publié le 13 octobre 2026
Arrêté ministériel déterminant le scénario de référence pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2027 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
- source
- service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie
- numac
- 2026007488
- pub.
- 13/10/2026
- prom.
- 30/09/2026
- moniteur
- https://www.ejustice.just.fgov.be/cgi/article_body(...)
30 SEPTEMBRE 2026. - Arrêté ministériel déterminant le scénario de référence pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2027 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
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, 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 fourniture de capacité 2031-2032, la mise aux enchères T-2 avec la période de fourniture de capacité 2029-2030 et la mise aux enchères T-1 avec la période de fourniture de capacité 2028-2029, présentées le 24 juin 2026 ;
Vu les propositions de scénario de référence pour les mises aux enchères T-1 couvrant la période de fourniture de capacité 2028-2029, T-2 couvrant la période de fourniture de capacité 2029-2030 et T-4 couvrant la période de fourniture de capacité 2031-2032 de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz référencées (C)3292 du 27 août 2026 ;
Vu l'avis de la Direction générale Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie sur la proposition (C)3292, soumise par la CREG, donné le 14 septembre 2026 ;
Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances, donné le 22 septembre 2026 ;
Vu le refus d'accord du Ministre du Budget, donné le 24 septembre 2026;
Vu la délibération du Conseil des ministres du 25 septembre 2026 permettant de passer outre au refus d'accord du Ministre du Budget ;
Considérant que la consultation 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 rédigé 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 motivation contenue dans l'avis de la Direction générale Energie sur la proposition (C)3292 de la commission, tant en ce qui concerne les différents éléments que l'évaluation finale, est expressément adoptée, sous réserve de l'ajout des éléments motivés ci-après ;
Considérant que la commission préconise dans sa proposition (C)3292, de suivre la recommandation du gestionnaire de réseau tout en apportant des modifications à la projection de la demande, au volume de participation active de la demande des usages existants et futurs, au facteur de réduction du nucléaire en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 et 2031-2032, à la disponibilité de Tihange 1 pour la période de fourniture de capacité 2031-2032, à la capacité des unités thermiques sans programme journalier et à la sensitivité sur la disponibilité du nucléaire français ;
Considérant que le gestionnaire de réseau a recommandé d'utiliser l'ensemble des données de la dernière étude European Resource Adequacy Assessment d'ENTSO-E (« ERAA 2025 ») mises à jour sur base des dernières informations telles que présentes dans leur recommandation ;
Considérant qu'à la suite d'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 fourniture de capacité 2025-2026 mais que des travaux nécessitant un arrêt des deux centrales, hors période hivernale, sont prévus jusqu'en 2028 ;
Considérant que le gestionnaire de réseau recommande le scénario "Current Commitments" de l'étude Adequacy and Flexibility de juin 2025 qui a été mis à jour sur base des dernières informations pour l'estimation de la demande en électricité pour chaque période de fourniture de capacité et que cette demande s'établit pour le gestionnaire de réseau à 92,3 TWh pour la période de fourniture de capacité 2028-2029, 97,4 TWh pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 et 104,3 TWh pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 ;
Considérant que la commission a proposé d`ajuster la demande pour chaque période de fourniture de capacité en prenant en compte le scénario "Constrained Transition" pour les secteurs du transport, de la consommation industrielle, résidentiel et tertiaire et qu'elle fait référence à ce scénario sous le titre de « scénario low » dans sa proposition (C)3292 ;
Considérant que la commission a proposé de tenir compte d'un gain d'efficacité énergétique pour les usages industriels existants équivalent à 0,86 TWh pour la période de fourniture de capacité 2028-2029, à 1,09 TWh pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 et à 1,54 TWh pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 ;
Considérant que la commission propose de prendre en compte des fermetures additionnelles dans les entreprises et que cela équivaudrait à une baisse de la consommation de 1,04 TWh pour la période de fourniture de capacité 2028-2029, de 1,69 TWh pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 et de 1,69 TWh pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 ;
Considérant que pour la demande industrielle ainsi que les hypothèses de fermetures additionnelles, la commission justifie ce scénario au regard notamment du contexte macro-économique actuel, de l'impact possible de l'augmentation des tarifs de réseaux et de l'utilisation d'une méthodologie bottom-up par le gestionnaire de réseau méconnaissant les décisions stratégiques de déploiements d'entreprises ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie, dans son avis, relève que l'utilisation d'une méthodologie bottom-up par le gestionnaire de réseau pour l'estimation de la consommation industrielle future est de nature à entraîner une estimation trop élevée de celle-ci ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie a émis des réserves quant à l'estimation des gains d'efficacité énergétique dans le secteur industriel, notamment au regard de risques de double comptage et du niveau De détail disponible concernant certains éléments méthodologiques utilisés par la CREG ;
