Le monitoring forward de l’approvisionnement de l’électricité

Le monitoring forward de l’approvisionnement en électricité rassemble les informations et études les plus récentes analysant l’évolution future des capacités disponibles et des prix du marché.

Voir également:

• Monitoring continu
   
• Monitoring backward

Les autorisations de production

Les autorisations récemment délivrées par la Direction générale de l’Energie sont reprises dans ce tableau (mise à jour au 03.07.2024)

Project	Technologie	Développeur	Puissance
Zeebrugge	Eolien	nv ICO Windpark	44 MW
Zoning de Seneffe	Turbine gaz-vapeur	SA Bali Wind	870 MW
Amercoeur II	Turbine gaz	SA Electrabel	320 MW
Saint Ghislain	Turbine gaz-vapeur	SA Electrabel	378 MW
Seraing	turbine gaz ou un turbine gaz-Vapeur	Taranis Power SA	870 MW
Tessenderlo	STEG	Tessenderlo Development Services NV	900 MW
Dilsen	STEG	nv RWE Dils-Energie	920 MW
Les Awirs	Turbine gaz-Vapeur	SA Electrabel	875 MW
Deux Acren	Batterie	Corisa Sole Deux Acren SRL (ex-Innovent)	50 MW
Coo	centrale d'accumulation par turbinage - pompage	SA Electrabel	99 MW
Coo	batterie	SA Electrabel	74 MW
Brecht	Eolien	Aspiravi	26,125 MW
Dilsen	Batterie	RWE Energy Solutions Belgium nv	250 MW
site ArcelorMittal Gent	Eolien	Storm Gent 3 NV	30,8 MW
site Total Antwerpen	Batterie	TotalEnergie Renewables SAS	25 MW
site Total Feluy	Batterie	TotalEnergie Renewables SAS	25 MW
Vilvorde	Batterie	Electrabel nv	200 MW
Vilvorde	Turbine gaz-Vapeur	Electrabel nv	260 of 385 MW
Engie Drogenbos	Batterie	Electrabel nv	80 MW
Engie Kallo	Batterie	Electrabel nv	100 MW
Garocentre	Batterie	Weerts Logistic Park BER 3 SA	170 MW
Zeebrugge	Batterie	Storm 67 bv	100 MW
Langerlo	Batterie	Storm 90 bv	100 MW
Ruien	Batterie	Storm 91 bv	200 MW
Liege 3 Grâce-Hollogne	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	25 MW
La Louviere DC1, Houdeng-Gœgnies	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Tongeren DC	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Bornem DC	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	25 MW
Kontich DC	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Beersel DC2	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	100 MW
Grimbergen DC1	Batterie	Prologis Belgium GS SRL / bv	50 MW
Harmignies	Batterie	Patronale Solar nv	75 MW
Auvelais	Batterie	Patronale Solar nv	75 MW
Ville-sur-Haine	Batterie	Eneco Wind Belgium SA	50 MW
Duferco La Louvière	Batterie	D-STOR SA	50 MW

Les interruptions de production planifiées

Le 28 décembre 2011, le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (ci-après : REMIT) est entré en vigueur et oblige notamment les participants au marché à fournir des données dites fondamentales à l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER), telles que les données sur la disponibilité et l'utilisation des installations de production, de stockage et de transmission qui sont importantes pour le marché.

Les données ci-dessous concernant les indisponibilités des unités de production et de stockage lors de l’année 2024 jusqu'à l'année 2027, sont issues de la plateforme de transparence d’ENTSO-E. Une mise à jour semestrielle de ce tableau est réalisée.

Les études relatives aux prévisions à court terme

Les prévisions saisonnières de ENTSO-E (Summer et Winter Outlooks)

Summer Outlook 2024

ENTSO-E réalise annuellement une analyse sur la sécurité d’approvisionnement pour l’été à venir. Le "Summer Outlook 2024" a été présenté le 14 juin 2024 lors d’un webinaire et n’a identifié aucun risque en terme d’adéquation du système électrique pour la Belgique durant l’été 2024.

