Bijlage INHOUD Blz. I. Inleidende uiteenzetting..................................................3 II. Bespreking......................................................................3

8 novembre 2021 de Belgique FAIT AU NOM DE LA COMMISSION DE L’ÉNERGIE, DE L’ENVIRONNEMENT ET DU CLIMAT PAR M. Kris VERDUYCKT RAPPORT SOMMAIRE Pages

Auditions ÉTUDE D’ADÉQUATION ET DE FLEXIBILITÉ POUR LA PÉRIODE 2022-2032 D’ELIA

N-VA : Nieuw-Vlaamse Alliantie Ecolo-Groen Ecologistes Confédérés pour l’organisation de luttes origi PS Parti Socialiste VB Vlaams Belang MR Mouvement Réformateur CD&V Christen-Democratisch en Vlaams PVDA-PTB Partij van de Arbeid van België – Parti du Travail de Belgi Open Vld Open Vlaamse liberalen en democraten Vooruit Vooruit cdH centre démocrate Humaniste DéFI Démocrate Fédéraliste Indépendant INDEP-ONAFH : Indépendant - Onafhankelijk Mesdames, Messieurs, Au cours de sa réunion du 13 juillet 2021, la commission de l’Énergie, de l’Environnement et du Climat a organisé une audition sur l’étude d’adéquation et de flexibilité pour la période 2022-2032 d’Elia, avec M. Chris Peeters, CEO d’Elia Group.

I. — EXPOSÉ INTRODUCTIF M. Chris Peeters, CEO Elia Group, présente l’étude d’adéquation et de flexibilité pour la période 2022- 2032 d’Elia, à l’aide d’une présentation PowerPoint. Cette étude est disponible via le lien suivant: https:// www​.elia​.be​/-​/media​/project​/elia​/shared​/documents​/elia​ -group​/publications​/studies​-and​-reports​/20210701_adequacy​-flexibility​-study​-2021_fr_v2​.pdf.

Une synthèse de cette étude ainsi que la présentation PowerPoint figurent en annexe du présent rapport (annexes 1 à 3). II. — DISCUSSION A. Questions et remarques des membres M. Bert Wollants (N-VA) remercie M. Peeters pour son exposé introductif. Sans vouloir poser de questions à l’orateur au sujet du mix énergétique, M. Wollants souligne que le calendrier d’un certain nombre de décisions politiques qui devront être prises joue un rôle crucial.

Surtout pour pouvoir bien en estimer les effets sur l’adéquation. Dans cet ordre d’idées, le membre souhaite savoir si le calendrier retenu dans l’étude présentée ne peut pas être davantage étendu que ce qui est prévu. Il est par exemple tenu compte de 2028 pour l’offshore. Vu le calendrier communiqué par la ministre de l’Énergie, il est en fait question d’une mise en service de l’éolien offshore en 2029, voire plus tard.

Comment faut-il tenir compte de tels éventuels retards dans le futur? En effet, un phénomène similaire pourrait se produire dans d’autres projets. Pour appuyer son propos, l’intervenant se réfère à une publication de la presse qui annonce le lancement d’une enquête publique pour la construction, par T-Power, d’une importante centrale au gaz, avec une production d’électricité de 900 MW. Pour mettre en œuvre une telle initiative, il sera sans aucun doute

nécessaire de mettre la pression au niveau du timing, afin que toutes les procédures d’autorisations puissent avoir lieu dans les délais. Comment tous ces éléments sont-ils traités dans l’étude? Suite au rapport d’Elia de novembre 2020, on prévoit également une place importante pour les voitures électriques. On s’est par exemple penché expressément sur la distinction entre la recharge coordonnée et la recharge non coordonnée.

L’intervenant lit qu’Elia s’attend à ce que le passage de la recharge non coordonnée vers la recharge coordonnée s’intensifie de façon systématique. De plus en plus de gens en tiendront compte et en feront usage. Mais M. Wollants déduit du graphique publié qu’à certains moments de la journée, les courbes arrivent à une sorte de point charnière et l’évolution vers la recharge coordonnée n’a que peu d’influence.

