Forward Monitoring van de elektriciteitsbevoorrading

De forward monitoring van de elektriciteitsbevoorrading brengt de meest recente informatie en studies samen die de toekomstige ontwikkeling van beschikbare capaciteiten en marktprijzen analyseren.

Zie ook:

• Continue monitoring
   
• Backward monitoring

De productievergunningen

De Algemene Directie Energie leverde onlangs de vergunningen in onderstaande tabel af (update op 22.08.2025):

Dossiernummer	Technologie	Gemeente	Vermogen	Vergunninghouder	Datum besluit
EP-2019-0050-A	Wind	Zeebrugge	44 MW	nv ICO Windpark	20/12/2019
EP-2019-0051-A	GT	Zoning de Seneffe	870 MW	SA Bali Wind	06/04/2020
EP-2019-0052bis-A	GT	Amercoeur II	320 MW	SA Electrabel	24/01/2021
EP-2020-0053-A	GT	Saint Ghislain	378 MW	SA Electrabel	06/07/2021
EP-2020-0054-A	GT of STEG	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	GT	Les Awirs	875 MW	SA Electrabel	24/02/2021
EP-2021-0059bis-A	Batterijen	Deux Acren	50 MW	Corisa Sole Deux Acren SRL	23/8/2022
EP-2021-0063bis-I-A	Pompaccumulatiecentrale (uitbreiding)	Coo	99 MW	SA Electrabel	08/09/2022
EP-2021-0063bis-II-A	Batterijen	Coo	74 MW	SA Electrabel	08/09/2022
EP-2021-0064-A	Wind (uitbreding > 25 MW)	Brecht	26,125 MW	Aspiravi	23/08/2021
EP-2022-0066-A	Batterijen	Dilsen	250 MW	RWE Energy Solutions Belgium nv	01/09/2022
EP-2022-0067-A	Wind	site ArcelorMittal Gent	30,8 MW	Storm Gent 3 nv	10/05/2023
EP-2022-0068-A	Batterijen	site Total Antwerpen	25 MW	TotalEnergie Renewables SAS	23/08/2022
EP-2022-0069-A	Batterijen	site Total Feluy	25 MW	TotalEnergie Renewables SAS	01/09/2022
EP-2023-0070-A	Batterijen	Vilvorde	200 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0071-A	GT ou GT	Vilvorde	260 of 385 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0072-A	Batterijen	Engie Drogenbos	80 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0073-A	Batterijen	Engie Kallo	100 MW	Electrabel nv	23/08/2023
EP-2023-0075-A	Batterijen	Garocentre	170 MW	Weerts Logistic Park BER 3 SA	23/08/2023
EP-2023-0077-A	Batterijen	Zeebrugge	100 MW	Storm 67 bv	23/08/2023
EP-2023-0078-A	Batterijen	Langerlo	100 MW	Storm 90 bv	23/08/2023
EP-2023-0079-A	Batterijen	Ruien	200 MW	Storm 91 bv	28/08/2023
EP-2023-0081-A	Batterijen	Grâce-Hollogne	25 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	02/10/2023
EP-2023-0082-A	Batterijen	Houdeng-Gœgnies	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	02/10/2023
EP-2023-0085-A	Batterijen	Tongeren	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0086-A	Batterijen	Bornem	25 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0087-A	Batterijen	Kontich	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0088-A	Batterijen	Beersel	100 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0090-A	Batterijen	Grimbergen	50 MW	Prologis Belgium GS SRL / bv	22/11/2023
EP-2023-0094-A	Batterijen	Harmignies	75 MW	Harmignies Energy Storage SA / nv	23/08/2023
EP-2023-0095-A	Batterijen	Auvelais	75 MW	Auvelais Energy Storage SA / nv	23/08/2023
EP-2023-0097-A	Batterijen	Ville-sur-Haine	50 MW	Eneco Wind Belgium SA	12/10/2023
EP-2024-0098-A	Batterijen	Zoning industriel d'Aubange	100 MW	Estor-Lux II SA	12/07/2024
EP-2024-0099-A	Batterijen	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	Batterijen	site Wuyts International	35 MW	HybriX Energy bv	12/07/2024
EP-2024-0104-A	Batterijen	site WDP, industriegebied Genk-Zuid	60 MW	WDP nv	05/09/2024
EP-2024-0105-A	Batterijen	Heze, site Edelbeton	35 MW	HybriX Energy bv	12/07/2024
EP-2024-0106-A	Batterijen	site Gramme	50 MW	Bureau d'Etudes Pierre Berger SA	06/09/2024
EP-2024-0107-A	Batterijen	Ophoven	300 MW	GIGA Blue Marlin bv	09/09/2024
EP-2024-0108-A	Batterijen	site Rotem	700 MW	GIGA Green Turtle bv	09/09/2024
EP-2024-0112-A	Batterijen	Navagne	150 MW	Luminus Storage SA	31/01/2025
EP-2025-0113-A	Batterijen	Ruien	25,1 MW	Ruien Energy Storage 3 bv	03/07/2025
EP-2025-0114-A	Batterijen	Ruien	74,9 MW	Ruien Energy Storage 2 bv	03/07/2025

