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 22.08.2025)

Numéro de dossier	Technologie	Commune	Puissance	Titulaire de l'autorisation	Date de l'arrêté
EP-2019-0050-A	Eolien	Zeebrugge	44 MW	nv ICO Windpark	20/12/2019
EP-2019-0051-A	Turbine gaz-vapeur	Zoning de Seneffe	870 MW	SA Bali Wind	06/04/2020
EP-2019-0052bis-A	Turbine gaz	Amercoeur II	320 MW	SA Electrabel	24/01/2021
EP-2020-0053-A	Turbine gaz-vapeur	Saint Ghislain	378 MW	SA Electrabel	6 juli 2021
EP-2020-0054-A	Turbine gaz ou turbine gaz-vapeur	Seraing	870 MW	Taranis Power SA	05/05/2021
EP-2020-0056-A	STEG	Tessenderlo	900 MW	Tessenderlo Development Services NV	07/12/2020
EP-2020-0058-A	Turbine gaz-vapeur	Les Awirs	875 MW	SA Electrabel	24/02/2021
EP-2021-0059bis-A	Batteries	Deux Acren	50 MW	Corisa Sole Deux Acren SRL	23/8/2022
EP-2021-0063bis-I-A	Centrale d'accumulation par pompage-turbinage (extension)	Coo	99 MW	SA Electrabel	08/09/2022
EP-2021-0063bis-II-A	Batteries	Coo	74 MW	SA Electrabel	08/09/2022
EP-2021-0064-A	Eolien (extension > 25 MW)	Brecht	26,125 MW	Aspiravi	23/08/2021
EP-2022-0066-A	Batteries	Dilsen	250 MW	RWE Energy Solutions Belgium nv	01/09/2022
EP-2022-0067-A	Eolien	site ArcelorMittal Gent	30,8 MW	Storm Gent 3 nv	10/05/2023
EP-2022-0068-A	Batteries	site Total Antwerpen	25 MW	TotalEnergie Renewables SAS	23/08/2022
EP-2022-0069-A	Batteries	site Total Feluy	25 MW	TotalEnergie Renewables SAS	01/09/2022
EP-2023-0070-A	Batteries	Vilvorde	200 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0071-A	Turbine gaz ou turbine gaz-vapeur	Vilvorde	260 of 385 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0072-A	Batteries	Engie Drogenbos	80 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0073-A	Batteries	Engie Kallo	100 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0075-A	Batteries	Garocentre	170 MW	Weerts Logistic Park BER 3 SA	23/08/2023
EP-2023-0077-A	Batteries	Zeebrugge	100 MW	Storm 67 bv	23/08/2023
EP-2023-0078-A	Batteries	Langerlo	100 MW	Storm 90 bv	23/08/2023
EP-2023-0079-A	Batteries	Ruien	200 MW	Storm 91 bv	28/08/2023
EP-2023-0081-A	Batteries	Grâce-Hollogne	25 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	02/10/2023
EP-2023-0082-A	Batteries	Houdeng-Gœgnies	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	02/10/2023
EP-2023-0085-A	Batteries	Tongeren	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0086-A	Batteries	Bornem	25 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0087-A	Batteries	Kontich	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0088-A	Batteries	Beersel	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0090-A	Batteries	Grimbergen	50 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0094-A	Batteries	Harmignies	75 MW	Harmignies Energy Storage SA / nv	23/08/2023
EP-2023-0095-A	Batteries	Auvelais	75 MW	Auvelais Energy Storage SA / nv	23/08/2023
EP-2023-0097-A	Batteries	Ville-sur-Haine	50 MW	Eneco Wind Belgium SA	12/10/2023
EP-2024-0098-A	Batteries	Zoning industriel d'Aubange	100 MW	Estor-Lux II SA	12/07/2024
EP-2024-0099-A	Batteries	Duferco La Louvière	50 MW	D-STOR SA	07/05/2024
EP-2024-0102-A	PV	Inovyn	60 MW	Green for Power - Hélios SA	05/09/2024
EP-2024-0103-A	Batteries	site Wuyts International	35 MW	HybriX Energy bv	12/07/2024
EP-2024-0104-A	Batteries	site WDP, industriegebied Genk-Zuid	60 MW	WDP nv	05/09/2024
EP-2024-0105-A	Batteries	Heze, site Edelbeton	35 MW	HybriX Energy bv	12/07/2024
EP-2024-0106-A	Batteries	site Gramme	50 MW	Bureau d'Etudes Pierre Berger SA	06/09/2024
EP-2024-0107-A	Batteries	Ophoven	300 MW	GIGA Blue Marlin bv	09/09/2024
EP-2024-0108-A	Batteries	site Rotem	700 MW	GIGA Green Turtle bv	09/09/2024
EP-2024-0112-A	Batteries	Navagne	150 MW	Luminus Storage SA	31/01/2025
EP-2025-0113-A	Batteries	Ruien	25,1 MW	Ruien Energy Storage 3 bv	03/07/2025
EP-2025-0114-A	Batteries	Ruien	74,9 MW	Ruien Energy Storage 2 bv	03/07/2025