Considérant que pour le secteur du transport, la commission argumente que de nombreux éléments rendent un ajustement à la baisse des prévisions d'électrification du secteur du transport nécessaire. Ces éléments sont notamment: un report des interdictions des véhicules fossiles et des zones zéro émissions, des assouplissements du cadre européen sur les standards de CO2 pour les voitures et utilitaires légers, une infrastructure de recharge insuffisante, un coût important des véhicules électriques pour les particuliers et une différenciation importante entre l'électrification des voitures de société et les voitures privées ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie, dans son avis, se rallie à ces éléments et attire l'attention sur le nouveau plan régional énergie-climat de la Flandre voté le 18 juillet 2025 (Plan flamand Energie-Climat (VEKP) 2021-2030) qui indique un objectif de 950 000 véhicules passagers électriques d'ici 2030, soit 300 000 véhicules passagers de moins pour la Flandre que ce que le gestionnaire de réseau recommande. La Direction générale de l'Energie met aussi en lumière la surestimation apparente des hypothèses concernant la consommation future des voitures électriques, notamment au regard de l'augmentation des véhicules privés électriques et des améliorations technologiques ;
Considérant que la commission propose pour la demande en électricité des pompes à chaleur résidentielles de prendre en compte le scénario "low" étant donné un niveau Attendu du prix du carbone relativement faible, un report de l'ETS2 et des estimations trop élevées de la part du gestionnaire de réseau en termes de nouvelles constructions ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie, dans son avis, estime que les projections du gestionnaire de réseau en termes de pompes à chaleur ne sont pas trop élevées au vu des derniers objectifs et des incitants annoncés notamment dans le dernier plan énergie-climat de la Flandre du 18 Juillet 2025 et au vu de l'importance croissante des normes PEB dans le marché de l'immobilier et des dernières données sur les ventes de pompes à chaleur ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie avise, en référence aux arguments repris ci-dessus, de considérer une demande totale de 89,1 TWh pour la période de fourniture de capacité 2028-2029, de 91,5 TWh pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 et de 98,7 TWh pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 ;
Considérant que le gestionnaire de réseau a communiqué, le 30 juillet 2026, à la commission et à la Direction générale de l'Energie une mise à jour du volume de réponse à la demande prenant en compte le marché de l'équilibrage et que cette correction devrait s'élever à une augmentation de 370 MW ;
Considérant que la commission estime que la nouvelle méthodologie du gestionnaire de réseau prend une approche trop restrictive ne tenant compte que des offres récurrentes au-dessus du coût marginal d'une CCGT et que, de plus, les volumes offerts au prix maximum sur le marché à un jour ainsi que les volumes offerts uniquement sur le marché intraday ne sont pas pris en compte alors qu'ils pourraient correspondre à un volume de gestion de la demande ;
Considérant que la commission propose de retenir le volume de 1741 MW pour la gestion de la demande ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie dans son avis reconnaît les arguments de la commission quant à l'exclusion de certains volumes de gestion de la demande sur les marchés de l'intraday mais qu'elle reconnaît aussi que des améliorations ont été réalisées pour tenir compte du volume sur le marché de l'équilibrage ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie dans son avis estime que ce volume exclu reste bas par rapport au volume total de réponse à la demande ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie dans son avis estime par ailleurs que la prise en compte du volume supérieur de gestion de la demande de 1741 MW combinée à l'application de la dernière correction des règles de fonctionnement du mécanisme de rémunération ( point 6.3.1.2) telle qu'approuvée par l'arrêté royal du 5 août 2026 modifiant l'arrêté royal du 30 mai 2021 portant approbation des règles de fonctionnement du mécanisme de rémunération de capacité conformément à l'article 7undecies, § 12, de 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, relatif à la correction de la courbe de demande permettant la prise en compte du volume de gestion de la demande n'ayant jamais participé à une enchère, peut toutefois constituer un risque pour la sécurité d'approvisionnement pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 ;
Considérant que la commission évalue le potentiel de gestion de la demande à minimum 1406 MW pour les périodes de fourniture de capacité 2028-2029 et 2029-2030 qui a été calculé sur base de la dernière méthodologie appliquée à l'hiver 2023-2024 mais que ce potentiel de 1406 MW ne serait pas justifié pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 où le volume de 1741 MW devrait être considéré;
Considérant que la commission doute que le volume de gestion de la demande demeure constant sur l'ensemble de l'horizon des enchères;
Considérant qu'historiquement l'évolution de la demande n'est que peu influencée par l'augmentation de la gestion de la demande et que cela se confirme dans les projections de l'étude Ad&flex de 2025 ;
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 propose de ramener le taux d'indisponibilité des unités nucléaires belges prolongées de 10 % à 5 % à l'horizon 2029-2030 et 2031-2032 et que cette recommandation s'inscrit dans un contexte d'achèvement des travaux de maintenance lourde liés à la prolongation de la durée de vie des réacteurs, prévus entre 2026 et 2028 ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie avise par prudence de considérer pour les 3 périodes de fourniture de capacité, un taux d'indisponibilité de 10 % pour les unités Doel 4 et Tihange 3 prolongées au regard des hypothèses contenues dans l'accord de rémunération du 13 décembre 2023 conclu entre l'Etat belge, BE-NUC BV et Luminus ;