Il s’agit par exemple du laps de temps compris entre 17 heures et 18 heures du soir. L’intervenant déduit de l’étude que l’on part du principe que les choses ne vont pas beaucoup changer d’ici à 2032. Si la situation reste la même, il faudra s’attendre à une consommation supplémentaire pendant le pic de consommation, en raison de la recharge des voitures électriques. Dans son rapport de novembre 2020, Elia estimait ce pic à environ 1 200 MW.

Dans l’étude présentée ce jour, cette donnée est convertie en un pourcentage. Est-il possible d’obtenir des précisions à ce sujet? En ce qui concerne le développement de la production éolienne offshore, M. Wollants demande quel sera le moment le plus intéressant pour Elia pour poursuivre son implémentation. Pour l’appel d’offres, différentes options sont possibles: on peut opter pour la plus grande capacité possible sur une surface aussi restreinte que possible, on peut opter pour des éoliennes qui produisent la plus grande puissance possible en mégawattheures, etc.

Certains défis au niveau de l’adéquation et de la flexibilité peuvent-ils éventuellement jouer un rôle dans l’appel d’offres? On raisonne souvent en partant du principe qu’on a besoin le plus possible d’énergie renouvelable. Mais certains points d’attention concernent peut-être aussi la flexibilité. Si on tient compte de la quantité d’énergie renouvelable qui sera intégrée dans le système, et si tous les plans des autorités régionales et fédérale sont couronnés de succès, on prend souvent comme objectif d’atteindre 20 à 25 GW de capacité renouvelable.

Notre pays développera peut-être ce pic à un moment où les autres pays voisins atteindront le même pic. Par exemple, à des moments où il y aura beaucoup de vent et de soleil. Ne faut-il pas prévoir pour ce genre de situations

un scénario spécifique si on développe la flexibilité? On dit souvent que l’utilisation de l’hydrogène n’est vraiment adaptée à la situation belge, et qu’elle convient plutôt à des pays où il fait chaud et où de nombreuses éoliennes peuvent être placées. Quels sont les scénarios, sachant que l’exportation vers l’étranger à de tels moments de pics généralisés n’offrira probablement pas de solution? Vu que la Belgique se trouve dans une région avec une grande capacité d’interconnexion, la question se pose de savoir s’il est pertinent de développer aussi la flexibilité, qui peut être utile dans la zone d’Europe centrale et occidentale (CWE).

La Belgique a une bonne interconnexion avec les pays voisins. Est-il dès lors pertinent que la Belgique dispose d’une flexibilité pouvant avoir une plus-value au-delà des frontières? Un tel modèle d’investissement a-t-il du sens pour la Belgique? La ministre de l’Énergie a fait savoir que trois projets sont encore à l’étude afin d’augmenter la capacité d’interconnexion: il s’agirait de connexions avec le Danemark, la Norvège et le Royaume-Uni.

Ces connexions ontelles déjà été prises en compte dans l’étude d’Elia? L’intervenant part en effet du principe que les trois connexions ne seront pas toutes réalisées. Elia a souligné que les méthodologies les plus récentes ont été utilisées dans le cadre de l’étude. Cela vaut-il également pour l’anamnèse des interconnexions pour l’énergie renouvelable? L’intervenant déduit des graphiques présentés qu’il est fait référence à un certain nombre de scénarios “with additional measures” du Plan national Énergie-Climat (PNEC).

Des étapes supplémentaires ont-elles été entre-temps franchies, même si les décisions n’ont pas été prises formellement par le gouvernement? En ce qui concerne la cogénération et les incinérateurs de déchets, ils seront inclus dans le CRM qui sera élaboré, en tout cas pour l’enchère T-4. Comment tient-on déjà compte aujourd’hui de ces applications lorsqu’on prévoit la capacité nécessaire? En effet, ces installations sont conditionnées principalement par l’offre – entre autres – des déchets et pas vraiment par la présence d’un pic de consommation sur le réseau électrique.