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 2025-2026

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 2025, ENTSO-E (the European Network of Transmission System Operators for Electricity)  a publié le Winter Outlook 2025-2026. 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 n’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, Lituanie, Estonie, Finlande, Irlande du nord et l’Ukraine.

Lors de l’utilisation de ressources hors marché, les risques pour plusieurs de ces pays diminuent fortement ou même disparaissent. Le pays avec le LOLE le plus important est l’Irlande avec un peu moins d’une heure, ce qui reste assez bas. Dans tous les cas, la Belgique n’est pas concernée par un risque sur sa sécurité d’approvisionnement.

Les tendances pour cet hiver par rapport à l’année précédentes sont une capacité de génération renouvelable plus importante et une diminution des capacités très émettrices de CO₂. L’augmentation de renouvelable sur toute l’Europe atteint 60 GW. Concernant le stockage par batterie, la capacité a augmenté de 150% par rapport à l’hiver précédant mais reste basse en valeur absolue et atteint 28 GW 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 10%. Au contraire, les capacités flexibles fonctionnant au gaz ont augmenté de 4 GW par rapport au précédent hiver alors que les capacités nucléaires sont stables avec une légère baisse de 1GW.

Summer Outlook 2025

ENTSO-E réalise annuellement une analyse sur la sécurité d’approvisionnement pour l’été à venir. Le "Summer Outlook 2025" a été présenté le 14 juin 2025 lors d’un webinaire et n’a identifié aucun risque en termes d’adéquation du système électrique pour la Belgique durant l’été 2025.

Les principaux changements du système électrique au niveau européen sont une augmentation significative du photovoltaïque avec 90 GW de capacité supplémentaires et un doublement de la capacité de stockage (+127%). On observe aussi une diminution des capacités à forte intensité carbone de l’ordre de 14 GW.   

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. Le scénario avec ressources hors-marché permet notamment de diminuer les risques sur la sécurité d’approvisionnement de Malte, Chypre et de l’Irlande.

Les données utilisées pour réaliser cette analyse datent de mars 2025, 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 comme par exemple une amélioration des prévisions météorologiques, coordination avec les pays voisins ou encore réduction de la production des parcs éoliens offshore  et la situation est évidemment contrôlée en continu.

Les études relatives aux prévisions à moyen terme

Les analyses d’ENTSO-E dans le cadre de l’ERAA 2025

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 2025 sur les années 2028, 2030, 2033 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 2025 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 jusqu’à 2024 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 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 entre 9 et 14 heures/an. Néanmoins, la sécurité d’approvisionnement sera garantie en Belgique étant donné que les enchères du CRM permettent de respecter la norme de fiabilité de 3 heures via la contractualisation de nouvelles capacités ou la prolongation de capacités existantes.
   
• Pour 2030, 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 entre 9 et 17 heures/an. Encore une fois, les futures enchères CRM ne sont pas prises en compte dans le scénario.
   
• Pour 2033, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), continue d’augmenter et atteint entre 13 et 34 heures/an.
   