Considérant que la commission propose pour chaque période de fourniture de capacité de prendre en compte la correction de la disponibilité du nucléaire français de 2 unités additionnelles indisponibles ;
Considérant que le gestionnaire de réseau recommande de prendre en considération une indisponibilité supplémentaire de 4 unités pour prendre en compte les risques pesant sur la disponibilité des centrales nucléaires ;
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 (étude biannuelle AdeqFlex sur la sécurité d'approvisionnement visée à l'article 7bis, § 4bis de 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), du Bureau fédéral du Plan (`Quel système électrique pour atteindre « zéro émission nette »', 22 septembre 2025) et de la Direction générale Energie (avis sur les propositions de la commission pour les scénarios CRM) ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie a dans son avis reconnu que pour la sécurité d'approvisionnement il était justifié de prendre des précautions quant aux hypothèses sur la disponibilité des pays étrangers et renforcer l'indépendance énergétique belge ;
Considérant que la Direction générale de l'Energie en plus de prendre en compte la proposition de la commission concernant le nucléaire français, avise de prendre en considération seulement l'unité 1 de la centrale de Hinkley Point C en Grande-Bretagne ;
Considérant que les risques de retard de l'unité 2 de la centrale sont jugés suffisamment importants pour pouvoir être pris en compte selon la Direction générale de l'Energie et que des retards de plusieurs années se sont déjà accumulés pour cette centrale et les autres centrales utilisant la même technologie ;
Considérant qu'il convient de prendre en considération la disponibilité éventuelle de Tihange 1, tel que recommandé par la commission aux points 89 à 91 de sa proposition (C) 3292 concernant la période de fourniture de capacité 2031-2032 ;
Considérant qu'il est encore possible de modifier les hypothèses de la courbe de demande lors de l'instruction du Ministre visée à l'art. 7undecies, § 6, alinéa 1er de 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 ou conformément à l'art. 7undecies, § 6, alinéa 6 de 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 précitée.
Après 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 à l'enchère T-4 » : la mise aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2031 ;2° « la mise à l'enchère T-2 » : la mise aux enchères deux ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2029 ;3° « la mise à l'enchère T-1 » : la mise aux enchères 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.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 2026.
Bruxelles, le 30 septembre 2026.
M. BIHET
Annexe : Scénario de référence devant être utilisé par Elia conformément à l'article 3 du présent arrêté Table des matières 1. Production et stockage (Belgique) 1.1. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 1.2. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 1.3. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 1.4. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 1.5. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 1.6. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 1.7. Stockage pour les périodes de fourniture de capacité 2028-2029, 2029-2030 et 2031-2032 1.8. Production thermique non modélisée individuellement 1.9. Taux d'interruptions forcées (FO) pour les périodes de fourniture de capacité 2028-2029, 2029-2030 et 2031-2032 2. Demande (Belgique) 3.Réserves d'équilibrage 4. Capacités étrangères 4.1. Période de fourniture de capacité 2028-2029 4.2. Période de fourniture de capacité 2029-2030 4.3. Période de fourniture de capacité 2031-2032 5. Paramètres économiques Les données reprises ci-dessous doivent être considérées par Elia dans la suite des travaux relatifs à l'enchère T-1 pour la période de fourniture de capacité 2028-2029, l'enchère T-2 pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 et l'enchère T-4 pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 et proviennent de la base de données de l'ERAA 2025, dont les données pour la Belgique et les autres pays sont mises à jour tel que mentionné dans l'annexe du rapport de consultation d'Elia du 24 juin 2026, Les données de l'annexe du rapport de consultation pour les pays voisins ainsi que les prix des carburants et du CO2 ont été mises à jour avec les dernières informations disponibles. 1. Production et stockage (Belgique) 1.1. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2028-2029
Capacités installées
Calibration CRM (MW)
Nucléaire
2056
Gaz
8575
Produits pétroliers
140
Hydraulique
159
Pompage-turbinage
1305
Eolien onshore
5050
Eolien offshore
2261
Solaire
14635
Biomasse
674
Déchets
316
Batteries
3245
1.2. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2029-2030
Capacités installées
Calibration CRM (MW)
Nucléaire
2056
Gaz
8581
Produits pétroliers
140
Hydraulique
164
Pompage-turbinage
1305
Eolien onshore
5534
Eolien offshore
2261
Solaire
15580
Biomasse
674
Déchets
316
Batteries
3829
1.3. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2031-2032
Capacités installées
Calibration CRM (MW)
Nucléaire
3018
Gaz
8638
Produits pétroliers
140
Hydraulique
170
Pompage-turbinage
1305
Eolien onshore
6500
Eolien offshore
2961
Solaire
17399
Biomasse
674
Déchets
316
Batteries
4074
1.4. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 Le tableau ci-dessous reprend le nom de l'unité à considérer, son propriétaire, sa technologie, le combustible utilisé et la capacité de production nette associée.
