les sources de gaz naturel disponibles pour le marché européen, le
réseau belge permet aux clients d’acheminer le gaz naturel importé par canalisations
dans toutes les directions : vers la France, le Royaume-Uni, les Pays-Bas et l’Allemagne.
Grâce au système entry/exit polyvalent de Fluxys Belgium, intégré avec le Grand-Duché
de Luxembourg au sein de la zone Belux, ils peuvent réserver et utiliser des capacités à
divers horizons de temps. En outre, le GNL qui arrive à Zeebrugge peut être transporté
par navires fluviaux ou par camions-citernes vers de nouvelles destinations en Belgique
et en Europe.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 4 de 69
Les avantages en termes d'émissions que présente le gaz ne cesseront de gagner en
importance à l'avenir grâce à l'augmentation du transport de gaz vert dans notre réseau.
Il peut s'agir de biométhane obtenu à partir de déchets organiques, ou de gaz vert obtenu
en convertissant les excédents d'électricité verte en hydrogène vert ou en méthane de
synthèse. De cette manière, l'infrastructure gazière constituera avec les énergies
renouvelables et l'infrastructure électrique la pierre angulaire d'un avenir énergétique
fiable, durable et concurrentiel.
1.2 Contexte
En 2016, environ 75 % des investissements de Fluxys Belgium ont été consacrés à la
croissance des activités GNL. D’une part, l'achèvement du second appontement au
Terminal GNL de Zeebrugge a permis à Fluxys de franchir une nouvelle étape dans le
développement du marché du GNL à petite échelle et d’autre part, les progrès réalisés
dans la construction du cinquième réservoir et des installations de traitement
supplémentaires au Terminal GNL de Zeebrugge permettent de préparer avec confiance
le démarrage des nouveaux services de transbordement conclus en 2015 avec Yamal
Trade.
Concernant les infrastructures de transport aux points frontières, le réseau belge est
devenu totalement bidirectionnel après la mise en service en fin 2015 de la liaison
Dunkerque-Zeebrugge et peut dès lors jouer pleinement son rôle de plaque tournante
sur le marché du Nord-Ouest de l'Europe. L’utilisation intensive de la capacité aux
frontières au cours du mois de janvier 2017 - lors des pointes de froid combinées à des
exportations importantes vers la France et le Royaume-Uni - a confirmé que ces
capacités étaient adaptées aux besoins du marché.
Les investissements les plus récents pour le transport ont été axés sur la poursuite du
maillage et du renforcement du réseau pour les gestionnaires de réseaux de distribution
-qui enregistrent chaque année 55 à 60 000 nouveaux clients-, sur le raccordement de
nouveaux clients industriels, et sur le maintien en bon état et la sécurité du réseau.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 5 de 69
1.3 Enjeux
Au-delà de la poursuite des investissements dans l’activité GNL, les principaux enjeux
d’infrastructure identifiés à l’horizon 2030 pour Fluxys Belgium sont les suivants :
- La conversion du marché de gaz L vers le gaz H nécessite une adaptation coordonnée
du réseau de Fluxys Belgium avec les Gestionnaires de réseau de distribution belge1 et
les Gestionnaires de réseau de transport français et néerlandais. Le planning indicatif
de conversion a été établi et les investissements nécessaires sont détaillés dans ce
plan 2018-2027.
- Toujours dans le cadre de la conversion L/H, mais au niveau transfrontalier cette fois,
les besoin de remplacement du gaz L par le gaz H en Allemagne - en particulier le
projet de nouvelle conduite Zeelink2 - offrent l’opportunité de développer de la capacité
d’exportation vers l’Allemagne. En fonction des besoins et de la demande du marché,
un renforcement du réseau de transport de Fluxys Belgium pourrait être nécessaire à
l’horizon 2021. Etant donné que les consultations sont en cours, ces investissements ne
sont pas repris dans ce plan indicatif 2018-2027.
- Le réseau actuel de Fluxys Belgium dispose globalement de capacités suffisantes pour
accueillir de nouvelles centrales électriques. Cependant, le choix de leur implantation
peut générer un besoin de renforcement du réseau régional concerné. L’évolution
incertaine du mix énergétique pour la production d’électricité en Belgique, en
particulier en ce qui concerne la sortie du nucléaire en 2025 et son remplacement
éventuel (partiel ?) par de la production d’électricité à partir du gaz naturel, ne permet
pas à ce stade d’anticiper d’éventuels besoins en renforcement du réseau.
1
Coordonnés au sein de Synergrid, la fédération des gestionnaires de réseaux électricité et gaz en
Belgique (www.synergrid.be)
2
www.zeelink.de
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 6 de 69
1.4 Plan indicatif 2018-2027
Le plan indicatif d'investissements 2018-2027 de Fluxys Belgium montre qu'au-delà des
importants développements actuels et futurs de l'infrastructure GNL dans la zone de
Zeebrugge, les investissements attendus se limitent au renforcement de la capacité mise
à disposition de certains réseaux de distribution publique et aux adaptations nécessaires
à la conversion des réseaux de gaz L.
