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 23.01.2025)

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)

Winter Outlook 2024-2025

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 2024, ENTSO-E (the European Network of Transmission System Operators for Electricity)  a publié le Winter Outlook 2024-2025. Ce rapport analyse notamment la sécurité d’approvisionnement en électricité pour plus de 35 pays européens.

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

• le scénario de référence en condition normale de marché
• le scénario avec utilisation de ressources hors marché

ENTSO-E conclut qu’aucun risque au niveau de la sécurité d’approvisionnement existe en Belgique pour les deux scénarios. Une conclusion similaire peut être faite pour la majorité des pays européens. Les pays qui ont un LOLE ((Loss of Load Expectation) supérieur à 0 sont Chypre, Irlande, Malte, Crète, Estonie, Finlande et la Pologne.

Lors de l’utilisation de ressources hors marché, les risques pour plusieurs de ces pays diminuent fortement ou même disparaissent. Dans tous les cas, la Belgique n’est pas concernée par un risque sur sa sécurité d’approvisionnement.

Dans l’étude du gestionnaire de réseau Elia de juin 2023 sur l’adéquation en Belgique, une conclusion similaire avait été faite et aucun risque sur la sécurité d’approvisionnement n’avait d’ailleurs été identifié pour cet hiver.

Les tendances pour cet hiver par rapport à l’année précédentes sont une capacité de génération renouvelable significativement plus importante. L’augmentation sur toute l’Europe atteint 110 GW. Concernant le stockage par batterie, la capacité a été doublée en un an mais reste à un niveau assez bas de 11 GW installée sur toute l’Europe. Concernant les capacités de production plus émettrices de CO₂ telles que celles utilisant du charbon ou du pétrole, leur capacité combinée en Europe a diminué de 17 GW soit une baisse de 15%. Au contraire, les capacités flexible fonctionnant au gaz ont augmenté de 8 GW par rapport au précédent hiver.

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.

Les études relatives aux prévisions à moyen terme

Les analyses d’ENTSO-E dans le cadre de l’ERAA 2024

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 2024 sur les années 2026, 2028, 2030 et 2035.

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.

Les hypothèses belges utilisées dans l’ERAA 2024 ont été fournies par Elia après consultation de 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 et 2023 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 l’accord entre l’Etat belge et Engie et à l’approbation de la Commission européenne.

• Pour 2026, 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 4,7 heures/an. Néanmoins, la sécurité d’approvisionnement sera garantie en Belgique étant donné que les enchères du CRM T-1 de 2024 et 2025 n’ont pas encore été prises en compte.
   
• 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 7,9 heures/an. Encore une fois, les futures enchères CRM ne sont pas prises en compte dans le scénario.
   
• Pour 2030, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), redescend légèrement et atteint 6 heures/an.
   
• Pour 2035, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), augmente à nouveau et passe à 10,4 heures/an.

Plusieurs commentaires peuvent être faits : 

• La norme de fiabilité pour la Belgique n’est respectée dans aucune des années cibles étudiées. Cela démontre que des problèmes sur la sécurité d’approvisionnement sont à prévoir en Belgique 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.
• La publication de cette étude a connu un retard important à cause de la mise en place d’une nouvelle base de données climatiques.

ACER a 3 mois à partir du moment de sa publication, le 7 avril 2025, pour valider ou amender l’ERAA 2024. 

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.