4 OCTOBRE 2024. - Arrêté ministériel déterminant le scénario de référence pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2025 en application de l'article 3, § 7, de l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres permettant de déterminer le volume de capacité à acheter, y compris leur méthode de calcul, et les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères, ainsi que la méthode et les conditions d'obtention de dérogations individuelles à l'application de la ou des limites de prix intermédiaires dans le cadre du mécanisme de rémunération des capacités

La Ministre de l'Energie,

Vu la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, l'article 7undecies, § 2, alinéa 1er, inséré par la loi du 15 mars 2021 ;

Vu l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité ( ci-après « l'arrêté royal du 28 avril 2021 »), article 3, § 7 ;

Vu les recommandations du gestionnaire du réseau et le rapport de consultation de la consultation publique sur les scénarios, les sensibilités et les données pour le calcul des paramètres du CRM pour la mise aux enchères T-4 avec la période de livraison de capacité 2029-2030, la mise aux enchères T-2 avec la période de livraison de capacité 2027-2028 et la mise aux enchères T-1 avec la période de livraison de capacité 2026-2027, publié le 14 juin 2024 ;

Vu les propositions de scénario de référence pour les mises aux enchères T-1 couvrant la période de fourniture de capacité 2026-2027, T-2 couvrant la période de fourniture de capacité 2027-2028 et T-4 couvrant la période de fourniture de capacité 2029-2030 de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz référencées (C)2877 du 9 septembre 2024 ;

Vu les avis de la Direction générale Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie sur la proposition (C)2877 soumise par la commission, donnés le 11 septembre 2024 et le 20 septembre 2024 ;

Considérant que l'enquête publique conformément à l'article 3, § 5, de l'arrêté royal du 28 avril 2021, a eu lieu et qu'un rapport de consultation a été remis par le gestionnaire de réseau ;

Considérant que l'arrêté royal du 28 avril 2021 prévoit que le ministre décide par arrêté pris après consultation en Conseil des ministres, au plus tard le 30 septembre de l'année précédant l'enchère, de toutes les données et hypothèses à retenir dans le scénario de référence et qu'il s'agit donc d'un scénario unique ;

Considérant que la commission ne propose pas dans sa proposition (C)2877 de modification sur le set de données recommandé par Elia pour le scénario de référence à utiliser pour l'enchère T-4 couvrant la période de fourniture de capacité 2029-2030, pour l'enchère T-2 couvrant la période de capacité 2027-2028 et pour l'enchère T-1 couvrant la période de fourniture de capacité 2026-2027 mais que la commission désire toutefois que les données du TYNDP 2024 pour les capacités transfrontalières soient utilisées si elles devaient être validées avant le 30 septembre 2024 et que le domaine flow based devait être effectivement opérationnel pour cette date ;

Considérant qu'Elia a recommandé d'utiliser l'ensemble des données de la dernière étude European Resource Adequacy Assessment d'ENTSO-E (« ERAA 2023 ») mises à jour sur base des dernières informations telles que présentes dans leur recommandation ;

Considérant qu'Elia a fourni à la DG Energie une mise à jour des données pour la Grande-Bretagne le 4 septembre 2024 ;

Considérant que suite à un accord conclu entre le gouvernement belge et la SA Engie lors de l'été 2023, les unités Doel 4 et Tihange 3 sont à considérer comme disponibles dès la période de livraison 2025-2026 mais que des travaux nécessitant un arrêt, hors période hivernal, des deux centrales sont prévus et notifiés sur la plateforme de transparence REMIT jusqu'en 2027 et qu'un arrêt de mars 2028 à octobre 2028 est aussi prévu mais pas encore notifié sur REMIT;

Considérant que la commission propose de ne pas inclure dans le scénario de référence de sensibilité pour la capacité de production thermique en Belgique au regard de l'incertitude qui existe quant à l'indisponibilité effective des unités turbojets se trouvant dans l'impossibilité de se préqualifier en raison de l'évolution des limites d'émissions de CO2 dans le cadre du mécanisme de rémunération de la capacité ;

Considérant que la DG Energie avise de ne pas la considérer Rodenhuize comme disponible durant les périodes de livraison 2026-2027, 2027-2028 et 2029-30 ;

Considérant que la commission recommande de prendre en compte uniquement les fermetures des unités thermiques ayant notifié cette dernière dans le cadre de l'article 4bis de la loi Electricité;

Considérant que Rodenhuize n'a pas introduit de notification de fermeture conformément à l'article 4bis de la loi Electricité et que la commission considère donc qu'elle sera disponible pour toutes les périodes de livraison ;

Considérant que le gestionnaire de réseau recommande d'intégrer les résultats de l'étude PRICED sur la destruction et l'élasticité de la demande pour les secteurs industriels, résidentiels et tertiaires ;