Légende pour les types d'unités : CCGT : Turbine à cycle combiné CL : Classique GT : Turbine à gaz ST : Turbine à vapeur IS : Incinérateur NU : Nucléaire TJ : TurboJet CHP : Unité de cogénération
Propriétaire
Nom de l'unité
Type
Type de fuel
Capacité [MW]
Engie - Electrabel
AALTER TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
AMERCOEUR 1 GT
CCGT-GT
Gaz
289
Engie - Electrabel
AMERCOEUR 1 ST
CCGT-ST
Gaz
162
Luminus
ANGLEUR TG 31
GT
Gaz
25
Luminus
ANGLEUR TG 32
GT
Gaz
25
Luminus
ANGLEUR TG 41
GT
Gaz
64
Luminus
ANGLEUR TG 42
GT
Gaz
64
Engie - Electrabel
BEERSE TJ
TJ
Pétrole
32
Indaver
Beveren 2 Indaver
IS
Déchets
21
Indaver
Beveren 3 Indaver
IS
Déchets
24
IneosPhenol
Beveren Ineos Phenol Chem
CHP
Gaz
25,1
Indaver
Beveren Sleco
IS
Déchets
41
Biopower
BIOMASSA OOSTENDE
IS
Biomasse
18
Biostoom
BIOSTOOM OOSTENDE
IS
Déchets
19,4
Borealis
BOREALIS KALLO COGEN GT-ST
CHP
Gaz
32
Engie - Electrabel
CIERREUX TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
DOEL 4
NU
Nucléaire
1026
Engie - Electrabel
DROGENBOS GT1
CCGT-GT
Gaz
150
Engie - Electrabel
DROGENBOS GT2
CCGT-GT
Gaz
150
Engie - Electrabel
DROGENBOS ST
CCGT-ST
Gaz
160
Luminus
EDF LUMINUS SERAING NEW
CCGT
Gaz
885
Luminus
EDF LUMINUS SERAING TG1
GT
Gaz
150
Luminus
EDF LUMINUS SERAING TG2
GT
Gaz
150
Euro-silo
Euro-Silo
CHP
Gaz
12,9
Indaver
E-wood
IS
Déchets
22
Engie - Electrabel
Flémalle NEW
CCGT
Gaz
890
Green Power
Greenpower Oostende
IS
Déchets
20
Luminus
HAM 31
GT
Gaz
58
Luminus
HAM 32
GT
Gaz
58
Luminus
HAM Gent-GT
CHP
Gaz
39
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG GT1
CCGT-GT
Gaz
157
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG GT2
CCGT-GT
Gaz
156,3
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG ST
CCGT-ST
Gaz
167
INEOS
INESCO GT1
CHP
Gaz
44,8
INEOS
INESCO GT2
CHP
Gaz
44,8
INEOS
INESCO ST
CHP
Gaz
48,5
INTRADEL
INTRADEL
IS
Déchets
32
IPALLE
Ipalle THUMAIDE
IS
Déchets
34
Engie - Electrabel
ISVAG
IS
Déchets
12
Lampiris
IVBO
IS
Déchets
16
Luminus
IZEGEM
CHP
Gaz
20
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE GT1
CHP
Gaz
48
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE GT2
CHP
Gaz
48
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE ST
CHP
Gaz
10
Engie - Electrabel
KNIPPEGROEN STEG
CL
Gaz
305
Direct Energie
MARCINELLE ENERGIE TGV
CCGT
Gaz
413
Engie - Electrabel
MONSANTO LILLO WKK EBL
CHP
Gaz
43
Engie - Electrabel
NOORDSCHOTE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
Oorderen Bayer
CHP
Gaz
43
Luminus
RINGVAART STEG
CCGT
Gaz
385
Engie - Electrabel
RODENHUIZE 4
CL
Biomasse
-
Engie - Electrabel
SAINT-GHISLAIN STEG
CCGT
Gaz
385
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 1
IS
Déchets
15
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 2
IS
Déchets
15
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 3
IS
Déchets
15
EXXONMOBIL
SCHELDELAAN EXXONMOBIL
CHP
Gaz
140
STORA
STORA LANGERBRUGGE CHP 1
CHP
Biomasse
10
STORA
STORA LANGERBRUGGE CHP 2
CHP
Biomasse
40
Taminco
TAMINCO GENT CHP
CHP
Gaz
6,3
TEREOS
TEREOS SYRAL GT
CHP
Gaz
43
Engie - Electrabel
TIHANGE 3
NU
Nucléaire
1030
T-Power
T-POWER
CCGT
Gaz
425
Engie - Electrabel
VILVOORDE GT
GT
Gaz
264
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT1
CHP
Gaz
43
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT2
CHP
Gaz
43
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT3
CHP
Gaz
43
Zandvliet Power NV
ZANDVLIET POWER
CHP
Gaz
419
Engie - Electrabel
ZEDELGEM TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
ZEEBRUGGE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
ZELZATE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
Zwijndrecht Lanxess GT
CHP
Gaz
43
1.5. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2029-2030 Le tableau ci-dessous reprend le nom de l'unité à considérer, son propriétaire, sa technologie, le combustible utilisé et la capacité de production nette associée. Légende pour les types d'unités : CCGT : Turbine à cycle combiné CL : Classique GT : Turbine à gaz ST : Turbine à vapeur IS : Incinérateur NU : Nucléaire TJ : TurboJet CHP : Unité de cogénération