Au vu de la maturité et de l’âge du réseau et des installations de Fluxys Belgium, une
proportion croissante du plan indicatif est par conséquent consacrée aux investissements
récurrents liés à la maintenance, à l’adaptation et à la modernisation du réseau.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 7 de 692 Marché gazier européen
2.1 Tendances de consommation en 2016
Consommation de gaz UE28 et impact de la météo
600 4000
3472,8 3420
3119 3217,6 3500
500 2904 3025
2809
3000
400
2500
300 2000
528
477 468 461 456 1500
200 409 428
1000
100
500
0 0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
demande (mia m³) Degrés-jours - UE28
[Source : Eurogas 2017 - premières estimations (*) et Eurostat]
En 2016, la consommation totale de gaz naturel dans l'Europe des 28 a atteint 456 mia m³
(premières estimations d'Eurogas datant d'avril 2017), soit une hausse de 7 % par
rapport à l'année précédente. Cette hausse de la demande en gaz en Europe se maintient
depuis 2014, une augmentation principalement liée au nombre élevé de degrés-jours3 en
2016 par rapport à 2014 et 2015.
3
les degrés-jours fournissent un aperçu du profil moyen des besoins en chauffage d'un foyer. Pour
un jour précis, les degrés-jours correspondent à la différence entre une température de référence
et la température journalière équivalente mesurée
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 8 de 69La demande en gaz pour la production d'électricité a augmenté en 2016, mais pas
partout. Les hausses les plus marquées ont été observées en France (+ 119 %), suivie de
la Grèce (+ 55 %), du Royaume-Uni (+ 39 %) et de l'Italie (+ 9 %). En revanche, les volumes
de gaz livrés pour la production d'électricité ont diminué en Espagne (- 2 %) et sont
restés stables en Belgique, malgré la relance de capacités nucléaires qui n'étaient pas
disponibles en 2015.
Le taux d'utilisation plus élevé de la production électrique au gaz dans le Nord-Ouest de
l'Europe a été stimulé par la concurrence charbon-gaz, les fermetures de centrales
électriques au charbon et les mises à l'arrêt, planifiées ou non, d'unités nucléaires.
Livraisons de gaz pour la production électrique dans plusieurs Etats membres
[Source : Commission européenne 2017]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 9 de 69La demande en gaz a également augmenté dans l'industrie et les transports. L'utilisation
du gaz pour le transport a progressé en Europe : le gaz naturel comprimé (GNC) et le gaz
naturel liquéfié (GNL) sont en effet de plus en plus utilisés comme alternative afin de
réduire les émissions dues au transport. NGVA Europe 4 estime à 3 % la hausse du
nombre de véhicules au gaz naturel dans l'Europe des 28 et les pays de l'Association
européenne de libre-échange par rapport à 2015, pour un total actuel de 1 316 000
véhicules.
Développement du marché des véhicules au gaz naturel en UE + EFTA (%)
[Source : statistiques NGVA 2016]
2.2 Perspectives de demande en gaz naturel en Europe
Les politiques énergétiques nationales et européennes à venir, ainsi que les prises de
position mondiales dans la lutte contre le changement climatique (déjà formulées dans
l'Accord de Paris), influenceront la demande future en gaz. Ce sont plus spécifiquement
4
Natural & bio Gas Vehicle Association - https://www.ngva.eu/
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 10 de 69les questions de l'énergie nucléaire, du charbon, des énergies fossiles, des sources
d'énergie renouvelables, de l'efficacité énergétique et des prix du carbone qui auront
certainement un impact sur la demande future en gaz. Il est cependant difficile d’en
prévoir l’impact sur la demande en énergie en général, et sur la demande en gaz naturel
en particulier.
Le European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG), dont Fluxys
fait partie, a mis sur pied un Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) reprenant
quatre scénarios de demande future en gaz. L’Agence internationale de l’énergie (AIE)
publie également chaque année ses Perspectives énergétiques mondiales (World Energy
Outlook-WEO), qui contient trois scénarios de demande en gaz. L'analyse de la demande
européenne en gaz en fonction de leurs scénarios offre une image de sa potentielle
variation.