Des accords seront-ils conclus en la matière? En effet, si les autorités régionales investissent dans la diminution des déchets et dans l’arrêt progressif de l’incinération des déchets, la capacité de ces installations diminuera elle aussi. Les centrales au gaz sont beaucoup plus flexibles à ce niveau. Enfin, M. Wollants renvoie au graphique de la diapositive 21 de la présentation. L’intervenant ne trouve pas dans ce graphique les possibilités en matière de flexibilité locale, par exemple suite à l’augmentation

des batteries à domicile, des applications numériques pour gérer la consommation, etc. Ce graphique serait peut-être alors différent. Le graphique actuel montre uniquement la situation actuelle avec les véhicules électriques et les pompes à chaleur. N’est-il pas opportun d’examiner également quelle pourrait être la contribution des autres nouvelles méthodes et quelles seraient les conséquences pour l’intensité du réseau électrique? Investir dans la flexibilité locale offre certainement des possibilités pour le futur.

M. Samuel Cogolati (Ecolo-Groen) estime que le dernier rapport d’Elia sur la flexibilité et l’adéquation du système électrique revêt une importance particulière dans le contexte actuel pour déterminer le volume nécessaire dans le cadre des enchères CRM. Il revient tout d’abord sur les conclusions de ce rapport. Premièrement, ce rapport confirme un besoin urgent de nouvelle capacité pour faire face à la sortie progressive du nucléaire.

Il confirme d’ailleurs les chiffres d’études précédentes: 3,6 GW pour le scénario conservateur, à la place de 3,9 GW il y a deux ans, ce qui est quasiment identique. L’intervenant s’interroge cependant sur la raison pour laquelle ce rapport montre un besoin continu, et même croissant, de nouvelles capacités jusqu’en 2032. En effet, d’ici 2025, un certain nombre de nouvelles capacités seront installées, même dans l’hypothèse où le CRM ne serait pas mis en place.

Si on tient compte de ces nouvelles capacités qui verront le jour sans subsides, le déficit ne serait plus que de 2,2 GW (dans le scénario de base). Or ce déficit s’est réduit de moitié par rapport à l’étude de 2019 (4,1 GW). D’autres critères évoluent positivement: non seulement le déficit réel diminue, mais l’électricité manquante diminue et la probabilité d’un délestage diminue aussi. Pourquoi le dernier rapport conclut-il toujours en faveur d’un besoin urgent et ce jusqu’en 2032? Deuxièmement, ce rapport estime qu’une intervention de l’État est nécessaire pour pouvoir offrir cette nouvelle capacité, le mécanisme du marché n’étant pas suffisant.

M. Cogolati demande dans quelle mesure notre pays restera dépendant de l’étranger, si l’on tient compte des nouvelles capacités qui seront créées grâce aux stimulations du CRM? Troisièmement, le rapport considère que l’introduction du CRM aura une valeur ajoutée positive pour le pays, aussi bien pour les consommateurs que pour les

entreprises: entre 100 et 300 millions d’euros par an de gains en bien-être. Est-il exact que la garantie de sécurité d’approvisionnement que le CRM apporterait permettra d’offrir des prix d’énergie plus stables et un climat d’investissement plus serein pour les énergies renouvelables? Comment arrivez-vous à des gains de 300 millions d’euros par an? Qu’est-ce que ça signifiera concrètement pour le consommateur final? Quatrièmement, M. Cogolati souligne l’intérêt d’investir dans la flexibilité et la gestion de la demande (demand side management), par exemple, en matière de voitures électriques et de pompes à chaleur.

Ainsi, la demande de pointe peut diminuer. Selon les hypothèses retenues, la demande de pointe diminuerait de 300 MW en 2025 et de 800 MW en 2032 par rapport au scénario de base. Il s’agit de chiffres et d’informations significatifs, qui montrent que, dans les années à venir, il est possible de rendre les modes de vie plus durables, au-delà de la simple production d’électricité. L’intervenant demande de préciser les conditions pour investir dans cette flexibilité et le développement du contrôle intelligent de l’offre et de la demande.

