2025007354 29 SEPTEMBRE 2025. - Arrêté ministériel déterminant les valeurs intermédiaires pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2026 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 i

§ 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 2030 ;

2° " la mise aux enchères T-2 " : la mise aux enchères deux ans avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2028 ;

3° " la mise aux enchères T-1 " : la mise aux enchère un an avant la période de fourniture de capacité débutant le 1er novembre 2027.

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.

Elia Transmission Belgium SA utilise pour l'organisation des mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2026, 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.

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.

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.

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.

Le présent arrêté entre en vigueur le 30 septembre 2025.

ANNEXE.

Art. N.

ANNEXE 1re

Tableau 1 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-4, période de livraison 2030-2031

[ 1 Technologie de référence EAC(/kW/y) Facteur de réduction[%] CONEfixed, RT ( DEC 2024 /kW/y) Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT >100 MW) 101,460 92% 110,280 Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT >800 MW) 121,090 94% 128,820 Cogénération (CHP <100 MW) 158,550 94% 168,670 Photovoltaïque 81,8 1% 8180 Eolien onshore 174,720 7% 2496 Eolien offshore 287,390 8% 3592,380 Stockage par batterie (4h) 128,280 49% 261,800 Participation active de la demande (0<300 MW) 26 49% 53,06 Participation active de la demande (300<600 MW) 52 49% 106,120 Participation active de la demande (600<900 MW) 78 49% 159,180 Participation active de la demande (900<1200 MW) 105 49% 214,290] 1 ( 1 )<AM 2026-02-10/07 , art. 2, 002; En vigueur : 14-03-2026>

Tableau 2 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-2, période de livraison 2028-2029

[ 1 Technologie de référence EAC(/kW/y) Facteur de réduction[%] CONEfixed, RT (/kW/y) OCGT (>100 MW) 101,46 92% 110,28 CHP (<100 MW) 158,55 94% 168,67 Photovoltaïque 81,8 1% 8180 Eolien onshore 174,72 8% 2184 Stockage par batterie (4h) 128,28 52% 246,69 Participation active de la demande (0<300 MW) 26 56% 46,43 Participation active de la demande (300<600 MW) 52 56% 92,86 Participation active de la demande (600<900 MW) 78 56% 139,29 Participation active de la demande (900<1200 MW) 105 56% 187,5] 1 ( 1 )<AM 2026-02-10/07 , art. 2, 002; En vigueur : 14-03-2026>

Tableau 3 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-1, période de livraison 2027-2028

[ 1 Technologie de référence EAC(/kW/y) Facteur de réduction[%] CONEfixed, RT (/kW/y) Photovoltaïque 81,80 2% 4090 Eolien onshore 174,72 9% 1941,33 Stockage par batterie (4h) 128,28 58% 221,17 Participation active de la demande (0<300 MW) 26,00 58% 44,83 Participation active de la demande (300<600 MW) 52,00 58% 89,66 Participation active de la demande (600<900 MW) 78,00 58% 134,48 Participation active de la demande (900<1200 MW) 105,00 58% 181,03] 1 ( 1 )<AM 2026-02-10/07 , art. 2, 002; En vigueur : 14-03-2026>

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

[ 1 Technologie de référence Rendement minimum Prime de risque WACC Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT >100 MW) 2,80% 5,1% 7,9% Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT >800 MW) 2,80% 4,3% 7,1% Cogénération (CHP <100 MW) 2,80% 4,3% 7,1% Photovoltaïque 2,80% 3,2% 6,0% Eolien onshore 2,80% 3,8% 6,6% Eolien offshore 2,80% 3,8% 6,6% Stockage par batterie (4h) 2,80% 2,4% 5,2% Participation active de la demande (0<300 MW) 2,80% 2,6% 5,4% Participation active de la demande (300<600 MW) 2,80% 2,6% 5,4% Participation active de la demande (600<900 MW) 2,80% 2,6% 5,4% Participation active de la demande (900<1200 MW) 2,80% 2,6% 5,4%] 1 ( 1 )<AM 2026-02-10/07 , art. 2, 002; En vigueur : 14-03-2026>

Tableau 5 : Coût moyen pondéré du capital par technologie, valable pour chaque période de fourniture de capacité pour de la capacité existante

Technologie de référence Pas d'investissement Prime de risque additionnelle possible avec des investissements en CAPEX avec une durée de vie économique inférieure à 3 ans Prime de risque additionnelle possible avec des investissements en CAPEX avec une durée de vie économique supérieure à 3 ans Turbine à gaz à cycle ouvert N/A 0% 2,2% Turbine à gaz à cycle combiné N/A 0% 2,6% Cogénération N/A 0% 2,6% Photovoltaïque N/A 0% 3,2% Eolien onshore N/A 0% 3,8% Stockage par batterie à grande échelle N/A 0,56% 2,4% DSR N/A 0,56% 2,6%

'> 1 ( 1 )<inséré AM 2026-02-10/07 , art. 2, 002; En vigueur : 14-03-2026>

Signatures

Bruxelles, le 29 septembre 2025.

M. BIHET

Préambule

Le Ministre de l'Energie,

Vu la loi du 29 avril 1999 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) 3043, (C) 3044 et (C) 3045, 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 2030-2031, la mise aux enchères T-2 avec la période de livraison de capacité 2028-2029 et la mise aux enchères T-1 avec période de livraison 2027-2028, du 4 septembre 2025, et la consultation publique qui l'a précédée et qui a duré du 17 juillet 2025 au 21 août 2025;

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 2026, consistent en un rendement minimum de 2,8 % et une prime de risque selon les technologies basée sur l'étude " CRM Hurdle Rates and Missing Money Calculation " du Pr. Boudt;

Considérant que la commission propose dans les tableaux 1 de ses propositions (C)3043, (C) 3044 et (C)3045 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)3043, (C) 3044 et (C) 3045 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 valeurs issues de l'étude Adequacy and Flexibility 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 pour la participation active de la demande, l'absence de CAPEX pour toutes les catégories ne serait pas réaliste selon la Fédération belge des entreprises électriques et gazières ;

Considérant que la commission propose un facteur de correction X égal à 1,1 pour l'enchère T-1 de 2026, un facteur de correction de 1,25 pour l'enchère T-2 de 2026 et un facteur de correction de 1,25 pour l'enchère T-4 de 2026 ;

Considérant que le gestionnaire de réseau a dans sa réponse à la consultation publique de la commission recommandé de prendre un facteur de correction X constant égal à 1,25 pour chaque enchère que si, pour la détermination du prix maximum de l'enchère, ce ne sont pas les catégories de participation active de la demande distinctes qui sont prises en compte, mais bien le coût moyen de la participation active de la demande ;

Considérant que pour l'enchère T-1 les incertitudes sont fortement réduites étant donné que le délai avec l'enchère est plus court ;

Considérant que pour la technologie des batteries pour l'enchère T-2, la DG énergie est arrivé à des résultats différents de la commission pour le calcul du CONE BRUT et que la commission a indiqué le 18 septembre 2025 qu'il s'agissait d'une erreur dans sa proposition et a confirmé les calculs de la DG énergie,

Arrête

Fiche des modifications

Arrêté ministériel du 10-02-2026 publié le 04-03-2026

Article modifié : N