De geplande productieonderbrekingen

Op 28 december 2011 trad de verordening (EU) nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad over de integriteit en transparantie van de groothandelsmarkt voor energie (hierna: REMIT) in werking. Die verordening verplicht de marktdeelnemers om essentiële gegevens aan het ACER te bezorgen, zoals de gegevens over de beschikbaarheid en het gebruik van installaties voor de productie, opslag en transmissie die voor de markt belangrijk zijn.

De gegevens hieronder over de eenheden die niet beschikbaar zijn voor productie en opslag tussen 2024 en 2027 zijn afkomstig van het ENTSO-E Transparency Platform. De tabel wordt halfjaarlijks bijgewerkt

De studies over de vooruitzichten op korte termijn

De seizoensgebonden vooruitzichten van ENTSO-E (Summer en Winter Outlooks)

Winter Outlook 2025-2026

De AD Energie van de FOD Economie publiceert een continue monitoring van de bevoorradingszekerheid. Deze monitoring bevat regelmatige updates van de belangrijkste concepten die gebruikt worden om de bevoorradingszekerheid te bewaken.

In november 2025 publiceerde ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) de Winter Outlook 2025-2026. Dit rapport analyseert onder meer de zekerheid van de elektriciteitsvoorziening voor meer dan 35 Europese landen.

ENTSO-E heeft twee scenario's bestudeerd om de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening te beoordelen:

• het referentiescenario onder normale marktomstandigheden
• het scenario met inbegrip van off-market bronnen

ENTSO-E concludeert dat er voor geen van beide scenario's een risico is voor de bevoorradingszekerheid in België. Een gelijkaardige conclusie kan worden getrokken voor de meeste Europese landen. De landen met een LOLE (Loss of Load Expectation) hoger dan 0 zijn Cyprus, Ierland, Malta, Litouwen, Estland, Finland, Noord-Ierland en Oekraïne.

Bij gebruik van off-market bronnen nemen de risico's voor verschillende van deze landen aanzienlijk af of verdwijnen ze zelfs. Het land met de hoogste LOLE is Ierland, met iets minder dan een uur, wat nog steeds vrij laag is. In elk geval loopt België geen risico op het vlak van bevoorradingszekerheid.

De trends voor de winter 2025-2026 ten opzichte van vorig jaar zijn een grotere capaciteit voor hernieuwbare energieopwekking. De toename in heel Europa bedraagt 60 GW. Wat batterijopslag betreft, is de capaciteit met 150 % gestegen ten opzichte van de vorige winter, maar blijft deze in absolute waarde laag en bedraagt 28 GW in heel Europa. Van de productiecapaciteiten met hogere CO₂-emissies, zoals degene die steenkool of aardolie gebruiken, is de gecombineerde capaciteit in Europa met 10 % gedaald. Daarentegen is de flexibele capaciteit op basis van gas met 4 GW gestegen ten opzichte van de vorige winter, terwijl de nucleaire capaciteit stabiel is gebleven met een lichte daling van 1 GW.

Summer Outlook 2025

ENTSO-E voert jaarlijks een analyse uit van de bevoorradingszekerheid voor de komende zomer. De “Summer Outlook 2025” werd op 14 juni 2025 tijdens een webinar voorgesteld en stelde geen risico's vast op het vlak van de toereikendheid van het elektriciteitssysteem voor België tijdens de zomer van 2025.