M. Cogolati aborde ensuite la méthodologie qui a été suivie pour établir ce rapport et demande comment l’étude a-t-elle déjà pris en compte les nouvelles règles européennes de méthodologie qui sont attendues en 2023. Il demande aussi comment il est tenu compte du changement climatique, par exemple au niveau des années climatiques prises en considération. Il s’interroge aussi sur la méthode utilisée pour effectuer le test de viabilité économique.

Enfin, comment la modélisation basée sur le débit et les échanges avec les pays voisins ont-ils été pris en compte? M. Daniel Senesael (PS) estime aussi que cette étude d’adéquation et de flexibilité pour la période 2022-2032 est importante dans le cadre de la sortie du nucléaire. Dans le contexte de la mise à l’arrêt des centrales nucléaires, le rapport indique que, pour éviter un plan de délestage au cours duquel des coupures de courant ciblées pourraient intervenir et pour éviter un black-out généralisé, il faudrait urgemment trouver 3,6 GW de capacités additionnelles d’ici 2025, soit 300 MW de moins par rapport à l’étude de 2019, et un niveau équivalent à celui de 2017.

L’intervenant considère qu’il est peu probable que le marché investisse spontanément dans ces nouvelles capacités, d’où la nécessité d’activer un CRM, d’autant que la Belgique est fortement dépendante des importations, et est donc vulnérable aux événements qui surviennent à l’étranger. Plusieurs observateurs indiquent cependant que ce n’est pas le chiffre

de 3,6 GW qui est important puisqu’un certain nombre de nouvelles capacités seront installées d’ici 2025, même si un CRM n’est pas mis en place. Si on tient compte de ces nouvelles capacités qui verront le jour sans subsides, le déficit ne serait plus que de 2,2 GW (dans le scénario de base). Or ce déficit s’est réduit de moitié par rapport à l’étude de 2019 (4,1 GW). D’autres observateurs mettent quant à eux en avant le fait que ce déficit de 2,2 GW pourrait être encore plus faible, car, en tenant compte du maintien en activité de vieilles centrales (500 MW) et d’un rechargement plus efficace des véhicules électriques (500 MW), il serait possible de réduire le déficit à 1,2 GW.

De leur côté, des organisations environnementales estiment que subsidier de nouvelles centrales au gaz serait inutile pour garantir la sécurité d’approvisionnement et que les enchères CRM du mois d’octobre prochain seraient superflues. Quel est le point de vue d’Elia à ce sujet? Elia ne surévalue-t-elle pas la disponibilité du nucléaire français? Alors que le gouvernement prévoit la construction pour 2025 de, en principe, trois nouvelles centrales au gaz subsidiées via le CRM, pour une capacité totale de 2,4 GW, comment combler la différence de 1,2 GW si ce n’est via du stockage dans des batteries? Est-il réaliste et sûr de compter uniquement sur la gestion de la demande et donc sur des entreprises qui accepteraient de diminuer leur consommation? Elia estime-telle nécessaire de maintenir deux réacteurs nucléaires opérationnels si les capacités additionnelles proposées au CRM ne devaient pas être suffisantes pour garantir la sécurité d’approvisionnement? Elia a mis en garde contre le fait que, dès l’hiver 2024- 2025, trois réacteurs nucléaires seront déjà éteints, ce qui générera moins d’électricité, et donc pourraient déjà produire des pénuries, singulièrement si des capacités existantes devaient quitter le marché belge de manière inattendue.