Propriétaire
Nom de l'unité
Type
Type de fuel
Capacité [MW]
Engie - Electrabel
AALTER TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
AMERCOEUR 1 GT
CCGT-GT
Gaz
289
Engie - Electrabel
AMERCOEUR 1 ST
CCGT-ST
Gaz
162
Luminus
ANGLEUR TG 31
GT
Gaz
25
Luminus
ANGLEUR TG 32
GT
Gaz
25
Luminus
ANGLEUR TG 41
GT
Gaz
64
Luminus
ANGLEUR TG 42
GT
Gaz
64
Engie - Electrabel
BEERSE TJ
TJ
Pétrole
32
Indaver
Beveren 2 Indaver
IS
Déchets
21
Indaver
Beveren 3 Indaver
IS
Déchets
24
IneosPhenol
Beveren Ineos Phenol Chem
CHP
Gaz
25,1
Indaver
Beveren Sleco
IS
Déchets
41
Biopower
BIOMASSA OOSTENDE
IS
Biomasse
18
Biostoom
BIOSTOOM OOSTENDE
IS
Déchets
19,4
Borealis
BOREALIS KALLO COGEN GT-ST
CHP
Gaz
32
Engie - Electrabel
CIERREUX TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
DOEL 4
NU
Nucléaire
1026
Engie - Electrabel
DROGENBOS GT1
CCGT-GT
Gaz
150
Engie - Electrabel
DROGENBOS GT2
CCGT-GT
Gaz
150
Engie - Electrabel
DROGENBOS ST
CCGT-ST
Gaz
160
Luminus
EDF LUMINUS SERAING NEW
CCGT
Gaz
885
Luminus
EDF LUMINUS SERAING TG1
GT
Gaz
150
Luminus
EDF LUMINUS SERAING TG2
GT
Gaz
150
Euro-silo
Euro-Silo
CHP
Gaz
12,9
Indaver
E-wood
IS
Déchets
22
Engie - Electrabel
Flémalle NEW
CCGT
Gaz
890
Green Power
Greenpower Oostende
IS
Déchets
20
Luminus
HAM 31
GT
Gaz
58
Luminus
HAM 32
GT
Gaz
58
Luminus
HAM Gent-GT
CHP
Gaz
39
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG GT1
CCGT-GT
Gaz
157
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG GT2
CCGT-GT
Gaz
156,3
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG ST
CCGT-ST
Gaz
167
INEOS
INESCO GT1
CHP
Gaz
44,8
INEOS
INESCO GT2
CHP
Gaz
44,8
INEOS
INESCO ST
CHP
Gaz
48,5
INTRADEL
INTRADEL
IS
Déchets
32
IPALLE
Ipalle THUMAIDE
IS
Déchets
34
Engie - Electrabel
ISVAG
IS
Déchets
12
Lampiris
IVBO
IS
Déchets
16
Luminus
IZEGEM
CHP
Gaz
20
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE GT1
CHP
Gaz
48
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE GT2
CHP
Gaz
48
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE ST
CHP
Gaz
10
Engie - Electrabel
KNIPPEGROEN STEG
CL
Gaz
305
Direct Energie
MARCINELLE ENERGIE TGV
CCGT
Gaz
413
Engie - Electrabel
MONSANTO LILLO WKK EBL
CHP
Gaz
43
Engie - Electrabel
NOORDSCHOTE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
Oorderen Bayer
CHP
Gaz
43
Luminus
RINGVAART STEG
CCGT
Gaz
385
Engie - Electrabel
RODENHUIZE 4
CL
Biomasse
-
Engie - Electrabel
SAINT-GHISLAIN STEG
CCGT
Gaz
385
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 1
IS
Déchets
15
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 2
IS
Déchets
15
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 3
IS
Déchets
15
EXXONMOBIL
SCHELDELAAN EXXONMOBIL
CHP
Gaz
140
STORA
STORA LANGERBRUGGE CHP 1
CHP
Biomasse
10
STORA
STORA LANGERBRUGGE CHP 2
CHP
Biomasse
40
Taminco
TAMINCO GENT CHP
CHP
Gaz
6,3
TEREOS
TEREOS SYRAL GT
CHP
Gaz
43
Engie - Electrabel
TIHANGE 3
NU
Nucléaire
1030
T-Power
T-POWER
CCGT
Gaz
425
Engie - Electrabel
VILVOORDE GT
GT
Gaz
264
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT1
CHP
Gaz
43
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT2
CHP
Gaz
43
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT3
CHP
Gaz
43
Zandvliet Power NV
ZANDVLIET POWER
CHP
Gaz
419
Engie - Electrabel
ZEDELGEM TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
ZEEBRUGGE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
ZELZATE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
Zwijndrecht Lanxess GT
CHP
Gaz
43
1.6. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2031-2032 Le tableau ci-dessous reprend le nom de l'unité à considérer, son propriétaire, sa technologie, le combustible utilisé et la capacité de production nette associée.