• Pour 2035, pour le scénario central, le LOLE simulé pour la Belgique, après l'analyse de viabilité économique (EVA), diminue légèrement et atteint entre 12 et 25 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 de sécurité d’approvisionnement en électricité sont à prévoir en Belgique si aucune mesure n’est prise.
• Ces résultats diffèrent surtout à court terme, de l’étude nationale réalisée par le gestionnaire de réseau en juin 2025 (Adequacy and Flexibility 2025), où des problèmes de sécurité d’approvisionnement n’apparaissent qu’à l’horizon 2031 pour le scénario EU-BASE (voir plus bas). Ces différences peuvent notamment être expliquées par des hypothèses différentes ainsi que par l’emploi de  bases de données climatiques différentes. De plus, l’ERAA considère des années civiles complètes contrairement à Elia pour qui l’année de référence commence le 1^er septembre et se termine le 31 août (pour ne pas séparer les hivers).
• En ce qui concerne les résultats détaillés pour la Belgique, l’étude de viabilité économique considère que 600 MW de capacité CCGT pourrait se retirer du marché en 2028 alors que des extensions de la durée de vie de ces centrales CCGT pourrait s’élever à 2690 MW d’ici 2035. Aucune capacité de batterie ou de gestion de la demande n’est considérée comme économiquement viable selon l’étude.  Ces résultats sont similaires à l’étude d’Elia, qui ne trouvait pas de capacité de batteries ou de gestion de la demande économiquement viable et jusqu’à 1,5 GW de capacité CCGT qui ne serait plus économiquement viable.
• 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.
• Les potentiels problèmes de sécurité d’approvisionnement en électricité sont quasiment généralisés en Europe et affectent nos pays voisins. Ces risques proviennent principalement d’une diminution de la capacité fossile couplée à une forte augmentation de la demande en électricité notamment liée aux objectifs européens de net-zero d’ici 2050.

ACER a 3 mois à partir du moment de la publication de l’ERAA 2025, soit le 17 décembre 2025, pour valider ou amender l’étude. 

Etude sur les besoins en adéquation et flexibilité pour la période 2026-2036 (NRAA de juin 2025)

Elia a publié le 27 juin 2023 son étude biennale relative aux besoins en adéquation et en flexibilité du système électrique belge pour la période 2026-2036. Les principaux résultats de l’étude en termes d’adéquation seront résumés ci-dessous. L’analyse se focalisera sur le scénario « Current Commitments » qui est un scénario à politique annoncée. Elia a également développé un scénario « Constrained Transition » prenant en compte une transition énergétique ralentie ainsi qu’un scénario « Prosumer Power » qui à l’inverse envisage une électrification plus importante et plus rapide de la société.

 De nombreux autres résultats sont disponibles dans l’étude avec une analyse notamment des besoins en flexibilité, de l’évolution des prix de l’électricité, du futur mix d’électricité selon les projections d’Elia, des émissions carbones liés à la production d’électricité, etc.

Pour les hivers 2026-2027, 2027-2028 et 2028-2029, aucun risque sur la sécurité d’approvisionnement n’a été observé par Elia dans le scénario EU-BASE alors que dans le scénario EU-SAFE qui prend en compte des hypothèses plus pessimistes concernant la disponibilité du nucléaire français, seul un besoin de 200 MW pour l’hiver 2028-2029 a été observé. Pour le scénario EU-BASE, la marge du système électrique belge serait de 2100 MW lors de 2026-2027 et descendrait progressivement à 1000 MW pour l’hiver 2028-2029.

Pour les hivers de 2029-2030 à 2034-2035, la sécurité d’approvisionnement est encore assurée pour les deux premiers hivers 2029-2030 et 2030-2031 selon le scénario EU-BASE. Pour les hivers suivants, un besoin en nouvelles capacités apparait et atteint 1300 MW en 2034-2035. En ce qui concerne le scénario EU-SAFE, un besoin de 600 MW de nouvelles capacités apparait dès 2029-2030 et augmente progressivement de 300 MW par an en moyenne pour atteindre un besoin de 2200 MW d’ici l’hiver 2034-2035.

Ci-dessous, l’évolution des besoins selon le scénario EU-BASE et EU-SAFE pour les années à partir de 2029 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.

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.