Table of Contents

    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:

    Les autorisations de production

    Les autorisations récemment délivrées par la Direction générale de l’Energie sont reprises dans ce tableau (mise à jour au 15.06.2021)

    Project

    Technologie

    Développeur

    Puissance

    Les Awirs

    TGV

    Electrabel

    875 MW

    Dils-Energie

    TGV

    Dils-Energie

    920 MW

    Tessenderlo

    TGV

    TDS

    900 MW

    Vilvoorde

    TGV

    Electrabel

    875 MW

    ICO Windpark

    Eolien

    ICO

    44 MW

    Borealis Kallo

    Cogénération

    Borealis

    46 MW

    Kristal Solar Park

    Solaire

    Kristal

    75 MW

    Seraing

    TGV

    Luminus

    595 MW ou 870 MW

    Amercoeur 2

    Turbine à gaz

    Electrabel

    320 MW

    Bali Wind Manage

    TGV

    Bali Wind

    870 MW

    Une mise à jour du précédent tableau sera fournie après la première enchère du CRM (Capacity Remuneration Mecanism).

    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 2022, 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)

    Feu vert

    Winter Outlook

    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.

     

    Summer Outlook

    ENTSO-E réalise annuellement une analyse sur la sécurité d’approvisionnement pour l’été à venir. Le "Summer Outlook 2023" a été publié en juin 2023 et n’identifie aucun risque en terme d’adéquation du système électrique pour la Belgique durant cet été. 

    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 2023, dès lors il est important de surveiller continuellement la situation. Ce monitoring continu est effectué par la DG Energie et aussi par le gestionnaire de réseau, Elia. 

    D’ailleurs, Elia a confirmé aux autorités en juin 2023 que la sécurité d’approvisionnement en Belgique ne posera pas de problème lors de l’été 2023. Néanmoins, Elia a averti les acteurs de marché de l’énergie qu’il faudra faire attention à la capacité d’exportation de la Belgique. En effet, il pourrait arriver que l’on se retrouve dans une situation de surproduction au vu de la grande disponibilité des unités nucléaires, des travaux de maintenance de Coo et de la production des renouvelables et il pourrait alors être demandé à certaines unités de production de s’arrêter. Cette situation ne se produira pas lors d’une journée typique mais pourrait survenir en cas de fort ensoleillement et de vent important le week-end.

    Les études relatives aux prévisions à moyen terme

    Les analyses de l'ENTSO-E dans le cadre de l’ERAA 2022

    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 2022 sur les années 2025, 2027 et 2030.

    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, seul un scénario central sans mécanisme de rémunération de la capacité a été étudié par ENTSO-E.

    Les hypothèses belges utilisées dans l’ERAA 2022 ont été fournies par Elia et représentent les hypothèses les plus à jour au moment de l’étude. Les nouvelles capacités qui ont été contractées durant l’enchère CRM 2021, ont bien été prises en compte dans cette étude. De plus, une prolongation à partir de 2026-2027 de deux centrales nucléaires, Doel 3 et Tihange 4, est également considérée conformément à la volonté des autorités belges.

    Pour 2025, sans mécanisme de capacité, pour le scénario central, la LOLE simulée pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), est supérieure à la norme de fiabilité (3h), puisqu'elle atteint 6,5 heures/an. 

    Pour 2027, sans mécanisme de capacité, pour le scénario central, la LOLE simulée pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), est supérieure à la norme de fiabilité (3h), puisqu'elle atteint 10,4 heures/an. 

    Pour 2030, sans mécanisme de capacité, pour le scénario central, la LOLE simulée pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), est supérieure à la norme de fiabilité (3h), puisqu'elle atteint 11 heures/an. 

    Plusieurs commentaires peuvent être faits : 

    • Pour chacune des années cibles, la LOLE est supérieure à la norme de fiabilité ce qui indique clairement le besoin d’un mécanisme de rémunération de la capacité pour que la Belgique atteigne cette dernière.
    • 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 fortement évolué. De plus, l’ERAA considère des années civiles complètes contrairement à Elia pour qui l’année de référence commence le 1er novembre et se termine le 31 octobre (pour ne pas séparer les hivers).
    • Les résultats d’ENTOS-E ont fortement été impactés par les hypothèses prises sur le prix des carburants et sur la situation géopolitique. Au moment de l’étude et encore actuellement ces effets étaient incertains et une meilleure évaluation de la situation pourra être effectuée en juin 2023 par Elia dans le cadre de la prochaine étude bisannuelle sur l’adéquation et la flexibilité.
    • Plusieurs simplifications ont été nécessaires et opérées lors de l’EVA ; ce qui mène à considérer avec précaution ses résultats.

    ACER a pris la décision le 28 février 2023 de ne pas valider l’ERAA 2022 ni de l’amender. Une décision similaire avait été prise pour l’ERAA 2021. Néanmoins, ACER reconnait les avancées qui ont été faites sur les aspects méthodologiques et notamment sur la manière de modéliser la gestion active de la demande ainsi que sur les hypothèses prises. ACER reconnait donc les efforts réalisés par ENTSO-E dans un contexte de crise énergétique. 

    ACER a donné plusieurs pistes pour améliorer la prochaine édition de l’ERAA dont notamment un meilleur alignement des hypothèses avec les  objectifs européens Fit-For-55 et une limitation des  simplifications méthodologiques faites amenant à des résultats moins robustes. Les résultats de l’ERAA 2023 seront publiés en novembre 2023. Entsoe recense déjà les travaux réalisés dans ce cadre. 

    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 biisannuelle prévu 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 1er 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)

    •  

      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.

    pre-2025 overview of the margin need in the different scenarios and sensitivities

    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.

    Post-2025 Overview of the need in the different scenarios and time horizons

    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.

    Dernière mise à jour
    27 novembre 2023