Deux scénarios ont été étudiés. Le premier considère un marché européen dans des conditions normales de fonctionnement alors que le second y rajoute certaines ressources hors-marché qui seraient activées quand un besoin est identifié.  Pour les deux scénarios, ENTSO-E n’a trouvé aucun risque pour la sécurité d’approvisionnement en Belgique. 

Les données utilisées pour réaliser cette analyse datent de mars 2024, dès lors il est important de surveiller continuellement la situation ; ce que fait la DG Energie du SPF Economie.

Malgré l’absence de risque à priori sur la sécurité d’approvisionnement causé par un manque de capacités, des risques d’incompressibilité du réseau électrique belge existent toutefois lors de situations de surproduction (journées à forts vent et ensoleillement). Ce risque est renforcé en cas d’erreurs de prévision météorologique. Plusieurs mesures ont dès lors été mises en place par le gestionnaire de réseau et la situation est contrôlée en continu.

Winter Outlook 2023-2024

La DG Energie du SPF Economie publie un monitoring continu de la sécurité d’approvisionnement. Ce monitoring contient des mises à jour régulières des concepts principaux permettant de surveiller la sécurité d’approvisionnement.

En novembre 2023, ENTSO-E (the European Network of Transmission System Operators for Electricity)  a publié le Winter Outlook 2023-2024. Ce rapport analyse notamment la sécurité d’approvisionnement en électricité pour plus de 35 pays européens.

Deux scénarios ont été développés par ENTSO-E pour évaluer l’adéquation en électricité :

• le scénario de référence
• le scénario de sobriété énergétique

ENTSO-E conclut qu’un risque au niveau de la sécurité d’approvisionnement existe en France dans le scénario de référence et que ce risque pourrait affecter de manière locale la Belgique et la Grande-Bretagne.

Néanmoins, le niveau de ce risque est très bas étant donné que le LOLE (Loss of Load Expectation) calculé pour la Belgique est seulement de 0,019h. De plus, en ne prenant pas en compte un modèle de couplage du marché basé sur les flux (Flow based model), le risque peut être surestimé, comme le reconnait ENTSO-E dans son rapport.

Dans l’étude du gestionnaire de réseau Elia de juin 2023 sur l’adéquation en Belgique, aucun risque sur la sécurité d’approvisionnement n’avait d’ailleurs été identifié pour cet hiver avec l’utilisation d’un tel modèle.

Finalement, la France a indiqué dans les commentaires du rapport que le LOLE calculé par ENTSO-E est bien plus élevé que celui estimé par RTE dans leur propre évaluation nationale et qu’un risque existe uniquement en cas de combinaison d’événements défavorables tels qu’un hiver très froid, une demande plus élevée et/ou une disponibilité de leur parc nucléaire plus basse que prévue. Le risque sur la France peut donc être considéré comme surestimé dans le Winter Outlook de novembre 2023 tout comme la probabilité d’un impact sur la Belgique.

L’Allemagne a quant à elle indiqué dans les commentaires du rapport que la demande totale prise en compte par ENTSO-E dans son scénario de référence était trop élevée et que les hypothèses prises dans le scénario de sobriété énergétique étaient plus réalistes. 

En ce qui concerne ce scénario de sobriété énergétique analysé par ENTSO-E, aucun risque sur la sécurité d’approvisionnement n’a été identifié pour la Belgique.

La situation pour l’hiver 2023-2024 en matière de sécurité d’approvisionnement est donc considérée comme rassurante. Néanmoins, le monitoring continu de la situation se poursuit afin de prévenir tout risque pour la Belgique.

Les études relatives aux prévisions à moyen terme

Les analyses de l'ENTSO-E dans le cadre de l’ERAA 2023

L’ERAA ( European Resource Adequacy Assessment ) est une évaluation paneuropéenne, réalisée par les gestionnaires de réseau, de l'adéquation des ressources du système électrique pour certaines années clés sur un horizon de 10 ans. Elle est effectuée chaque année et se focalise pour l’édition 2023 sur les années 2025, 2028, 2030 et 2033.