De belangrijkste veranderingen in het elektriciteitssysteem op Europees niveau zijn een aanzienlijke toename van fotovoltaïsche energie met 90 GW extra capaciteit en een verdubbeling van de opslagcapaciteit (+127%). Er is ook een afname van de koolstofintensieve capaciteit met ongeveer 14 GW.  

Er zijn twee scenario's onderzocht. Het eerste scenario gaat uit van een Europese markt onder normale bedrijfsomstandigheden, terwijl het tweede scenario daar bepaalde niet-marktgebonden middelen aan toevoegt die zouden worden geactiveerd wanneer daar behoefte aan is.  Voor beide scenario's heeft ENTSO-E geen risico's voor de voorzieningszekerheid in België vastgesteld. Het scenario met niet-marktgebonden middelen maakt het met name mogelijk om de risico's voor de voorzieningszekerheid van Malta, Cyprus en Ierland te verminderen.

De gegevens die voor deze analyse zijn gebruikt, dateren van maart 2025, dus het is belangrijk om de situatie voortdurend in de gaten te houden, wat de DG Energie van de FOD Economie ook doet.

Hoewel er a priori geen risico bestaat voor de bevoorradingszekerheid als gevolg van een gebrek aan capaciteit, bestaat er toch een risico dat het Belgische elektriciteitsnet niet voldoende compressibel is in situaties van overproductie (dagen met veel wind en zon). Dit risico wordt nog vergroot door fouten in de weersvoorspellingen. De netbeheerder heeft daarom verschillende maatregelen genomen, zoals een verbetering van de weersvoorspellingen, coördinatie met de buurlanden en een vermindering van de productie van offshore windparken. De situatie wordt uiteraard voortdurend gecontroleerd.

De studies over de vooruitzichten op middellange termijn

De analyses van ENTSO-E in het kader van het ERAA 2025

De ERAA ( European Resource Adequacy Assessment ) is een pan-Europese beoordeling door netbeheerders van de toereikendheid van de middelen van het elektriciteitssysteem voor bepaalde sleuteljaren over een periode van tien jaar. Deze beoordeling wordt jaarlijks uitgevoerd en richt zich voor de editie van 2025 op de jaren 2028, 2030, 2033 en 2035.

Deze studie wordt uitgevoerd overeenkomstig artikel 23 van Richtlijn 2019/943 van het Europees Parlement en de Raad van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit en is gebaseerd op geavanceerde methodologieën en probabilistische beoordelingen. Deze methodologieën worden voornamelijk bepaald door het ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) en maken het mogelijk om gebeurtenissen te modelleren en te analyseren die een negatieve invloed kunnen hebben op het evenwicht tussen vraag en aanbod van elektriciteit.

De Belgische hypothesen die in de ERAA 2025 worden gebruikt, zijn door Elia verstrekt na overleg met DG Energie en zijn de meest actuele hypothesen op het moment van de studie. Er werd rekening gehouden met de nieuwe capaciteit die tijdens de CRM-veilingen tot 2024 werd gecontracteerd, alsook met een verlenging vanaf 2025-2026 van de twee kerncentrales, Doel 3 en Tihange 4, overeenkomstig het akkoord tussen de Belgische staat en Engie en de goedkeuring van de Europese Commissie.

• Voor 2028 ligt de gesimuleerde LOLE voor België in het centrale scenario, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), boven de betrouwbaarheidsnorm (3 uur), aangezien deze tussen 9 en 14 uur/jaar bedraagt. De bevoorradingszekerheid in België zal echter gewaarborgd zijn, aangezien de CRM-veilingen het mogelijk maken om de betrouwbaarheidsnorm van 3 uur na te leven door nieuwe capaciteit te contracteren of bestaande capaciteit te verlengen.
   
• Voor 2030 ligt de gesimuleerde LOLE voor België in het centrale scenario, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), boven de betrouwbaarheidsnorm (3 uur), aangezien deze tussen 9 en 17 uur/jaar bedraagt. Ook hier wordt in het scenario geen rekening gehouden met toekomstige CRM-veilingen.
   
• Voor 2033 blijft de gesimuleerde LOLE voor België in het centrale scenario, na de economische haalbaarheidsanalyse (EVA), stijgen en bereikt hij tussen 13 en 34 uur/jaar.
   