Légende pour les types d'unités : CCGT : Turbine à cycle combiné CL : Classique GT : Turbine à gaz ST : Turbine à vapeur IS : Incinérateur NU : Nucléaire TJ : TurboJet CHP : Unité de cogénération
Propriétaire
Nom de l'unité
Type
Type de fuel
Capacité [MW]
Engie - Electrabel
AALTER TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
AMERCOEUR 1 GT
CCGT-GT
Gaz
289
Engie - Electrabel
AMERCOEUR 1 ST
CCGT-ST
Gaz
162
Luminus
ANGLEUR TG 31
GT
Gaz
25
Luminus
ANGLEUR TG 32
GT
Gaz
25
Luminus
ANGLEUR TG 41
GT
Gaz
64
Luminus
ANGLEUR TG 42
GT
Gaz
64
Engie - Electrabel
BEERSE TJ
TJ
Pétrole
32
Indaver
Beveren 2 Indaver
IS
Déchets
21
Indaver
Beveren 3 Indaver
IS
Déchets
24
IneosPhenol
Beveren Ineos Phenol Chem
CHP
Gaz
25,1
Indaver
Beveren Sleco
IS
Déchets
41
Biopower
BIOMASSA OOSTENDE
IS
Biomasse
18
Biostoom
BIOSTOOM OOSTENDE
IS
Déchets
19,4
Borealis
BOREALIS KALLO COGEN GT-ST
CHP
Gaz
32
Engie - Electrabel
CIERREUX TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
DOEL 4
NU
Nucléaire
1026
Engie - Electrabel
DROGENBOS GT1
CCGT-GT
Gaz
150
Engie - Electrabel
DROGENBOS GT2
CCGT-GT
Gaz
150
Engie - Electrabel
DROGENBOS ST
CCGT-ST
Gaz
160
Luminus
EDF LUMINUS SERAING NEW
CCGT
Gaz
885
Luminus
EDF LUMINUS SERAING TG1
GT
Gaz
150
Luminus
EDF LUMINUS SERAING TG2
GT
Gaz
150
Euro-silo
Euro-Silo
CHP
Gaz
12,9
Indaver
E-wood
IS
Déchets
22
Engie - Electrabel
Flémalle NEW
CCGT
Gaz
890
Green Power
Greenpower Oostende
IS
Déchets
20
Luminus
HAM 31
GT
Gaz
58
Luminus
HAM 32
GT
Gaz
58
Luminus
HAM Gent-GT
CHP
Gaz
39
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG GT1
CCGT-GT
Gaz
157
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG GT2
CCGT-GT
Gaz
156,3
Engie - Electrabel
HERDERSBRUG ST
CCGT-ST
Gaz
167
INEOS
INESCO GT1
CHP
Gaz
44,8
INEOS
INESCO GT2
CHP
Gaz
44,8
INEOS
INESCO ST
CHP
Gaz
48,5
INTRADEL
INTRADEL
IS
Déchets
32
IPALLE
Ipalle THUMAIDE
IS
Déchets
34
Engie - Electrabel
ISVAG
IS
Déchets
12
Lampiris
IVBO
IS
Déchets
16
Luminus
IZEGEM
CHP
Gaz
20
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE GT1
CHP
Gaz
48
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE GT2
CHP
Gaz
48
Inovyn
JEMEPPE-SUR-SAMBRE ST
CHP
Gaz
10
Engie - Electrabel
KNIPPEGROEN STEG
CL
Gaz
305
Direct Energie
MARCINELLE ENERGIE TGV
CCGT
Gaz
413
Engie - Electrabel
MONSANTO LILLO WKK EBL
CHP
Gaz
43
Engie - Electrabel
NOORDSCHOTE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
Oorderen Bayer
CHP
Gaz
43
Luminus
RINGVAART STEG
CCGT
Gaz
385
Engie - Electrabel
RODENHUIZE 4
CL
Biomasse
-
Engie - Electrabel
SAINT-GHISLAIN STEG
CCGT
Gaz
385
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 1
IS
Déchets
15
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 2
IS
Déchets
15
Centre de Tri
Schaerbeek SIOMAB 3
IS
Déchets
15
EXXONMOBIL
SCHELDELAAN EXXONMOBIL
CHP
Gaz
140
STORA
STORA LANGERBRUGGE CHP 1
CHP
Biomasse
10
STORA
STORA LANGERBRUGGE CHP 2
CHP
Biomasse
40
Taminco
TAMINCO GENT CHP
CHP
Gaz
6,3
TEREOS
TEREOS SYRAL GT
CHP
Gaz
43
Engie - Electrabel
TIHANGE 1N
NU
Nucléaire
481
Engie - Electrabel
TIHANGE 1S
NU
Nucléaire
481
Engie - Electrabel
TIHANGE 3
NU
Nucléaire
1030
T-Power
T-POWER
CCGT
Gaz
425
Engie - Electrabel
VILVOORDE GT
GT
Gaz
264
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT1
CHP
Gaz
43
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT2
CHP
Gaz
43
TOTAL
WILMARSDONK TOTAL GT3
CHP
Gaz
43
Zandvliet Power NV
ZANDVLIET POWER
CHP
Gaz
419
