30 SEPTEMBRE 2026. - Arrêté ministériel déterminant les valeurs intermédiaires pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2027 conformément à l'article 4, § 3, 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 de capacité

Le 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, 3 et 6, inséré par la loi du 15 mars 2021, ci-après « Loi électricité » ;

Vu l'arrêté royal du 28 avril 2021, modifié en dernier lieu par l'arrêté royal du 25 mai 2024, 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 4, § 3 ;

Vu les propositions de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz référencées (C)3275, (C)3276 et (C)3277, sur le coût brut d'un nouvel entrant, le facteur de correction X et le coût moyen pondéré du capital respectivement pour les enchères T-4 avec période de livraison 2031-2032, la mise aux enchères T-2 avec la période de livraison de capacité 2029-2030 et la mise aux enchères T-1 avec période de livraison 2028-2029, du 10 septembre 2026, et la consultation publique qui les a précédées et qui a duré du 30 juillet 2026 au 30 août 2026 ;

Considérant que les motifs exposés dans les propositions (C)3275, (C)3276 et (C)3277 de la Commission sont expressément adoptés, tant en ce qui concerne les différents aspects de l'examen que la conclusion finale, sous réserve des éléments pour lesquels une motivation spécifique est exposée ci-dessous ;

Considérant que la commission propose que les valeurs du coût moyen pondéré du capital pour les enchères T-4, T-2 et T-1 de 2027, consistent en un rendement minimum de 2,8 % et une prime de risque selon les technologies basée sur la dernière étude « CRM Hurdle Rates and Missing Money Calculation » du Pr. Boudt datant du 6 Juillet 2025 tel que présenté dans l'annexe 1re;

Considérant que la commission a indexé les coûts fixes d'exploitation et de maintenance ainsi que les valeurs des CAPEX pour exprimer les valeurs en euros avec comme période de référence décembre 2025 ;

Considérant que la Direction générale de l'énergie a relevé une divergence dans les calculs d'indexation et que celle-ci a donné lieu, à la suite d'échanges avec la CREG, à une révision des valeurs concernées ;

Considérant que la commission propose dans les tableaux 1 de ses propositions (C)3275, (C) 3276 et (C)3277 les valeurs de CAPEX, de coûts fixes d'exploitation et de maintenance et de facteurs de réduction à prendre en compte dans le calcul du coût brut d'un nouvel entrant ;

Considérant que la commission propose dans les tableaux 3 de ses propositions (C)3275, (C) 3276 et (C)3277 le coût brut d'un nouvel entrant, calculé sur base des éléments précités et conformément à la méthodologie de l'article 23, alinéa 6, du Règlement (UE) 2019/943, approuvée le 2 octobre 2020;

Considérant que la commission a pris les estimations issues de l'étude "Adequacy and flexibility study for Belgium" de juin 2025 du gestionnaire de réseau pour les coûts fixes d'exploitation et de maintenance pour les technologies thermiques et les batteries ;

Considérant que le coût d'un nouvel entrant doit être calibré sur une technologie et non pas sur certaines unités de ladite technologie ;

Considérant que la technologie de participation active de la demande est une technologie dont la structure de coûts est très hétérogène ;

Considérant que la commission considère différentes catégories de participation active de la demande selon leur volume et que le coût brut d'un nouvel entrant de cette technologie est croissant selon ce volume ;

Considérant que l'article 10, § 4, alinéa 2 de l`arrêté royal méthodologie stipule que "la liste est basée sur les technologies existant dans la zone de contrôle belge et sur les technologies qui pourraient raisonnablement être disponibles pour l'année en question", et que ce n'est donc pas le cas pour la technologie de moteur à combustion interne ;

Considérant que la commission propose un facteur de correction X égal à 1,1 pour l'enchère T-1 de 2027, un facteur de correction de 1,25 pour l'enchère T-2 de 2027 et un facteur de correction de 1,25 pour l'enchère T-4 de 2027 ;

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 limite(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de la capacité, sont applicables au présent arrêté. § 2. Pour l'application du présent arrêté, il faut entendre par : 1° « la mise aux enchères T-4 » : la mise aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2031 ;2° « la mise aux enchères T-2 » : la mise aux enchères deux ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2029 ;3° « la mise aux enchères T-1 » : la mise aux enchère un an avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2028.

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.Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation des mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2025, en vue de la détermination de la courbe de demande pour la mise aux enchères T-4, la mise aux enchères T-2, et la mise aux enchères T-1, un coût moyen pondéré du capital, ci-après « WACC », constitué d'un rendement minimal de 2,8 % pour toutes les technologies et d'une prime de risque telle que déterminée dans l'annexe 1redu présent arrêté.

Art. 4.Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation de la mise aux enchères T-4, T-2 et T-1, le coût brut d'un nouvel entrant des technologies reprises dans la liste restreinte de technologies telle que déterminée selon l'annexe 1redu présent arrêté.

Art. 5.Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation de la mise aux enchères T-4, un facteur de correction X égal 1,25.

Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation de la mise aux enchère T-2, un facteur de correction X égal à 1,25.

Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation de la mise aux enchère T-1, un facteur de correction X égal à 1,1.

Art. 6.Une copie 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. 7.Le présent arrêté entre en vigueur le 30 septembre 2026.

Bruxelles, 30 septembre 2026.

M. BIHET

Bijlage 1 Tabel 1: Brutokosten voor referentietechnologieën voor de T-4 veiling, leveringsperiode 2031-2032

Referentietechnologie

EAC (€/kW/y)

Reductiefactor [%]

CONEfixed, RT (€/kW/y)

Gasturbine met open cyclus (OCGT > 100 MW)

103,55

92%

112,55

Gasturbine gecombineerde cyclus (CCGT > 800 MW)

123,58

93%

132,88

Warmtekrachtkoppeling (CHP < 100 MW)

161,81

94%

172,14

Fotovoltaïsche energie

83,49

1%

8348,92

Onshore windenergie

178,32

9%

1981,37

Offshore windenergie

293,31

8%

3666,40

Batterijopslag (2u)

83,89

29%

289,28

Batterijopslag (4u)

130,93

47%

278,56

Vraagrespons (0<300 MW)

26,54

50%

53,07

Vraagrespons (300<600 MW)

53,07

50%

106,14

Vraagrespons (600<900 MW)

79,61

50%

159,21

Vraagrespons (900<1200 MW)

107,16

50%

214,33

Tabel 2: Brutokosten voor referentietechnologieën voor de T-2 veiling, leveringsperiode 2029-2030

Referentietechnologie

EAC (€/kW/y)

Reductiefactor [%]

CONEfixed, RT (€/kW/y)

Gasturbine met open cyclus (OCGT > 100 MW)

103,55

92%

112,55

Warmtekrachtkoppeling (CHP < 100 MW)

161,81

94%

172,14

Fotovoltaïsche energie

83,49

1%

8348,92

Onshore windenergie

178,32

9%

1981,37

Batterijopslag (2u)

83,89

31%

270,62

Batterijopslag (4u)

130,93

51%

256,71

Vraagrespons (0<300 MW)

26,54

51%

52,03

Vraagrespons (300<600 MW)

53,07

51%

104,06

Vraagrespons (600<900 MW)

79,61

51%

156,09

Vraagrespons (900<1200 MW)

107,16

51%

210,12

Tabel 3: Brutokosten voor referentietechnologieën voor de T-1 veiling, leveringsperiode 2028-2029

Referentietechnologie

EAC (€/kW/y)

Reductiefactor [%]

CONEfixed, RT (€/kW/y)

Fotovoltaïsche energie

83,49

1%

8348,92

Onshore windenergie

178,32

10%

1783,23

Batterijopslag (2u)

83,89

33%

254,22

Batterijopslag (4u)

130,93

53%

247,03

Vraagrespons (0<300 MW)

26,54

52%

51,03

Vraagrespons (300<600 MW)

53,07

52%

102,06

Vraagrespons (600<900 MW)

79,61

52%

153,09

Vraagrespons (900<1200 MW)

107,16

52%

206,08

Tabel 4: Gewogen gemiddelde kapitaalkost voor nieuwe capaciteiten, geldig voor alle leveringsperiodes

Referentietechnologie

Minimaal rendement

Risico premie

WACC

Gasturbine met open cyclus (OCGT > 100 MW)

2,8 %

5,1%

7,9 %

Gasturbine gecombineerde cyclus (CCGT > 800 MW)

2,8 %

4,3%

7,1 %

Warmtekrachtkoppeling (CHP < 100 MW)

2,8 %

4,3%

7,1 %

Fotovoltaïsche energie

2,8 %

3,2%

6,0 %

Onshore windenergie

2,8 %

3,8%

6,6 %

Offshore windenergie

2,8 %

3,8%

6,6 %

Batterijopslag (2u)

2,8 %

2,5%

5,3 %

Batterijopslag (4u)

2,8 %

2,4%

5,2 %

Vraagrespons (0<300 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Vraagrespons (300<600 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Vraagrespons (600<900 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Vraagrespons (900<1200 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Table 5 : Risicopremie voor bestaande capaciteit, geldig voor alle leveringsperiodes

Referentietechnologie

No Investment

Mogelijke extra risicopremie bij investeringen in CAPEX met een economische levensduur van minder dan 3 jaar

Mogelijke extra risicopremie bij investeringen in CAPEX met een economische levensduur van meer dan 3 jaar

OCGT

N/A

0 %

2,2 %

CCGT

N/A

0 %

2,6 %

CHP

N/A

0 %

2,6 %

Fotovoltaïsche energie

N/A

0 %

3,2 %

Onshore windenergie

N/A

0 %

3,8 %

Batterijopslag (2u)

N/A

0,56 %

2,5 %

Batterijopslag (4u)

N/A

0,56 %

2,4 %

Vraagrespons

N/A

0,56 %

2,6 %

Gezien om gevoegd te worden bij het ministerieel besluit van 30 september 2026 tot vaststelling van de intermediaire waarden voor de T-4 veiling, T-2 veiling en T-1 veiling in 2027 overeenkomstig artikel 4, § 3, van het koninklijk besluit van 28 april 2021 tot vaststelling van de parameters waarmee het volume aan te kopen capaciteit wordt bepaald, inclusief hun berekeningsmethode, en van de andere parameters die nodig zijn voor de organisatie van de veilingen, alsook de methode en voorwaarden tot het verkrijgen van individuele uitzonderingen op de toepassing van de intermediaire prijslimiet(en) in het kader van het capaciteitsvergoedingsmechanisme.