Scénarios d'évolution de la demande 2016-2035
(UE28 – demande 2016 [456 mia m³])
550
500
450
400
350
300
2024
2033
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2034
2035
ENTSOG - Bottom ENTSOG - Scénario "Blue transition"
ENTSOG - Scénario "Green Revolution" IEA - Scénario "Current Policies"
IEA - 450 Scenario
[Sources : ENTSOG 2017, AIE 2016]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 11 de 69Selon les scénarios de l'AIE, la demande en gaz de l'Europe des 28 variera entre 373 et
478 mia m³ en 2030. Le scénario le plus pessimiste pour le gaz est le "450 Scenario",
tandis que le "Current Policies Scenario" envisage la hausse la plus rapide. En ce qui
concerne l’ENTSOG, le scénario le plus pessimiste ("Green Revolution") et le plus
optimiste ("Blue Transition") prévoient tous deux une perspective de demande en gaz
plus élevée que celle de l'AIE.
2.3 Tendances d'approvisionnement en 2016
Environ 78 % du gaz de l'Europe des 28 provenait de trois sources principales : la
production intérieure5 (22 %), la Russie (33 %) et la Norvège (23 %). D'autres
canalisations hors Europe, ainsi que le GNL (10 %, entre autres le Qatar, le Nigeria et
l'Algérie) assurent le reste de l'approvisionnement en gaz.
Mix d'approvisionnement en Europe
Mix d'approvisionnement en Europe 2015
2016
11% 10%
23% 6% 22%
6%
4% 6%
23% 23%
33%
33%
Production indigène Canalisation Russie
Canalisation Norvège Canalisation Algérie
Autre canalisation LNG
[Source : BP Statistical Review 2016-2017]
5
Pays-Bas, Royaume-Uni, Allemagne, Danemark, Italie, Pologne et Roumanie
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 12 de 69En 2016, le mix d'approvisionnement européen est resté stable par rapport à 2015. Les
importations de l'Europe par canalisations en provenance d'Algérie ont fortement
augmenté vers l'Italie, et sont restées stables vers l'Espagne. Les importations italiennes
en provenance de Libye ont cependant baissé de 32 %.
Axes d'approvisionnement actuels et futurs de l'UE
[Source : Fluxys 2017]
Pour ce qui est du GNL, les importations européennes ont baissé d'1 % par rapport à
2015. Le marché européen du GNL a été affecté par deux dynamiques opposées : tandis
que les arrivages de GNL ont considérablement baissé dans le Nord-Ouest de l'Europe (-
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 13 de 6923 % au Royaume-Uni, -34 % en Belgique et -35 % aux Pays-Bas), l'Europe méridionale a
connu une forte hausse des livraisons (+43 % en France, +36 % en Grèce, +5 % en Italie et
au Portugal). Les livraisons de GNL en provenance du Qatar vers l'Europe du Nord-Ouest
ont chuté de 4,3 mia m³ en 2016, période durant laquelle le Qatar a orienté ses
cargaisons vers le Moyen-Orient et l'Asie du Sud afin d'y répondre à la forte demande et
aux prix plus élevés dans la région à la fin de l'année.
Prix du GNL en 2016
$/MMBTU
$/MMbtu $/jour
12 80.000
10 70.000
8 60.000
6 50.000
4 40.000
2 30.000
0 20.000
04/02/16
09/06/16
07/01/16
21/01/16
18/02/16
03/03/16
17/03/16
31/03/16
14/04/16
28/04/16
12/05/16
26/05/16
23/06/16
07/07/16
21/07/16
04/08/16
18/08/16
01/09/16
15/09/16
29/09/16
13/10/16
27/10/16
10/11/16
24/11/16
08/12/16
22/12/16
Zeebrugge Huelva (Spain) Hazira (India)
Henry Hub (US) Tokyo (Japan) Brent Crude Oil
Isle of Grain (UK) Shipping Cost ($/day)
[Source : Fluxys]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 14 de 69En 2016, les livraisons de gaz russe étaient réparties comme suit : 43 % via l'Ukraine, 30
% via le Nord Stream vers l'Europe et 27 % via la Biélorussie. Seuls les volumes passant
par l'Ukraine ont augmenté en 2016 par rapport à 2015.
Importation de gaz en UE via les axes d'approvisionnement russes
[Source : Commission européenne 2017]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 15 de 69En 2016, les importations de gaz norvégien ont grimpé en flèche au Royaume-Uni,
atteignant 537 TWh (316 TWh l'année précédente). Cette hausse considérable est entre
autres le résultat de problèmes techniques apparus ces dernières années au site de
stockage de Rough, qui ont mené Centrica à annoncer, en juin 2017, la fermeture
définitive des installations. Les exportations de gaz norvégien vers l'Allemagne ont
légèrement baissé et, dans une moindre mesure, vers les Pays-Bas et la France.
L'utilisation de la canalisation Zeepipe vers la Belgique a légèrement augmenté (+ 4
TWh).
