2025007372 29 SEPTEMBRE 2025. - Arrêté ministériel déterminant le scénario de référence pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2026 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'applicati

§ 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 2030 ;

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

3° " la mise au enchère T-1 " : la mise aux enchères 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.

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.

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.

Le présent arrêté entre en vigueur le 30 septembre 2025.

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 2027-2028

1.2. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2028-2029

1.3. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2030-2031

1.4. Production thermique modélisée individuellement pour la période période de fourniture de capacité 2027-2028

1.5. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2028-2029

1.6. Production thermique modélisée individuellement pour la période de fourniture de capacité 2030-2031

1.7. Stockage pour les périodes de fourniture de capacité 2027-2028, 2028-2029 et 2030-20311

1.8. Production thermique non modélisée individuellement

1.9. Taux d'interruptions forcées (FO) pour les périodes de fourniture de capacité 2027-2028, 2028-2029 et 2030-2031

2. Demande (Belgique)

3. Réserves d'équilibrage

4. Capacités étrangères

4.1. Période de fourniture de capacité 2027-2028

4.2. Période de fourniture de capacité 2028-2029

4.3. Période de fourniture de capacité 2030-2031

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 2027-2028, l'enchère T-2 pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 et l'enchère T-4 pour la période de fourniture de capacité 2030-2031 et proviennent de la base de données de l'ERAA 2024, 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 20 juin 2025, Les données de l'annexe du rapport de consultation pour les pays voisins ainsi que les prix des carburants et du CO 2 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 2027-2028

Capacités installées Calibration CRM (MW) Nucléaire 2056 Gaz 5937 Produits pétroliers 140 Hydraulique 153 Pompage-turbinage 1305 Eolien onshore 4725 Eolien offshore 2261 Solaire 13903 Biomasse 611 Déchets 316 Batteries 1841

1.2. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2028-2029

Capacités installées Calibration CRM (MW) Nucléaire 2056 Gaz 5937 Produits pétroliers 140 Hydraulique 159 Pompage-turbinage 1305 Eolien onshore 5155 Eolien offshore 2261 Solaire 14777 Biomasse 618 Déchets 316 Batteries 2418

1.3. Capacité en Belgique pour la période de fourniture de capacité 2030-2031

Capacités installées Calibration CRM (MW) Nucléaire 2056 Gaz 5937 Produits pétroliers 140 Hydraulique 170 Pompage-turbinage 1305 Eolien onshore 6017 Eolien offshore 2261 Solaire 16525 Biomasse 632 Déchets 316 Batteries 2553

1.4. Production thermique modélisée individuellement pour la période période

de fourniture de capacité 2027-2028

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 IS : Incinérateur

CL : Classique NU : Nucléaire

GT : Turbine à gaz TJ : TurboJet

ST : Turbine à vapeur

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 Lillo Energy Lillo Degussa GT1 CHP Gaz 43 Lillo Energy Lillo Degussa GT2 CHP Gaz 32 Lillo Energy Lillo Degussa ST CHP Gaz 10 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 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 IS : Incinérateur

CL : Classique NU : Nucléaire

GT : Turbine à gaz TJ : TurboJet

ST : Turbine à vapeur

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 Lillo Energy Lillo Degussa GT1 CHP Gaz 43 Lillo Energy Lillo Degussa GT2 CHP Gaz 32 Lillo Energy Lillo Degussa ST CHP Gaz 10 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 2030-2031

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 IS : Incinérateur

CL : Classique NU : Nucléaire

GT : Turbine à gaz TJ : TurboJet

ST : Turbine à vapeur

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 Lillo Energy Lillo Degussa GT1 CHP Gaz 43 Lillo Energy Lillo Degussa GT2 CHP Gaz 32 Lillo Energy Lillo Degussa ST CHP Gaz 10 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

1.7. Stockage pour les périodes de fourniture de capacité 2027-2028, 2028-2029 et 2030-2031

Les données de pompage-turbinage et de batteries à considérer par Elia sont les suivantes

Pour le pompage-turbinage

Volume

de réservoir [MWh]

2027-2028 Volume

de réservoir [MWh]

2028-2029 Volume

de réservoir [MWh]

2030-2031 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]

2027-2028 Capacité

de turbinage [MW]

2028-2029 Capacité

de turbinage [MW]

2030-2031 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]

2027-2028 Volume

de réservoir [MWh]

2028-2029 Volume

de réservoir [MWh]

2030-2031 Stockage grande échelle 3502 5416 5416 Stockage petite échelle " hors marché " 1332 1222 344 Stockage petite échelle " dans le marché " 398 658 1806 Volume de réservoir total 5232 7296 7566

Capacité [MW]

2027-2028 Capacité [MW]

2028-2029 Capacité [MW]

2030-2031 Stockage grande échelle 976 1478 1478 Stockage petite échelle " hors marché " 666 611 172 Stockage petite échelle " dans le marché " 199 329 903 Capacité totale 1841 2418 2553

1.8. Production thermique non modélisée individuellement

Les données à considérer par Elia sont les suivantes

Type de fuel Capacité [MW]