Cette étude est réalisée conformément à l'article 23 de la directive 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant le marché intérieur de l'électricité et s’appuie sur des méthodologies et des évaluations probabilistes de pointe. Ces méthodologies sont principalement déterminées par l’ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) et permettent de modéliser et d’analyser les événements susceptibles d’affecter négativement l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Pour cette édition, un scénario central A a été étudié ainsi qu’un scénario B avec sensitivité, censé exposer les investisseurs à des pics de prix plus bas que dans le scénario A.

Les hypothèses belges utilisées dans l’ERAA 2023 ont été fournies par Elia après discussion avec la DG Energie, et représentent les hypothèses les plus à jour au moment de l’étude. Les nouvelles capacités qui ont été contractées durant les, enchères CRM 2021 et 2022, ont bien été prises en compte tout comme une prolongation à partir de 2025-2026 des deux centrales nucléaires, Doel 3 et Tihange 4  conformément à la volonté des autorités belges et la modification de la loi de 2003 sur la sortie nucléaire.

• Pour 2025, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), est inférieur à la norme de fiabilité (3h), puisqu'il atteint 1,9 heures/an. Par contre, pour le scénario B avec sensitivité, la norme de fiabilité n’est pas respectée étant donné que la LOLE atteint 6,3 heures/an.
   
• Pour 2028, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), est supérieur à la norme de fiabilité (3h), puisqu'il atteint 4 heures/an. Pour le scénario B intégrant une sensitivité, le LOLE est encore plus élevé et atteint 9,8 heures/an soit un niveau bien supérieur à la norme de fiabilité établie à 3 heures.
   
• Pour 2030, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), redescend légèrement et atteint 2,9 heures. Cela permet à la Belgique de repasser tout juste en dessous de sa norme de fiabilité. Par contre,  pour le scénario B avec sensitivité, la norme de la Belgique ne serait pas respectée étant donné que le LOLE atteint 7,3 heures/an.
   
• Pour 2033, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), repasse au-dessus de la norme de fiabilité et atteint 6 heures/an. Pour le scénario B avec sensitivité, la LOLE atteint même 19,3 heures/an soit un niveau extrêmement supérieur à la norme de fiabilité de la Belgique.

Plusieurs commentaires peuvent être faits : 

• La norme de fiabilité n’est respectée dans aucun des scénarios avec sensitivité ; ce qui indique des risques sur la sécurité d’approvisionnement en cas de conditions défavorables d’investissement liées à des pics de prix plus bas dans le futur.
• Même pour le scénario central, certaines années étudiées conduisent à des LOLE supérieurs à la norme de fiabilité indiquant des problèmes sur la sécurité d’approvisionnement si aucune mesure n’est prise.
• Les résultats peuvent varier avec les résultats obtenus par Elia dans leur étude bisannuelle sur l’adéquation et la flexibilité « Ad&Flex » étant donné que les hypothèses ont évolué entre les deux études. De plus, l’ERAA considère des années civiles complètes contrairement à Elia pour qui l’année de référence commence le 1^er novembre et se termine le 31 octobre (pour ne pas séparer les hivers).
• Les mesures qui ont été prises par le gouvernement et notamment la mise en place d’un CRM sont justifiées au vu des risques sur la sécurité d’approvisionnement en électricité dans les années à venir. Ces mesures permettront d’éviter que ces risques se matérialisent.

ACER a pris la décision le 2 mai 2024 de valider l’ERAA 2023. C’est la première édition de l’ERAA qui est validée par ACER qui a ainsi reconnu les améliorations importantes qui ont été effectuées en termes de méthodologie et d’hypothèses. La robustesse de l’étude d’ENTSO-E a fortement augmenté pour ACER et justifie donc son approbation.

Néanmoins, plusieurs pistes d’amélioration ont encore été identifiées par ACER pour garantir que la prochaine édition de l’ERAA soit encore plus robuste.

La première piste d’amélioration vise à renforcer la consistance du modèle en utilisant l’approche itérative pour modéliser les décisions d’investissement plutôt que la méthode de minimisation des coûts qui donne des comportements parfois inconsistants.