Importation de gaz en UE via les axes d'approvisionnement norvégiens (TWh/an)
600
500
400
300
200
100
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Belgique France Allemagne Pays-Bas Royaume-Uni
[Source : ENSTOG]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 16 de 692.4 Perspectives de production domestique européenne
Dans le futur, la production domestique européenne va poursuivre sa tendance à la
baisse. La production des champs de la mer du Nord et de Groningen diminuera dans les
décennies à venir. En ce qui concerne Groningen, le gouvernement néerlandais a
récemment suivi le conseil de SODM (Administration des Mines) consistant à réduire la
limite de production pour l'année gazière 2017-2018 à 21,6 mia m³, contre 24 mia m³
l'année précédente. D'autres diminutions de la production de gaz de Groningen
pourraient suivre, en fonction des développements politiques à la suite des
tremblements de terre.
Evolution de la production domestique européenne de gaz (Norvège exclue)
300
250
250
200
167
mia m³
147
150 137
111 117
107 109 103 103
97 96 93
100
50
0
2000 2013 2014 2020 2025 2030 2035 2040
IEA WEO 2015 IEA WEO 2016
[Source : AIE WEO 2016]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 17 de 692.5 Perspectives d'approvisionnement
La production domestique en baisse en Europe fait augmenter sa dépendance aux
importations. Dans son Ten-Year Network Development Plan 2017 (TYNDP 2017),
ENTSOG a mis à jour ses scénarios d'approvisionnement par source. Alors que les
importations de gaz en Europe se feront principalement par canalisations, le GNL jouera
lui aussi un rôle important dans le mix d'approvisionnement futur du Vieux Continent. La
Russie, la Norvège et l'Algérie devraient maintenir leur position respective de premier,
deuxième et troisième fournisseur de gaz de l'Europe. Cependant, l’approvisionnement
futur en gaz dépendra des conditions du marché, de la concurrence accrue avec d'autres
régions, ainsi que d'investissements en amont.
En ce qui concerne le GNL, la hausse de l'approvisionnement attendue au niveau mondial
(de par l'arrivée de nouvelles capacités de liquéfaction aux Etats-Unis et en Australie)
devrait augmenter le nombre de cargaisons de GNL en direction de l'Europe. Cette
situation permettra de renforcer la diversification des sources de gaz pour l'Europe. Par
ailleurs, le Qatar, leader mondial en matière d'exportation de GNL, a récemment
annoncé que sa capacité de production de GNL gonflerait de 30 % d'ici 2024, passant de
77 à 100 millions de tonnes par an. Etant donné que ce pays est le principal fournisseur
de GNL de l'Europe, cette augmentation pourrait également renforcer les perspectives
d'approvisionnement de notre continent.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 18 de 693 Marché du gaz naturel en Belgique
3.1 L’infrastructure gazière de Fluxys Belgium et Fluxys LNG
Le gaz naturel transporté et distribué en Belgique provient de différentes sources. La
composition chimique de ces différents gaz naturels n'est pas la même et ils se
distinguent par leur pouvoir calorifique et leur indice de Wobbe. La plupart de ces gaz,
qui sont de type "riche", sont substituables l'un à l'autre et sont transportés ensemble
sous forme de gaz naturel à haut pouvoir calorifique (gaz H). Le gaz naturel à bas pouvoir
calorifique (gaz L), qui provient des champs néerlandais de Groningen, est cependant
assez unique, en ce sens qu'il contient jusqu’à 14 % d'azote. Sa valeur de combustion est
plus basse, et il n'est pas interchangeable avec le gaz H. De ce fait, le réseau de
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 19 de 69transport belge de Fluxys Belgium est scindé en deux réseaux, qui sont exploités de
manière distincte.
3.2 Segments de marché
Dans le réseau de transport belge, on distingue trois segments de marché (ou catégories
d'utilisateurs finaux) qui sont approvisionnés via le réseau de transport :
Les sociétés de distribution : elles alimentent les particuliers, les PME et le secteur
tertiaire
Les clients industriels, y compris la cogénération à grande échelle (CHP)
Les centrales électriques
Les prélèvements de gaz naturel des segments de marché varient en permanence et
suivent des profils de prélèvement très différents :
La distribution publique est fortement dépendante des conditions météorologiques,
et donc de la température.
L'industrie suit un modèle de prélèvement assez régulier.
Les centrales électriques suivent, elles, les besoins toujours plus versatiles de la
production d'électricité. D'une part la demande en électricité est moins dépendante
de la température que la demande en gaz naturel et d'autre part, la disponibilité des
autres sources d'énergie (nucléaire, solaire, éolien, import/export...) et les
paramètres de prix (spark spread du charbon vs. gaz naturel) jouent aussi un rôle
important.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 20 de 693.3 Tendances de consommation en Belgique
3.3.1 Evolution du nombre de degrés-jours
Le nombre de degrés-jours annuels reflète la rigueur des températures de l'année. Une
année normale (de référence) compte 2 301 degrés-jours6. Selon l'IRM, 2014 fut l'année
la plus chaude depuis 1900, avec seulement 1 828 degrés-jours. L'année 2015 a compté 2
121 degrés-jours et fait également partie des années chaudes, tandis que l'année 2016,
avec 2 329 degrés-jours, peut être considérée comme une année normale. Jusqu'en
2016, cela s'est traduit par une hausse de la consommation de la distribution publique
par rapport à 2014, l'année la plus chaude.