Engie - Electrabel
ZEDELGEM TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
ZEEBRUGGE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
ZELZATE TJ
TJ
Pétrole
18
Engie - Electrabel
Zwijndrecht Lanxess GT
CHP
Gaz
43
1.7. Stockage pour les périodes de fourniture de capacité 2028-2029, 2029-2030 et 2031-2032 Les données de pompage-turbinage et de batteries à considérer par Elia sont les suivantes : Pour le pompage-turbinage :
Volume de réservoir [MWh] 2028-2029
Volume de réservoir [MWh] 2029-2030
Volume de réservoir [MWh] 2031-2032
Réservoir de stockage
6300
6300
6300
Réservoir pour services auxiliaires
500
500
500
Stockage disponible pour dispatch économique
5800
5800
5800
Capacité de turbinage [MW] 2028-2029
Capacité de turbinage [MW] 2029-2030
Capacité de turbinage [MW] 2031-2032
Capacité totale
1305
1305
1305
Coo 1-6
1161
1161
1161
Platte Taille 1-4
144
144
144
Pour les batteries :
Volume de réservoir [MWh] 2028-2029
Volume de réservoir [MWh] 2029-2030
Volume de réservoir [MWh] 2031-2032
Stockage grande échelle
6286
7796
7796
Stockage moyenne échelle
1062
1130
1360
Stockage petite échelle « hors marché »
1300
924
378
Stockage petite échelle « dans le marché »
700
1176
1982
Volume de réservoir total
9348
11026
11516
Capacité [MW] 2028-2029
Capacité [MW] 2029-2030
Capacité [MW] 2031-2032
Stockage grande échelle
1714
2214
2214
Stockage moyenne échelle
531
565
680
Stockage petite échelle « hors marché »
650
462
189
Stockage petite échelle « dans le marché »
350
588
991
Capacité totale
3245
3829
4074
1.8. Production thermique non modélisée individuellement Les données à considérer par Elia sont les suivantes :
Type de fuel
Capacité [MW] 2028-2029
Capacité [MW] 2029-2030
Capacité [MW] 2031-2032
Déchets - sans programme journalier
41
41
41
Biomasse - sans programme journalier
629
631
637
Gaz CHP - sans programme journalier
1703
1709
1766
1.9. Taux d'interruptions forcées (FO) pour les périodes de fourniture de capacité 2028-2029, 2029-2030 et 2031-2032 Les données à considérer par Elia sont les suivantes :
Technologie
Taux
Nombre d'arrêts par an
CCGT
6,7 %
9,4
OCGT
8,1 %
3,3
TJ
10,1 %
3,4
Déchets - cogénération - biomasse
6,2 %
3
Pompage-turbinage
3,2 %
5,9
Liaisons HVDC
6,1%
1,8
Nucléaire
10,0%
1,5
Batteries
2,0%
/
2. Demande (Belgique) Les données de consommation à considérer par Elia sont les suivantes :
Données
2028-2029
2029-2030
2031-2032
Consommation totale d'électricité
89,08 TWh
91,48TWh
98,75 TWh
Réponse du marché « shedding response »
1406 MW
1406 MW
1406 MW
Technologie
Part de l'électrification supplémentaire considérée comme flexible (Scénario Central)
Fours électriques
80%
Chaudières électriques
100%
Pompes à chaleur
40%
Four à arc électrique (FEA-MD/EAF-DRI)
100%
Capture et stockage du carbone (CSC)
0%
Centres de données (Datacentres)
20%
Procédés divers et autres procédés
5%
3.Réserves d'équilibrage Les valeurs suivantes doivent être considérées par Elia :
Catégories
Volume [MW] 2028-2029
Volume [MW] 2029-2030
Volume [MW] 2031-2032
Total FCR
97
97
97
Total FRR
1030
1030
1030
Total reserve capacity
1127
1127
1127
4. Capacités étrangères 4.1. Période de fourniture de capacité 2028-2029 Elia doit se baser sur le dataset de l'ERAA 2025 updaté sur base des dernières informations disponibles (telles qu'elles figurent dans le rapport de consultation) à laquelle elle devra appliquer pour la disponibilité du parc nucléaire français une indisponibilité supplémentaire par rapport aux données REMIT de 2 unités de 900 MW. Données pays étrangers pour la période 2028-2029