• Voor 2035 daalt de gesimuleerde LOLE voor België in het centrale scenario, na de economische levensvatbaarheidsanalyse (EVA), licht en bereikt hij tussen 12 en 25 uur/jaar.

Hierover kunnen verschillende opmerkingen worden gemaakt:

• De betrouwbaarheidsnorm voor België wordt in geen van de onderzochte doeljaren nageleefd. Dit toont aan dat er in België problemen met de elektriciteitsvoorzieningszekerheid te verwachten zijn als er geen maatregelen worden genomen.
• Deze resultaten wijken vooral op korte termijn af van de nationale studie die de netbeheerder in juni 2025 heeft uitgevoerd (Adequacy and Flexibility 2025), waarin problemen met de bevoorradingszekerheid pas in 2031 opduiken voor het EU-BASE-scenario (zie hieronder). Deze verschillen kunnen met name worden verklaard door verschillende aannames en door het gebruik van verschillende klimaatdatabases. Bovendien houdt de ERAA rekening met volledige kalenderjaren, in tegenstelling tot Elia, waarvoor het referentiejaar begint op 1 september en eindigt op 31 augustus (om de winters niet te splitsen).
• Wat de gedetailleerde resultaten voor België betreft, gaat de economische haalbaarheidsstudie ervan uit dat in 2028 600 MW aan CCGT-capaciteit uit de markt zou kunnen verdwijnen, terwijl de levensduurverlenging van deze CCGT-centrales tegen 2035 zou kunnen oplopen tot 2690 MW. Volgens de studie wordt geen enkele batterijcapaciteit of vraagbeheer als economisch haalbaar beschouwd.  Deze resultaten komen overeen met de studie van Elia, die geen economisch haalbare batterijcapaciteit of vraagbeheer vond en tot 1,5 GW aan CCGT-capaciteit die niet langer economisch haalbaar zou zijn.
• De maatregelen die de regering heeft genomen, met name de invoering van een CRM, zijn gerechtvaardigd gezien de risico's voor de elektriciteitsvoorzieningszekerheid in de komende jaren. Deze maatregelen zullen voorkomen dat deze risico's zich voordoen.
• De potentiële problemen met de elektriciteitsvoorzieningszekerheid zijn vrijwel algemeen in Europa en hebben ook gevolgen voor onze buurlanden. Deze risico's zijn voornamelijk het gevolg van een afname van de fossiele capaciteit in combinatie met een sterke stijging van de vraag naar elektriciteit, met name in verband met de Europese doelstellingen om in 2050 klimaatneutraal te zijn.

ACER heeft drie maanden vanaf de publicatie van de ERAA 2025, d.w.z. tot 17 december 2025, om de studie te valideren of te wijzigen.

Studie over de voorzieningszekerheid en flexibiliteit van het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 2026-2036 (NRAA van juni 2025)

Op 27 juni 2023 publiceerde Elia haar tweejaarlijkse studie over de voorzieningszekerheid en flexibiliteit van het Belgische elektriciteitssysteem voor de periode 2026-2036. De belangrijkste resultaten van de studie op het vlak van voorzieningszekerheid worden hieronder samengevat. De analyse richt zich op het scenario ‘Current Commitments’, dat een scenario is op basis van het aangekondigde beleid. Elia heeft ook een scenario ‘Constrained Transition’ ontwikkeld, dat rekening houdt met een vertraagde energietransitie, en een scenario ‘Prosumer Power’, dat daarentegen uitgaat van een grotere en snellere elektrificatie van de samenleving.

De studie bevat tal van andere resultaten, met name een analyse van de flexibiliteitsbehoeften, de evolutie van de elektriciteitsprijzen, de toekomstige elektriciteitsmix volgens de prognoses van Elia, de koolstofemissies in verband met de elektriciteitsproductie, enz.

Voor de winters 2026-2027, 2027-2028 en 2028-2029 heeft Elia in het EU-BASE-scenario geen risico's voor de bevoorradingszekerheid vastgesteld, terwijl in het EU-SAFE-scenario, dat uitgaat van pessimistischere veronderstellingen over de beschikbaarheid van Franse kernenergie, slechts een behoefte van 200 MW voor de winter 2028-2029 werd vastgesteld. Voor het EU-BASE-scenario zou de marge van het Belgische elektriciteitssysteem in 2026-2027 2100 MW bedragen en geleidelijk dalen tot 1000 MW voor de winter van 2028-2029.