Degrés-jours (année calendrier)
3500
3000 2701
2535
2326 2329
2500 2214 2212 2121
1963 1928 1828
2000
1500
1000
500
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
[Source : Fluxys Belgium]
6
Période 1986 à 2015, référence Synergrid
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 21 de 693.3.2 Volumes annuels pour le marché belge
En 2014, l'année la plus chaude depuis 1900, la consommation totale en Belgique a
considérablement baissé (de 12 % par rapport à 2013), passant à 14,7 mia m³. Depuis
2015, la consommation totale a de nouveau augmenté, pour atteindre 16,2 mia m³ en
2016. Cette hausse est principalement due à la distribution publique et découle en
majeure partie du nombre plus élevé de degrés-jours. La consommation des clients
industriels et des centrales électriques est beaucoup moins dépendante de la
température, mais est par contre liée à la conjoncture.
Evolution de la consommation de gaz en Belgique (mia m3)
19,5
20
17,1 17,3 17,5 16,9 16,8
16,6 16,2
15,9
5,8 14,7
15 4,8 4,7 5,7 4,2 3,7
4,7 3,9 3,9
3,5
4,2 3,9
10 4,4 4,1 3,8 3,7
4,6 3,6 4,2 3,7
5 9,5 9,2
7,6 8,2 8,1 7,7 8,6 7,5 8,2 8,6
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Distribution Publique Industrie & CHP Centrales électriques Total
[Source : Fluxys Belgium]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 22 de 693.3.3 Normalisation des volumes annuels de la distribution publique
Lorsque la consommation est normalisée, c'est-à-dire lorsqu'elle est corrigée sur la
base d'une année normale de 2 301 degrés-jours, il apparaît alors clairement que le
niveau de consommation de la distribution publique est demeuré relativement stable au
cours des 10 dernières années (illustration dans la figure ci-dessous).
Evolution de la consommation de la Distribution Publique (mia m³):
température normalisée
10 9,0
8,8 8,8 8,7 8,9 8,8 8,7 8,9 8,9
8,6
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
[Source : Synergrid]
3.3.4 Les clients industriels, y compris la cogénération
Vers 2008-2009, l'industrie belge a connu une forte récession consécutive à la crise
économique. La relance a suivi en 2010. Plusieurs paramètres, dont la fermeture de
plusieurs grands clients comme la production d'acier à Liège (fin 2014) et les usines
automobiles Opel à Anvers (fin 2010) et Ford à Genk (fin 2014), font que la consommation
industrielle fluctue depuis quatre ans autour des 3,8 mia m³/an. Cela représente plus de
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 23 de 6910 % de diminution par rapport aux années antérieures. En 2015-2016, la baisse de la
consommation de gaz naturel de l'industrie semble enrayée : la baisse des volumes du
marché L est, elle, liée au lancement du plan de conversion. Plusieurs grands clients
situés en Campine anversoise (Lommel-Balen-Mol) et le long du Canal Albert de Oevel à
Beringen sont déjà passés au gaz H en 2015-2016.
3.3.5 Les centrales électriques
La consommation des centrales électriques s'est légèrement améliorée depuis 2014.
Une forte baisse avait commencé en 2010, à la suite de la fermeture d'unités thermiques
classiques plus anciennes telles que Kallo (2011), Les Awirs (2012), Langerbrugge (2012)
et Ruien (2013). La disponibilité réduite de différentes unités nucléaires à Doel et Tihange
génère à nouveau, depuis deux ans, une légère hausse des prélèvements de gaz naturel,
qui atteignent 3,9 mia m³/an de gaz H7. Il est vrai que le modèle de prélèvement des
centrales électriques est devenu plus versatile, car les turbines au gaz à cycle ouvert,
très flexibles, et les unités CCGT performantes sont fréquemment utilisées pour pouvoir
à tout moment contrebalancer la production variable et incertaine d'énergie solaire et
éolienne. Si le spark spread pour le gaz naturel continue à évoluer positivement, il ne
peut être exclu que les unités mises temporairement à l'arrêt et comprises dans la
réserve (stratégique) soient elles aussi à nouveau utilisées quotidiennement.