Considérant que la demande recommandée par le gestionnaire de réseau et issue de leur scénario central s'élève à 88,1 TWh pour la période de livraison 2026-2027, 91,8 TWh pour la période de livraison 2027-2028 et 101 TWh pour la période de livraison 2029-2030 ;

Considérant que la commission a jugé nécessaire d'ajuster à la baisse les prévisions d'Elia concernant l'adoption des véhicules électriques et que cela résulte en une demande électrique d'1 TWh en moins par rapport à la recommandation d'Elia d'ici 2030 ;

Considérant que la commission recommande comme le gestionnaire de réseau la sensibilité "partial recovery" pour les secteurs résidentiel et tertiaire ;

Considérant que la commission propose de retenir le scénario bas étudié par Elia et non pas le scénario central recommandé par Elia pour la demande en électricité du secteur industriel et que cela équivaut à une augmentation de la consommation d'ici 2030 de 6,7 TWh plutôt que 14,5 TWh ;

Considérant que la commission recommande de maintenir le choix fait par Elia de considérer la sensibilité basse de l'étude d'E-CUBE pour la destruction de la demande industrielle équivalente à une diminution de 0,3 TWh ;

Considérant que la commission recommande une demande totale de 87,2 TWh pour la période de livraison 2026-2027, de 89,6 TWh pour la période de livraison 2027-2028 et de 95,3 TWh pour la période de livraison 2029-2030 ;

Considérant que la proposition de la CREG sur la demande en électricité pour l'industrie est trop basse à la vue des projets d'électrification déjà annoncés en Belgique ;

Considérant que la recommandation du gestionnaire de réseau reste néanmoins trop ambitieuse sur le développement de la demande en électricité pour les industries au vu des risques de délocalisation et l'augmentation des tarifs de réseau ;

Considérant que les objectifs régionaux en termes de voitures électriques sont ambitieux et que le gestionnaire de réseau surestime leur impact tandis que la commission le sous-estime;

Considérant que la commission considère une baisse de la croissance des véhicules électriques due au report des zones à basses émissions, au retard du déploiement des bornes de recharge et aux prix élevés des voitures électriques mais que néanmoins le nombre d'immatriculations de ces véhicules continue sa progression en Belgique selon l'Association des Constructeurs européens d'Automobiles malgré un climat mondial défavorable ;

Considérant que le résultat final de cet exercice est de l'ordre de grandeur de la moyenne entre les deux recommandations ;

Considérant que la DG Energie, dans son avis du 20 septembre 2024, suite à la prise de connaissance de certains projets d'électrification dans l'industrie belge, considère que reprendre la moyenne entre la proposition d'Elia et la CREG semble être une solution raisonnable pour ces raisons ;

Considérant que sous-estimer la demande en électricité en Belgique peut conduire à des risques sur la sécurité d'approvisionnement alors que surestimer le besoin conduit à une augmentation des coûts du système électrique ;

Considérant que la moyenne entre la proposition de la commission et celle du gestionnaire de réseau revient à considérer une demande de 87,7 TWh pour la période de livraison 2026-2027, 90,7 TWh pour la période de livraison 2027-2028 et 98,1 TWh pour la période de livraison 2029-2030 ;

Considérant que l'étude N-SIDE quantifie le volume de gestion de la demande à 1569 MW pour l'hiver 2023-2024 ;

Considérant qu'Elia recommande un volume de 1732 MW pour la gestion de la demande étant donné qu'un volume de 140 MW de turbojet doit être soustrait et qu'un volume de 303 MW pour l'équilibre du réseau doit être ajouté ;

Considérant que la commission n'est pas d'accord avec l'hypothèse de fermeture des turbojets et donc avec la soustraction subséquente de 140 MW au volume de gestion de la demande ;

Considérant que la commission considère que le volume minimum disponible de gestion de la demande est dès lors de 1872 MW ;

Considérant que l'interprétation de la commission dans sa proposition sur la soustraction de 140 MW au volume de gestion de la demande n'est pas correcte et qu'il n'existe pas de lien entre l'hypothèse de fermeture des turbojets et le calcul réalisé par N-SIDE ;

Considérant qu'il existe un risque important de double comptage si cette soustraction a lieu ;

Considérant que la Commission, le gestionnaire de réseau et la DG Energie sont parvenus à un consensus le 17 septembre 2024 sur la soustraction subséquente de 140 MW de turbojets au volume de gestion de la demande et l'ont confirmé par e-mail ;

Considérant que la commission propose une évolution positive du volume de gestion de la demande au fil du temps et ce, peu importe l'évolution de la demande en électricité ;

Considérant que l'évolution de la demande n'est que peu influencée par l'augmentation de la gestion de la demande historiquement et que cela se confirme dans les projections de l'étude Ad&flex de 2023 ;