De plus, la modélisation des échanges transfrontaliers doit également être améliorée et utiliser la méthode « flow-based model » pour correctement identifier les risques sur la sécurité d’approvisionnement.

Enfin, ACER recommande à ENTSO-E de mieux représenter les règles du marché (les prix maximaux par exemple) ainsi que l’aversion au risque des investisseurs via une meilleure transparence des paramètres et une révision fréquente de ces derniers.  

Les résultats de l’ERAA 2024 seront publiés en novembre 2024. 

Les analyses nationales sur la sécurité d’approvisionnement

• Les analyses réalisées dans le cadre de la réserve stratégique selon l’article 7bis §1er de la loi Electricité
  Ce mécanisme  était autorisé par la DG Concurrence de l’Union européenne jusqu’au 31 mars 2022.
   

• L’étude biannuelle prévue par l'article 7bis §4bis de la loi Electricité

  En accord avec l’art.7bis §4bis de la loi électricité, Elia doit réaliser, au plus tard le 30 juin de chaque période biennale, une analyse relative aux besoins du système électrique belge en matière d’adéquation et de flexibilité du pays sur un horizon de dix ans.

  Les hypothèses et scénarios de base ainsi que la méthodologie utilisés pour cette analyse sont déterminés par le gestionnaire du réseau en collaboration avec la Direction générale de l’Energie et le Bureau fédéral du Plan et en concertation avec la CREG.

Etude sur les besoins en adéquation et flexibilité pour la période 2024-2034 (NRAA de juin 2023)

Elia a publié le 29 juin 2023 son étude biennale relative aux besoins en adéquation et en flexibilité du système électrique belge pour la période 2024-2034. Les principaux résultats de l’étude en terme d’adéquation seront résumés ci-dessous.

Pour l’hiver 2023-2024, aucun risque sur la sécurité d’approvisionnement n’a été observé par Elia ni dans le scénario EU-BASE ni dans le scénario EU-SAFE qui prend en compte des hypothèses plus pessimistes. Pour le scénario EU-BASE, la marge du système électrique belge serait de 2800 MW et de 800 MW pour le scénario EU-SAFE.

Pour l’hiver 2024-2025, à nouveau, aucun risque sur la sécurité d’approvisionnement n’a été identifié et une marge de 2100 MW a été calculée par Elia pour le scénario EU-BASE et de 300 MW pour le scénario EU-SAFE. Cette marge permet de justifier que le Low Carbon Tender  (art7 duodecies de la loi Electricité) n’était plus nécessaire. En effet, lors de l’étude de 2021, Elia avait calculé un besoin de 500 MW. Néanmoins, plusieurs éléments ont évolué depuis.  Grâce notamment à une consommation électrique plus basse que prévu et à une plus grande capacité de stockage en Europe, la Belgique peut être sereine vis-à-vis de sa sécurité d’approvisionnement pour cet hiver.

Pour l’hiver 2025-2026,  le scénario EU-BASE donne une marge de 200 MW pour le système électrique belge alors que dans le scénario EU-SAFE, le besoin s’élève à 2000 MW. Il est important de noter que la situation est activement suivie par les autorités et que des mesures pour assurer la sécurité d’approvisionnement sont déjà mises en place tel que le CRM. Une disponibilité de Doel 4 et Tihange 3 durant l’hiver 2025-2026 permettrait de réduire ce besoin de 1700 MW.

A partir de l’hiver 2026-2027, les besoins en électricité seront plus importants étant donné les objectifs de décarbonisation et l’importante électrification de notre société qui l’accompagne. Dès lors, les capacités installées/disponibles sont insuffisantes pour couvrir la future demande électrique.

Ci-dessous, l’évolution des besoins selon le scénario EU-BASE et EU-SAFE pour les années à partir de 2026 est illustrée via un graphique issu de l’étude d’Elia. Les années représentées dans le graphique vont du 1^er septembre au 31 août.