7
Les dernières centrales alimentées au gaz L ont été converties en 2008. Toutes les unités
aujourd'hui opérationnelles sont alimentées au gaz H.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 24 de 693.4 Modèle de simulation du réseau
Une analyse des réseaux de transport est systématiquement réalisée afin de déterminer
s'ils sont fit for purpose. La nécessité d'adapter l'infrastructure en cas de fluctuation de
la demande est déterminée en analysant le comportement du réseau en situation de
prélèvement à la pointe. Etant donné la diversité des profils de prélèvement, des
méthodologies statistiques spécifiques sont utilisées pour déterminer les valeurs de
pointe des différents segments de marché.
3.4.1 Distribution publique
3.4.1.1 Méthodologie
Les pics de consommation sont liés à la rigueur des conditions hivernales et doivent donc
être analysés à la lumière des températures mesurées.8 La période hivernale standard
qui est prise en compte s'étend de début novembre à fin février.
L'analyse statistique, basée sur la régression linéaire, reflète le lien entre la
température ambiante à Uccle et la demande en gaz journalière enregistrée. Seuls les
jours suffisamment froids (< +6 °C éq. à Uccle) sont pris en compte. La demande à la
pointe est la demande en cas de température considérée la plus extrême, à savoir la
valeur mesurée une fois tous les 20 ans à Uccle (-11 °C éq.). Elle est calculée par
extrapolation de la régression linéaire vers -11 °C éq., compte tenu d’un risque résiduel
statistique d'1 %.
8
Afin de tenir compte de l'inertie thermique des bâtiments, le concept de "température
équivalente" a été introduit en 1993. Cette température est déterminée comme suit : T = 0.6 x T +
0.3 x T + 0.1 x T
eq D av D
av D-1 av D-2
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 25 de 693.4.1.2 Evaluation de l'hiver 2016/2017
L'hiver dernier fut assez normal et caractérisé par 2 périodes avec températures
journalières équivalentes négatives. La première période s'est étendue aux alentours de
la nouvelle année mais n'est pas vraiment représentative, de par l'activité réduite
pendant la période des fêtes.
La période la plus représentative avec températures journalières équivalentes négatives
fut la 2e moitié du mois de janvier 2017. Le jeudi 19 janvier 2017 fut le jour le plus froid de
l'hiver passé à Uccle, avec une température équivalente de -2,4 °C. Au final, deux
semaines entières avec températures négatives entraient en ligne de compte pour le
calcul de la régression linéaire.
Profil de température pendant l'hiver 2016-2017 (Teq)
20
15
10
5
0
-5
-10
-15
1/11/2016 1/12/2016 1/01/2017 1/02/2017
Weekends en dagen met lagere activiteit Teq
[Source : Fluxys Belgium]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 26 de 69Lorsque la méthodologie de la régression linéaire est appliquée à l'hiver 2016/2017, on
obtient, pour la distribution publique, à une demande à la pointe totale s’élevant à
presque 40 GW.
3.4.2 Centrales électriques, unités de cogénération et clients industriels
3.4.2.1 Méthodologie
Les prélèvements gaz destinés aux processus industriels et à la production d’électricité
sont très peu sensibles à la température. L'analyse pour ces segments de marché ne se
base dès lors pas sur une régression linéaire en fonction de la température ambiante
mais bien sur une analyse statistique des prélèvements historiques couplée à une
analyse commerciale des perspectives de développement des segments de marché.
Le profil de consommation des clients industriels étant peu dépendants de la
température, leur pointe de consommation ne se produira pas de manière synchrone
(effet de lissage). C'est pourquoi les prélèvements de pointe de ce segment sont corrigés
par un facteur de foisonnement au niveau régional.
En ce qui concerne les centrales électriques, il convient cependant de constater que les
prélèvements de pointe sont synchrones. Un facteur de foisonnement n’est donc pas
introduit dans les simulations de capacité pour ce segment.
3.4.2.2 Evaluation de l'hiver 2016-2017
En ce qui concerne la production d’électricité, deux périodes de prélèvements très élevés
ont été relevées, sans qu'elles ne puissent être expliquées uniquement par les conditions
météorologiques, à savoir durant la semaine 50 de 2016 et les semaines 4 et 5 de 2017.
Ces périodes résultaient non seulement de la disponibilité réduite des centrales
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 27 de 69nucléaires belges et françaises, mais aussi de l'indisponibilité quasi intégrale de
l'énergie éolienne.
3.5 Besoins en investissements dans l'infrastructure de transport
3.5.1 Distribution publique
La hausse continue du nombre de raccordements actifs est quelque peu compensée par
plusieurs facteurs d’érosion de la demande. En effet, de par la mise en place d'une
régulation stricte pour les rénovations et nouvelles constructions par les pouvoirs publics
fédéraux et régionaux, l'isolation thermique des maisons et bâtiments et l'efficacité des
systèmes de chauffage sont en constante amélioration.