2027-2028 Capacité [MW]

2028-2029 Capacité [MW]

2030-2031 Déchets - sans programme journalier 30 30 30 Biomasse - sans programme journalier 543 550 564 Gaz CHP - sans programme journalier 1531 1544 1567

1.9. Taux d'arrêts forcés (FO) pour les périodes de fourniture de capacité 2027-2028, 2028-2029 et 2030-2031

Les données à considérer par Elia sont les suivantes

Technologie Taux d'arrêts forcés Nombre d'arrêts

forcés 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 2027-2028 2028-2029 2030-2031 Consommation totale d'électricité 88,4 TWh 90,8 TWh 95,8 TWh Réponse du marché " shedding response " 1284 MW 1284 MW 1284 MW

3. Réserves d'équilibrage

Les valeurs suivantes doivent être considérées par Elia

Catégories Volume [MW]

2027-2028 Volume [MW]

2028-2029 Volume [MW]

2030-2031 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 2027-2028

Elia doit se baser sur le dataset de l'ERAA 2024 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 2027-2028 Pays Lignite / charbon (GW) Eolien onshore (GW) Eolien

offshore (GW) Solaire (GW) Demande (TWh/an) Nucléaire

(GW) DE 21.2 86 11 155 560 0,0 FR 0,0 28 3 33 464 63,0 NL 2.7 8 6 34 135 0,5 GB 0,0 21 27 31 300 3,6 IT 0,2 19 0 57 322 0,0 PL 20,0 13 1 26 166 0,0 ES 0,0 40 0 55 255 6,1

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 2028-2029

Elia doit se baser sur le dataset de l'ERAA 2024 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 2024 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) DE 19,5 96 13 175 585 0,0 FR 0,0 29 3 37 474 63,0 NL 2,7 8 6 36 141 0,5 GB 0,0 25 32 34 307 3,6 IT 0,1 21 0 65 327 0,0 PL 19,0 13 4 28 168 0,0 ES 0,0 44 0 59 259 5,1

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 2030-2031

Elia doit se baser sur le dataset de l'ERAA 2024 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 2024 de 2 unités de 900 MW

Données pays étrangers pour la période 2030-2031 Pays Lignite / charbon (GW) Eolien onshore (GW) Eolien

offshore (GW) Solaire (GW) Demande (TWh/an) Nucléaire (GW) DE 19,5 115 26 215 640 0,0 FR 0,0 32 4 45 494 63,0 NL 0,0 8 12 41 153 0,5 GB 0,0 32 50 39 327 2,8 IT 0,0 24 3 75 339 0,0 PL 16,0 15 8 31 175 0,0 ES 0,0 52 3 73 270 3,0

Elia devra aussi considérer les valeurs du domaine de flow-based de la région CORE avec un respect de la règle du 70% MinRam.

5. Paramètres économiques

Les paramètres économiques suivants doivent être considérés et sont basés sur les contrats futures et sur les prix indiqués dans le World Energy Outlook 2024 (exprimés en €2024)

Catégorie Prix pour

2027-2028

[€2024/MWh] Prix pour

2028-2029

[€2024/MWh] Prix pour

2030-2031

[€2024/MWh] Pétrole 36 39 41,5 Gaz 25,7 22,5 19,1 Charbon 9,9 9,2 8,5 CO 2 en tonne 93,4 110,8 132,9

Vu pour être annexé à l'arrêté ministériel du 29 septembre 2025 déterminant le scénario de référence pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2026 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 29 septembre 2025.

M. BIHET

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, 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 2030-2031, la mise aux enchères T-2 avec la période de fourniture de capacité 2028-2029 et la mise aux enchères T-1 avec la période de fourniture de capacité 2027-2028, présentées le 20 juin 2025;

Vu les propositions de scénario de référence pour les mises aux enchères T-1 couvrant la période de fourniture de capacité 2027-2028, T-2 couvrant la période de fourniture de capacité 2028-2029 et T-4 couvrant la période de fourniture de capacité 2030-2031 de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz référencées (C)3085 du 4 septembre 2025 ;

Vu l'avis de la Direction générale Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie sur la proposition (C)3085, soumise par la CREG, donné le 9 septembre 2025 ;

Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances, donné le 19 septembre 2025;

Vu l'accord du Ministre du Budget, donné le 24 septembre 2025;

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 commission propose dans sa proposition (C)3085, de suivre la recommandation du gestionnaire de réseau mais d'y apporter des modifications à la projection de la demande, au volume de participation active de la demande, au facteur de réduction du nucléaire en Belgique pour la période de livraison 2030-2031 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 2024 ") mises à jour sur base des dernières informations telles que présentes dans leur recommandation ;

Considérant que le gestionnaire de réseau a présenté une mise à jour des données pour la Grande-Bretagne le 28 août 2025 lors de son Working Group Adequacy ;

Considérant que le gestionnaire de réseau a fourni une mise à jour des données sur le prix des carburants et du CO 2 le 8 septembre 2025 ;