Pays
Lignite / charbon (GW)
Eolien onshore (GW)
Eolien offshore (GW)
Solaire (GW)
Demande (TWh/an)
Nucléaire (GW)
Gaz (GW)
Batteries (GW)
DE
21,1
93
14
174
589
0,0
30
37,0
FR
0,0
29
3
41
478
63,0
7
4,2
NL
2,7
8
6
36
137
0,5
13
5,7
GB
0,0
25
32
34
307
4,8
34
19,0
IT
0,2
19
0
71
333
0,0
46
12,1
PL
15,9
17
5
27
170
0,0
7
4,1
ES
0,0
40
0
54
274
5,1
25
2,4
DK
0,4
5
4
12
50
0,0
2
0,5
Elia devra aussi considérer les valeurs du domaine de flow-based de la région CORE avec un respect de la règle du 70% MinRam. 4.2. Période de fourniture de capacité 2029-2030 Elia doit se baser sur le dataset de l'ERAA 2025 updaté sur base des dernières informations disponibles (telles qu'elles figurent dans le rapport de consultation) à laquelle elle devra appliquer pour la disponibilité du parc nucléaire français une indisponibilité supplémentaire par rapport aux profils de l'ERAA 2025 de 2 unités de 900 MW :
Données pays étrangers pour la période 2029-2030
Pays
Lignite / charbon (GW)
Eolien onshore (GW)
Eolien offshore (GW)
Solaire (GW)
Demande (TWh/an)
Nucléaire (GW)
Gaz (GW)
Batteries (GW)
DE
18,2
99
16
195
610
0,0
31
42,6
FR
0,0
30
3
44
486
63,0
7
6,0
NL
2,7
8
10
39
142
0,5
12
6,7
GB
0,0
29
41
36
326
4,8
31
24,0
IT
0,1
24
2
79
343
0,0
46
15,6
PL
14,6
18
6
29
174
0,0
7
6,1
ES
0,0
44
3
58
282
5,1
25
2,6
DK
0,0
6
4
17
55
0,0
1
0,5
Elia devra aussi considérer les valeurs du domaine de flow-based de la région CORE avec un respect de la règle du 70% MinRam. 4.3. Période de fourniture de capacité 2031-2032 Elia doit se baser sur le dataset de l'ERAA 2025 updaté sur base des dernières informations disponibles (telles qu'elles figurent dans le rapport de consultation) à laquelle elle devra appliquer pour la disponibilité du parc nucléaire français une indisponibilité supplémentaire par rapport aux profils de l'ERAA 2025 de 2 unités de 900 MW :
Données pays étrangers pour la période 2031-2032
Pays
Lignite / charbon (GW)
Eolien onshore (GW)
Eolien offshore (GW)
Solaire (GW)
Demande (TWh/an)
Nucléaire (GW)
Gaz (GW)
Batteries (GW)
DE
12,3
112
26
237
653
0,0
31
53,7
FR
0,0
33
4
51
504
63,0
7
9,6
NL
0,0
9
14
43
153
0,5
10
9,0
GB
0,0
34
58
42
339
2,8
31
27,0
IT
0,0
25
4
87
356
0,0
46
17,5
PL
12,6
20
8
33
181
0,0
9
8,6
ES
0,0
53
3
69
297
3,0
24
2,7
DK
0,0
7
4
23
62
0,0
1
0,6
Elia devra aussi considérer les valeurs du domaine de flow-based de la région CORE avec un respect de la règle du 70% MinRam. Pour la Grande-Bretagne, l'unité 2 de Hinkley Point C sera considérée comme indisponible pour toutes les périodes de livraison. 5. Paramètres économiques Les paramètres économiques suivants doivent être considérés et sont basés sur les contrats futurs et sur les prix indiqués dans le World Energy Outlook 2025 (exprimés en 2025) :
Catégorie
Prix pour 2028-2029 [2025/MWh]
Prix pour 2029-2030 [2025/MWh]
Prix pour 2031-2032 [2025/MWh]
Pétrole
34,7
33,29
31,16
Gaz
25.36
22,58
19,28
Charbon
9,73
9,62
9,35
CO2 en tonnes
82,91
84,51
87,98
Vu pour être annexé à l'arrêté ministériel du 30 septembre 2026 déterminant le scénario de référence pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2027 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.
Bruxelles, le 30 septembre 2026.
M. BIHET