3.400.000
3.200.000
3.000.000
#EAN
2.800.000
2.600.000
2.400.000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
Année
Augmentation du nombre d’EAN9 (source : Synergrid)
9
Le code EAN (European Article Numbering) est un code qui identifie le compteur à gaz de façon
unique
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 28 de 69La combinaison de ce facteur d’érosion et du potentiel de nouveaux raccordements au
réseau de la distribution publique dans certaines régions fait que la croissance de la
demande à la pointe ne se fera pas de manière homogène dans toutes les régions.
L'utilisation de la capacité disponible dans les réseaux est analysée en permanence avec
les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) concernés10, sur base d'analyses et de
simulations. Des investissements sur le réseau de transport dans les années à venir pour
soutenir ces croissances plus locales/régionales ne sont pas à exclure.
3.5.2 Clients industriels
Les perspectives pour la consommation industrielle ont deux facettes. Il est vrai que,
chaque année, plusieurs industries stoppent leurs activités de production en Belgique,
mais en même temps, quelques nouveaux projets industriels sont également lancés.
Généralement, quelques investissements limités suffisent à réaliser les raccordements
locaux. Les réseaux existants accueillant les raccords disposent, dans l'ensemble, de la
capacité suffisante pour approvisionner les nouveaux venus.
3.5.3 Production d'électricité
Comme ailleurs en Europe, la production d'électricité au gaz naturel est, depuis quelques
années, sous forte pression en Belgique : les centrales électriques au gaz ne servent
plus à fournir la puissance de base, mais plutôt à équilibrer le réseau électrique durant
de courtes périodes de demande élevée ou lorsque les sources renouvelables se révèlent
insuffisantes.
Les centrales au gaz présentent l'avantage de pouvoir être démarrées rapidement tout
en produisant nettement moins de CO2 que les centrales au charbon. Leur flexibilité
10
http://www.fluxys.com/belgium/fr-
BE/Services/ServicesForConnectedCompanies/NewConnectionPublicDistribution/NewConnectionPublicDistrib
ution1
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 29 de 69convient parfaitement pour assurer le back-up de la production intermittente
d'électricité provenant de l’éolien et du solaire.
La mise à l'arrêt graduelle du parc de production nucléaire belge a été fixée dans la loi.
Cela signifie la disparition progressive et imminente d'une capacité de production de
presque 6 000 MW, soit l'équivalent d'une quinzaine d'unités CCGT de 400 MW. La
construction de nouvelles centrales électriques au gaz naturel performantes n’est
cependant encore décidée.
Dans l'ensemble, les capacités de prélèvement requises sont disponibles dans le réseau
de transport, mais en fonction des exigences de pression, des adaptations locales du
réseau peuvent s'avérer nécessaires. Afin d'optimiser l'utilisation de l'infrastructure
existante et de réduire les coûts de raccordement pour les utilisateurs finaux (compte
tenu des exigences de pression plus élevées des centrales au gaz CCGT et OCGT), il est
essentiel de tenir compte des capacités disponibles sur le réseau de Fluxys Belgium pour
déterminer l'emplacement de futures centrales électriques.
3.5.4 Développement de nouveaux marchés
Le GNC et le GNL sont deux produits du gaz parfaitement adaptés au secteur de la
mobilité. La combustion du méthane produit moins de CO2 que celles des combustibles
conventionnels comme le diesel, l'essence et le LPG. Mais le gaz naturel est aussi un
combustible propre en termes d'émissions de particules.
Etant donné que le volume du GNL est jusqu'à 600 fois plus réduit que la même quantité
d'énergie sous forme de gaz en conditions atmosphériques, le GNL est particulièrement
adapté au transport routier, en remplacement du diesel, et pour la navigation, où il peut
se substituer au fuel lourd. Quant au GNC, il représente une solution attractive pour faire
rouler les voitures particulières et camionnettes.
On s'attend à ce que le réseau de GNC, alimenté depuis les réseaux de la distribution
publique, continue son développement à court terme. La capacité du réseau de transport
est suffisante pour soutenir ce développement.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 30 de 69La distribution de GNL depuis le Terminal de Zeebrugge est une activité qui se déroule en
dehors du réseau de transport.
4 Conversion
4.1 Introduction
La fin des exportations de gaz L vers la Belgique, la France et l’Allemagne à l’horizon
2030 a été annoncée par les autorités néerlandaises. En ce qui concerne la Belgique et la
France, cette annonce se traduit par une réduction progressive et continue dès 2024 de la
capacité d’exportation de gaz L (point frontière Hilvarenbeek) mise à disposition par le
GRT néerlandais Gasunie Transport Services (GTS 11).
Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement, la Belgique, la France et l’Allemagne ont
décidé de démarrer la conversion du marché du gaz L vers le gaz H ; le gaz H est en effet
disponible en abondance et les infrastructures de transport existantes en gaz L peuvent
être réutilisées, ce qui constitue un optimum économique pour l’ensemble des
utilisateurs.