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 fourniture de capacité 2025-2026 mais que des travaux nécessitant un arrêt, hors période hivernal des deux centrales, 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 pour l'estimation de la demande en électricité pour chaque période de fourniture de capacité et que cette demande est de 91,1 TWh pour la période de fourniture de capacité 2027-2028, 95,6 TWh pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 et 104,5 TWh pour la période de fourniture de capacité 2030-2031 ;

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 et du secteur résidentiel et tertiaire ;

Considérant que pour la demande industrielle, la commission justifie ce scénario " Constrained Transition " 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 et par le fait que ce scénario est le seul à prendre en considération une destruction de la demande de 0,5 TWh ;

Considérant que la DG Energie dans son avis est d'accord avec ces éléments et qu'elle met en garde également contre l'impact possible des récents tarifs douaniers américains sur la réalisation des investissements utiles au déploiement de l'appareil industriel et sur le risque de fermetures subséquentes d'entreprises ;

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 CO 2 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 DG Energie dans son avis est d'accord avec ces éléments et attire l'attention sur le nouveau plan régional énergie-climat de la Flandre voté le 18 juillet 2025 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 DG Energie met aussi en lumière que la Flandre prévoit que 70 % des nouveaux véhicules passagers seront entièrement électriques contre 100% dès 2029 dans la recommandation du gestionnaire de réseau ;

Considérant que la commission propose pour la demande en électricité des pompes à chaleur résidentielles de prendre en compte le scénario "Constrained Transition" étant donné un niveau attendu du prix du carbone relativement faible pour l'ETS2 et des estimations trop élevées de la part du gestionnaire de réseau en termes de nouvelles constructions ;

Considérant que la DG énergie 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 ;

Considérant que la DG Energie avise en référence aux arguments repris ci-dessus de considérer une demande totale de 88,4 TWh pour la période de fourniture de capacité 2027-2028, de 90,8 TWh pour la période de fourniture de capacité 2028-2029 et de 95,8 TWh pour la période de fourniture de capacité 2030-2031 ;

Considérant que le gestionnaire de réseau a mis à jour les résultats de son étude sur le potentiel de volume de gestion de la demande en Belgique et l'a présentée lors de son Working Group du 28 août 2025 ;

Considérant que deux valeurs ont été données, une représentant une borne supérieure selon le gestionnaire de réseau alors que l'autre valeur serait une borne inférieure équivalant respectivement à 1741 MW et 827 MW ;

Considérant que la commission estime que la borne inférieure est basée sur une approche trop restrictive ne tenant compte que des offres récurrentes au-dessus du coût marginal d'une CCGT et que les volumes offerts au prix maximum sur le marché à un jour ainsi que les volumes offerts uniquement sur le marché intraday ou sur le marché d'équilibrage 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 DG Energie dans son avis reconnaît les arguments de la commission quant à la non prise en compte de certains volumes de gestion de la demande sur les marchés de l'intraday et de l'équilibrage si le volume de 827 MW devait être retenu ;

Considérant que la DG Energie dans son avis estime cependant que ce volume non pris en compte reste bas par rapport au volume total de réponse à la demande ;

Considérant que la DG 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 4 juillet 2025 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 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, relatif à la correction de la courbe de 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 2027-2028 ;

Considérant que la DG Energie avise de considérer une valeur de volume de gestion de la demande se situant dans l'intervalle [827 MW - 1741] ;

Considérant que la commission considère que le volume de gestion de la demande doit évoluer à la hausse au fil des périodes de livraison conformément à la demande ;

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 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 forcée des unités nucléaires belges prolongées de 10 % à 5 % à l'horizon 2030-2031 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 DG Energie avise par prudence de considérer pour les 3 périodes de fourniture de capacité, un taux d'indisponibilité forcée 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 ne pas prendre en compte de correction de la disponibilité du nucléaire français et d'uniquement considérer le cas de base de l'étude Bilan Prévisionnel du gestionnaire de réseau français qui prendrait en compte une production prudente ;

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, 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 les prochaines années tel qu'indiqué dans leur Bilan Prévisionnel de 2023 ;

Considérant 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 la DG Energie a dans son avis reconnu qu'il existait des risques sur la disponibilité du nucléaire français dont notamment des risques liés aux maintenances, au phénomène de corrosion sous contraintes ou encore au parc nucléaire très vieillissant qui justifient une approche prudente d'autant plus que l'impact sur la sécurité d'approvisionnement d'une disponibilité moindre du nucléaire français serait conséquent ;

Considérant néanmoins que la DG Energie a dans son avis également mentionné que certains éléments s'étaient améliorés par rapport aux autres années et que des prospectives positives futures sont possibles. En effet, certains arrêts ont été effectués en des temps records, la disponibilité actuelle est en augmentation depuis plusieurs années et il existe des plans du gouvernement français pour augmenter la puissance totale de leur parc nucléaire ce qui justifie selon la DG Energie de prendre en considération seulement une sensitivité de deux unités supplémentaires indisponibles ;

Considérant que la prise en compte d'une indisponibilité additionnelle de deux unités correspond approximativement à la fourchette basse de la dernière estimation de production nucléaire d'EDF et permet de correctement considérer les risques évoqués ci-dessus ;

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

Arrête