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 15.06.2021)

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)

En février 2022, EDF a annoncé ajuster son estimation de production nucléaire 2022 à 295 – 315 TWh, contre 300 – 330 TWh. Pour 2023, EDF ajuste son estimation de production nucléaire à 300-330 TWh contre 340-370 TWh précédemment.

Un monitoring continu de la sécurité d’approvisionnement, proposé par la DG Energie du SPF Economie, est disponible sur le site. Il contient des données mises à jour de manière très régulière sur les concepts principaux permettant de surveiller la sécurité d’approvisionnement.

En octobre 2022, ENTSO-E a publié un Early Insights of Winter Outlook Report 2022-2023

Selon ces premiers résultats, malgré des situations à risque identifiées en France, aucun problème de sécurité d’approvisionnement en électricité n’est annoncé pour la Belgique, et ce pour chacun des scénarios étudiés. 
Entso-E publiera un rapport complet en décembre 2022. 
 

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 1^er 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.

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.

Les analyses nationales sur la sécurité d’approvisionnement

• Les analyses réalisées dans le cadre de la réserve stratégique

  La réserve stratégique est un mécanisme qui permet au gestionnaire du réseau de transport d'électricité belge d'activer des capacités de production mises à l’arrêt, lorsqu’un risque non négligeable de pénurie d'électricité est identifié à court terme. Dans la réserve stratégique, les capacités de production soutenues ne participent donc pas au marché de l’électricité, et ne délivrent donc d’énergie que sur demande du gestionnaire de réseau lorsqu’une pénurie est identifiée. Des capacités de gestion de la demande peuvent également participer à ce mécanisme.   Ce mécanisme  est autorisé par la DG Concurrence de l’Union européenne jusqu’au 31 mars 2022.

  S'appuyant sur l'analyse effectuée par le gestionnaire de réseau Elia ainsi que sur l'avis remis par la Direction générale de l'Energie pour la période 2020-2021, la ministre de l'énergie a décidé en date du 13 janvier 2021 de ne pas constituer de réserve stratégique pour la période du 1^er novembre 2021 au 31 mars 2022.
   

• L’analyse réalisée par Elia dans le cadre de l’étude sur les besoins en adéquation et en flexibilité pour l’horizon 2022-2032

  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.

  Les résultats relatifs au scénario EU-BASE de cette étude 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 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.