A la demande des autorités belges, un planning indicatif de conversion a été élaboré par
Synergrid12 (voir figure ci-après). Ce planning indicatif est basé sur la réutilisation
maximale des infrastructures existantes en Belgique afin d’éviter des investissements
uniquement nécessaires pour la période de transition.
Pour réaliser la conversion, Fluxys Belgium doit adapter progressivement son réseau
pour assurer la continuité des services de transport vers les marchés convertis et non
11
https://www.gasunietransportservices.nl/
12
http://www.synergrid.be/ : Fédération des Gestionnaires de réseaux électricité et gaz en
Belgique.
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 31 de 69convertis. Ces adaptations ont été évaluées, chiffrées et intégrées dans ce plan indicatif
d’investissements 2018-2027.
Les chapitres suivants décrivent les grands principes de la conversion en termes
d’infrastructure et de capacité de transport.
Planning indicatif de conversion du marché gaz-L
[Source : Synergrid]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 32 de 694.2 Principes de conversion des réseaux de transport
Les principales adaptations du réseau de transport consistent à connecter et à intégrer
progressivement les infrastructures de gaz L aux infrastructures de gaz H. Suivant le
planning de conversion, les connexions existantes entre les deux réseaux L et H seront
adaptées si nécessaire afin d’alimenter en gaz H, de manière sélective, les postes des
gestionnaires de réseau de distribution et les clients industriels.
Cependant, pour certaines parties du réseau, la capacité des connexions existantes ne
suffira pas et des renforcements devront être réalisés, en particulier entre les grands
réseaux de transport de gaz L et de gaz H (connexion RTR13-Dorsales14 en particulier).
Le maintien de la capacité de transport vers le marché de gaz L non converti est une
contrainte importante, en particulier en ce qui concerne la capacité d’exportation vers le
marché français. Etant donné le point d’entrée unique du gaz L à Hilvarenbeek/Poppel, et
le point de sortie unique du gaz L vers la France à Blaregnies, une des deux dorsales
devra être maintenue en gaz L jusqu’à la fin de la conversion du marché français.
Le processus de conversion du marché belge ne peut dès lors se réaliser que sur base
de l’alimentation progressive en gaz H de la seconde dorsale, et ce, principalement
depuis une interconnexion à créer avec le grand axe de transport de gaz H Zeebrugge –
Eynatten interceptant les dorsales à Winksele, au cœur du marché L à convertir. Le
processus poursuivra dès lors une orientation Sud-Nord, repoussant progressivement le
gaz L vers le point d’entrée d’Hilvarenbeek/Poppel.
13
Grand axe de transport de gaz H entre Zeebrugge et la frontière allemande.
14
Les conduites transportant le gaz L depuis Hilvarenbeek vers le sud sont appelées "dorsales".
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 33 de 694.3 Adaptations du réseau de Fluxys Belgium
4.3.1 Période 2017-2019
Durant cette période, l’injection de gaz H est prévue depuis des interconnexions
existantes ne nécessitant que des adaptations limitées du réseau. Il s’agit des nœuds
d’interconnexion de Warnant Dreye (1), de Beuzet (2) et d’Antwerpen CGA (3). Seule la
conversion de la région de Brasschaat-Wuustwezel nécessite un nouveau poste de
détente à Kalmthout (4).
Adaptation du réseau de Fluxys Belgium période 2017- 2019
[Source : Synergrid & Fluxys Belgium]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 34 de 694.3.2 Période 2020-2024 : "Sud de l’axe Zeebrugge-Eynatten"
Entre 2020 et 2024, le besoin en capacité de gaz H pour la zone à convertir devient plus
important. Fluxys Belgium doit adapter son réseau et construire de nouvelles
infrastructures permettant la connexion entre le RTR, les réseaux de transport
alimentant la région bruxelloise et les dorsales. A cet effet, des adaptations sont prévues
à la station de compression de Winksele (5).
Adaptation du réseau de Fluxys Belgium et conversion période 2020-2024
[Source : Synergrid & Fluxys Belgium]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 35 de 694.3.3 Période 2025-2029 : "Nord de l’axe Zeebrugge-Eynatten"
Dès 2025, la conversion du marché belge se poursuit en remontant progressivement du
gaz H en direction du point d’entrée en gaz L de Hilvarenbeek. La Campine et la région
d’Anvers sont converties via la mise en gaz H progressive d’une des deux dorsales (partie
Nord) à partir de Winksele (6).
Adaptation du réseau de Fluxys Belgium période 2025-2029
[Source : Synergrid & Fluxys Belgium]
Plan indicatif d’investissements à 10 ans Fluxys Belgium & Fluxys LNG 2018-2027 – 12.2017 – page 36 de 69Vous pouvez aussi lire