Ci-dessous, un résumé de la précédente étude datant de 2021 peut être trouvé. Le secteur de l’énergie est continuellement en évolution et les hypothèses prises seulement 2 ans auparavant sont souvent déjà dépassées. Dès lors, il est important de considérer l’étude Adequacy & Flexibility de juin 2023 comme étant l’étude pertinente pour juger de la sécurité d’approvisionnement du système électrique belge pour les années à venir.

Etude sur les besoins en adéquation et flexibilité pour la période 2022-2032 (NRAA de juin 2021)

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  Les résultats relatifs au scénario EU-BASE de cette étude de 2021 indiquent qu’il n’y a pas de problème de sécurité d’approvisionnement en Belgique avant 2025.

Cette étude confirme par ailleurs la nécessité d'un CRM à partir de 2025. Les manques de capacités permettant de garantir le respect de la norme de fiabilité sont identifiés à 2 GW en 2025 ; 2,6 GW en 2028 ; 3,2 GW en 2030 et 3,9 GW en 2032.

L’étude « Adequacy and Flexibility » du gestionnaire de réseau conclut par ailleurs qu‘il y aura suffisamment de capacité installée dans le réseau pour couvrir les besoins de flexibilité. 

Les analyses du Forum Pentalateral

L’étude « Generation Adequacy Assessment » (GAA), publié en avril 2020, se base sur les hypothèses de la dernière « Mid-Term Adequacy Forecast » (MAF) publiée fin 2019 par ENTSO-E. Elle y apporte plusieurs sensibilités qui ont été définies par les gestionnaires de réseaux de transport et validées par les ministères. Cette étude a fait l’objet d’une consultation auprès des régulateurs au sein du Forum pentalatéral (PLEF).

Pour rappel, le PLEF forme le cadre pour la coopération régionale dans la zone CWE (Central Western Europe) en vue d’améliorer l’intégration du marché de l'électricité et la sécurité d'approvisionnement.

Selon les hypothèses de l’étude PLEF GAA, la Belgique connaitra un besoin important de nouvelles capacités en 2025 malgré l’augmentation et le développement supposés de la gestion de la demande, des énergies renouvelables, du stockage et de la capacité d’interconnexion.

Une conclusion essentielle de l'étude, qui ne prend en compte aucun mécanisme de rémunération pour la Belgique, est que le déficit structurel en matière d’adéquation identifié dépend fortement de risques qui échappent au contrôle de la Belgique. En effet, les différentes sensibilités régionales appliquées dans l’étude (« Low Gas », « Low NUC ») soulignent à quel point l’indisponibilité de production ou de capacité d’interconnexion à l’étranger impacte l’adéquation en Belgique. Les résultats de l’étude montrent respectivement des Loss of Load Expectation (« LOLE ») de 8,1h et 4,6h en 2025 pour ces sensitivités.

L’étude sur les besoins et potentiels de flexibilité dans la région du Penta, publiée en mars 2023, table sur une augmentation significative (facteur 3 à 5) des besoins en flexibilité (journaliers, hebdomadaires et saisonniers) dans cette région d’ici 2030, 2040 et 2050, sous l’effet de la pénétration massive des énergies renouvelables intermittentes. Les scénarios technologiques mis en œuvre (basés sur l’« Ember study 2022 ») varient d’un pays à l’autre en fonction de ses besoins et de son potentiel relatif aux différentes technologies flexibles.

La demande et le stockage devraient apporter une contribution majeure à la flexibilité d’ici 2040, avec un rôle significatif attendu de l’électrolyse et de la génération d’hydrogène, notamment en Belgique. L’étude démontre que la coopération régionale (au niveau Penta) permettrait de réduire les besoins en flexibilité de manière substantielle (de 10 à 20 %). L’étude s’accompagne d’une série de recommandations en matière de gouvernance, de mise en œuvre (et de révision) de la directive sur le marché de l’électricité (EMD) et au niveau des réseaux de transport et de distribution d’électricité.

Les analyses sur la sécurité d’approvisionnement à long terme

Le gestionnaire de réseau a fait en novembre 2017 une étude sur la transition énergétique et les scénarios électriques associés.