Considérant que ce volume peut être corrigé via la boucle d'optimisation dans le rapport de calibration conformément à l'article 6 § 1 2° de l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération ;

Considérant que la commission ne fait pas de remarque sur la recommandation d'Elia dans sa proposition (C)2877 relative aux problèmes de disponibilité du nucléaire français pour la période de livraison 2026-2027 ;

Considérant que la DG Energie dans son avis du 11 septembre 2024 avise la Ministre de prendre en compte une indisponibilité supplémentaire du nucléaire français de 6 unités de 900 MW (soit 5,2 GW) pour la période de livraison 2026-2027 ;

Considérant que la DG Energie a effectué ses calculs conformément à la méthodologie recommandée par Elia et donc proposée par la commission et que le gestionnaire de réseau a confirmé à la DG Energie être d'accord avec le résultat des calculs par e-mail le 4 septembre 2024;

Considérant que la commission propose par prudence dans sa proposition (C)2877 relative à l'enchère T-2 de 2027-2028 et l'enchère T-4 de 2029-2030, de considérer 2 unités additionnelles de 900 MW du parc nucléaire français comme indisponibles ;

Considérant qu'une attention particulière doit être accordée à la disponibilité du parc nucléaire français étant donné la grande interdépendance avec la Belgique, tel que déjà démontré à plusieurs reprises par des études du gestionnaire de réseau, du Bureau fédéral du Plan et de la Direction générale Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie ;

Considérant le phénomène de corrosion sous contrainte qui a fortement impacté la disponibilité du parc nucléaire français en 2022 et qui selon le gestionnaire du réseau de transport français, continuera de l'affecter pour au moins les 3 prochaines années tel qu'indiqué dans leur Bilan Prévisionnel de 2023 ;

Considérant que EDF a publié un message le 24 juillet 2024 indiquant qu'un arrêt sur trois lié au phénomène de corrosion sous contrainte risque de se prolonger d'une durée de 30 jours, Considérant que l'homogénéité du parc nucléaire français et donc sa forte vulnérabilité à des problèmes génériques qui pourraient dès lors affecter plusieurs réacteurs simultanément étant donné leur conception technologique similaire ;

Considérant les incertitudes liées au calendrier du grand carénage prévu pour prolonger la durée de vie du parc nucléaire français au-delà de 40 ans ;

Considérant que les profils d'indisponibilité de l'ERAA 2023 surestiment la production nucléaire du nucléaire français par rapport aux dernières estimations du gestionnaire de réseau français issues du Bilan Prévisionnel ;

Considérant que la Direction générale Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie avise de prendre en compte une indisponibilité supplémentaire de 4 unités de 900MW du parc nucléaire français pour l'enchère T-2 de 2027-2028 et pour l'enchère T-4 de 2029-2030 dans son avis du 11 septembre 2024 compte tenu des éléments précités ;

Considérant que la DG Energie le reconfirme dans son avis du 20 septembre 2024 ;

Considérant que les profils de l'ERAA 2023, lorsqu'ils sont traduits en production durant l'hiver, sont supérieurs au scénario central envisagé par RTE dans son étude NRAA ;

Sur la proposition de la Ministre de l'Energie et sur l'avis des Ministres qui en ont délibéré en Conseil, Arrête :

Article 1er.§ 1er. Les définitions contenues à l'article 1er de l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres permettant de déterminer le volume de capacité à acheter, y compris leur méthode de calcul, et les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères, ainsi que la méthode et les conditions d'obtention de dérogations individuelles à l'application de la ou des limites de prix intermédiaires dans le cadre du mécanisme de rémunération des capacités, sont applicables au présent arrêté. § 2. Pour l'application du présent arrêté, il faut entendre par : 1° « la mise au enchère T-4 » : la mise aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2029 ;2° « la mise au enchère T-2 » : la mise aux enchères deux ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2027 ;3° « la mise au enchère T-1 » : la mise aux enchères un an avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2026 ;

Art. 2.Le présent arrêté s'applique à Elia Transmission Belgium SA, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, Boulevard de l'Empereur 20, dont le numéro d'entreprise est 0731.852.231.

Art. 3.Pour l'organisation de la mise aux enchères T-1, la mise aux enchères T-2 et la mise aux enchères T-4, Elia Transmission Belgium SA utilise le scénario de référence annexé au présent arrêté.

Art. 4.Une expédition certifiée conforme du présent arrêté est adressée à Elia Transmission Belgium SA et à la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz.

Art. 5.Le présent arrêté entre en vigueur le 30 septembre 2024.

Bruxelles, le 4 octobre 2024.

T. VAN DER STRAETEN

Pour la consultation du tableau, voir image