Voor de winters van 2029-2030 tot 2034-2035 is de voorzieningszekerheid volgens het EU-BASE-scenario nog steeds gewaarborgd voor de eerste twee winters 2029-2030 en 2030-2031. Voor de daaropvolgende winters ontstaat er behoefte aan nieuwe capaciteit, die in 2034-2035 1300 MW bedraagt. Wat het EU-SAFE-scenario betreft, ontstaat er vanaf 2029-2030 een behoefte aan 600 MW nieuwe capaciteit, die geleidelijk met gemiddeld 300 MW per jaar toeneemt tot een behoefte van 2200 MW tegen de winter van 2034-2035.

Hieronder wordt de evolutie van de behoeften volgens het EU-BASE- en EU-SAFE-scenario voor de jaren vanaf 2029 geïllustreerd aan de hand van een grafiek uit de studie van Elia. De jaren in de grafiek lopen van 1 september tot 31 augustus.

De analyses van het Pentalateraal Forum

De “Generation Adequacy Assessment”-studie (GAA) die in april 2020 gepubliceerd werd, baseert zich op de hypothesen van de laatste “Mid-Term Adequacy Forecast“ (MAF). Die werd eind 2019 door ENTSO-E gepubliceerd en beschrijft meerdere gevoeligheden die de transmissienetbeheerders omschreven en die door de ministeries gevalideerd werden. Over die studie werden de regulatoren van het Pentalateraal Forum (PLEF) geraadpleegd.

Ter herinnering, het PLEF vormt het kader voor de regionale samenwerking in de CWE-zone (Central Western Europe) om de marktintegratie van de elektriciteit en de bevoorradingszekerheid te verbeteren.

Volgens de hypothesen van de PLEF GAA-studie, zal er in België in 2025 een aanzienlijke behoefte aan nieuwe capaciteit zijn, ondanks de veronderstelde verhoging en ontwikkeling van het vraagbeheer, de hernieuwbare energie, de opslag en de interconnectiecapaciteit.

Een essentiële conclusie van het onderzoek, die geen capaciteitsremuneratiemechanisme in België in rekening brengt, is dat het structureel tekort op het gebied van de vastgestelde geschiktheid sterk afhangt van de risico's die aan de controle van België ontsnappen. De verschillende regionale gevoeligheden die in de studie (“Low Gas”, “Low NUC”) worden toegepast, onderstrepen immers op welk punt de onbeschikbaarheid van de productie of van de interconnectiecapaciteit in het buitenland een impact heeft op de geschiktheid in België (de resultaten van de studie tonen voor die gevoeligheden de respectievelijke Loss of Load Expectation (“LOLE”) van 8,1u en 4,6u in 2025 aan).

De studie over de flexibiliteitsbehoeften en -mogelijkheden in de Penta-regio, gepubliceerd in maart 2023, voorspelt een aanzienlijke toename (factor 3 tot 5) van de flexibiliteitsbehoeften (dagelijks, wekelijks en seizoensgebonden) in deze regio tegen 2030, 2040 en 2050, als gevolg van de massale intrede van intermitterende hernieuwbare energiebronnen. De toegepaste technologische scenario's (op basis van de "Ember study 2022") variëren van land tot land, afhankelijk van de behoeften en het potentieel voor verschillende flexibele technologieën.

Verwacht wordt dat flexibiliteit aan de vraagzijde en de opslag tegen 2040 een belangrijke bijdrage zullen leveren aan de flexibiliteit, waarbij een belangrijke rol wordt verwacht van elektrolyse en waterstofproductie, met name in België. Uit de studie blijkt dat regionale samenwerking (op Penta-niveau) de behoefte aan flexibiliteit aanzienlijk kan verminderen (met 10-20%). De studie gaat vergezeld van een reeks aanbevelingen inzake bestuur, de uitvoering (en herziening) van de richtlijn betreffende de elektriciteitsmarkt (EMD) en de elektriciteitstransmissie- en -distributienetwerken.

De analyses van de bevoorradingszekerheid op lange termijn

De netbeheerder heeft in november 2017 een studie over de energietransitie en de ermee verbonden elektrische scenario’s uitgevoerd.