Brussel, 30 september 2026.

M. BIHET

ANNEXE 1re Tableau 1 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-4, période de livraison 2031-2032

Technologie de référence

EAC (€/kW/y)

Facteur de réduction [%]

CONEfixed, RT (€/kW/y)

Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT >100 MW)

103,55

92%

112,55

Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT >800 MW)

123,58

93%

132,88

Cogénération (CHP <100 MW)

161,81

94%

172,14

Photovoltaïque

83,49

1%

8348,92

Eolien onshore

178,32

9%

1981,37

Eolien offshore

293,31

8%

3666,40

Stockage par batterie (2h)

83,89

29%

289,28

Stockage par batterie (4h)

130,93

47%

278,56

Participation active de la demande (0<300 MW)

26,54

50%

53,07

Participation active de la demande (300<600 MW)

53,07

50%

106,14

Participation active de la demande (600<900 MW)

79,61

50%

159,21

Participation active de la demande (900<1200 MW)

107,16

50%

214,33

Tableau 2 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-2, période de livraison 2029-2030

Technologie de référence

EAC (€/kW/y)

Facteur de réduction [%]

CONEfixed, RT (€/kW/y)

OCGT (>100 MW)

103,55

92%

112,55

CHP (<100 MW)

161,81

94%

172,14

Photovoltaïque

83,49

1%

8348,92

Eolien onshore

178,32

9%

1981,37

Stockage par batterie (2h)

83,89

31%

270,62

Stockage par batterie (4h)

130,93

51%

256,71

Participation active de la demande (0<300 MW)

26,54

51%

52,03

Participation active de la demande (300<600 MW)

53,07

51%

104,06

Participation active de la demande (600<900 MW)

79,61

51%

156,09

Participation active de la demande (900<1200 MW)

107,16

51%

210,12

Tableau 3 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-1, période de livraison 2028-2029

Technologie de référence

EAC (€/kW/y)

Facteur de réduction [%]

CONEfixed, RT (€/kW/y)

Photovoltaïque

83,49

1%

8348,92

Eolien onshore

178,32

10%

1783,23

Stockage par batterie (2h)

83,89

33%

254,22

Stockage par batterie (4h)

130,93

53%

247,03

Participation active de la demande (0<300 MW)

26,54

52%

51,03

Participation active de la demande (300<600 MW)

53,07

52%

102,06

Participation active de la demande (600<900 MW)

79,61

52%

153,09

Participation active de la demande (900<1200 MW)

107,16

52%

206,08

Tableau 4 : Coût moyen pondéré du capital par technologie pour une nouvelle capacité, valable pour chaque période livraison

Technologie de référence

Rendement minimum

Prime de risque

WACC

Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT >100 MW)

2,8 %

5,1%

7,9 %

Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT >800 MW)

2,8 %

4,3%

7,1 %

Cogénération (CHP <100 MW)

2,8 %

4,3%

7,1 %

Photovoltaïque

2,8 %

3,2%

6,0 %

Eolien onshore

2,8 %

3,8%

6,6 %

Eolien offshore

2,8 %

3,8%

6,6 %

Stockage par batterie (2h)

2,8 %

2,5%

5,3 %

Stockage par batterie (4h)

2,8 %

2,4%

5,2 %

Participation active de la demande (0<300 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Participation active de la demande (300<600 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Participation active de la demande (600<900 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Participation active de la demande (900<1200 MW)

2,8 %

2,6%

5,4 %

Tableau 5 : Prime de risque pour une capacité existante, valable pour chaque période livraison

Technologie de référence

No Investment

Prime de risque additionnelle possible liée à un investissement en CAPEX dont la durée de vie économique est inférieure à 3 ans

Prime de risque additionnelle possible liée à un investissement en CAPEX dont la durée de vie économique est supérieure à 3 ans

OCGT

N/A

0 %

2,2 %

CCGT

N/A

0 %

2,6 %

CHP

N/A

0 %

2,6 %

Photovoltaïque

N/A

0 %

3,2 %

Eolien onshore

N/A

0 %

3,8 %

Stockage par batterie (2h)

N/A

0,56 %

2,5 %

Stockage par batterie (4h)

N/A

0,56 %

2,4 %

Participation active de la demande

N/A

0,56 %

2,6 %

Vu pour être annexé à l'arrêté ministériel du 30 septembre 2026 déterminant les valeurs intermédiaires pour les mise aux enchères T-4, T- 2 et T-1 de 2027 conformément à l'article 4, § 3, 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 de capacité.

Bruxelles, 30 septembre 2026.

M. BIHET