Quelle mesure transitoire préconise Elia si ce scénario devait se produire? Faudra-t-il compter sur une réserve stratégique, qui ne sera plus active, ou le CRM devrait-il être anticipé? Des travaux sont-ils en cours pour élaborer un mécanisme de “secours”? Où en est la Commission européenne dans son enquête toujours en cours sur la compatibilité du CRM belge avec la réglementation en matière d’aides d’État? Y a-t-il d’ores et déjà des éléments qui permettent de déceler si la Commission européenne autorisera le CRM belge? Si oui, sera-ce sans condition et adaptation supplémentaire? Par ailleurs, M. Senesael estime qu’il est indispensable, dans les discussions sur la sécurité d’approvisionnement

et les besoins en nouvelles capacités, de se projeter plus loin que l’échéance de 2025 et de tenir compte de l’électrification de la société. Cette dernière va en effet générer une demande toujours plus importante. On parle, par exemple, d’1,5 million de véhicules électriques et de 200 000 pompes à chaleur d’ici 2030. Du coup, selon les estimations d’Elia, la Belgique aura besoin d’encore 1,5 GW additionnel d’ici 2032.

Autrement dit, les volumes mis aux enchères après celles d’octobre 2021 devront donc permettre de construire de nouvelles centrales financées sur plusieurs années. Elia a-t-elle une idée de l’impact de ceci sur le coût du CRM? Concernant le coût du CRM et son impact sur la facture des ménages, les dernières estimations d’Haulogy font état d’un coût entre 238 et 253 millions d’euros par an durant 15 ans.

Il ressort d’articles de presse qu’Elia estime que ce coût devrait être compensé par une baisse des prix de gros pour les consommateurs belges, soit un bénéfice annuel de 100 à 300 millions d’euros par an au cours des dix prochaines années, grâce au CRM, par rapport à une situation où le CRM n’aurait pas existé. L’intervenant souhaiterait des précisions. Cet impact positif se verra-t-il également sur les tarifs du gestionnaire de transport? Est-ce que Elia confirme que le CRM aura un impact positif sur la facture? M. Senesael demande enfin un état de la question de l’avancement du CRM. Qu’en est-il des préqualifications qui avaient lieu jusqu’au 15 juin? Les volumes de capacité qui seront mis aux enchères en octobre, sous réserve d’accord de la Commission européenne, seront-ils suffisants? M. Kurt Ravyts (VB) constate qu’il ressort déjà des interventions des collègues qu’une même étude peut être lue et interprétée de différentes façons.

L’intervenant trouve ainsi étonnant que le mouvement écologiste conclue de la partie de l’étude relative à la flexibilité que des mécanismes de subsides ne sont plus nécessaires pour les centrales au gaz fossile. En raison de la flexibilité, de l’intégration intelligente des véhicules électriques et des pompes à chaleur, il faudrait moins de capacité supplémentaire. En ce qui concerne le volet de l’adéquation, ce même mouvement écologiste dit que la diminution du déficit de capacité est tempérée en tenant compte du peu de fiabilité des centrales nucléaires françaises.

Le mouvement écologique estime cependant que c’est en contradiction avec la législation européenne. Ainsi, ce mouvement affirme qu’un CRM belge ne peut pas servir pour couvrir le peu de fiabilité des centrales nucléaires françaises. M. Ravyts souhaite que M. Peeters donne plus de précisions sur l’exercice

annuel relatif à la détermination du volume du CRM et sur le lien avec l’étude d’adéquation et de flexibilité bisannuelle en question. La ministre de l’Énergie a en effet déjà déclaré que cette étude bisannuelle ne peut pas être utilisée pour modifier l’arrêté royal relatif à la détermination du volume du CRM d’avril 2021. Quelles sont les relations entre ces deux études? Au regard des discussions entre la CREG et Elia à ce sujet, M. Ravyts constate que ces deux études ne sont pas tout à fait indépendantes l’une de l’autre.

Début février 2021, une déclaration d’intention (Memorandum of Understanding, ou MoU) a été signée entre la Belgique et le Danemark au sujet d’une interconnexion sous-marine. Une étude de faisabilité sera organisée à cet effet. Elia a été impliqué dans ce projet. M. Peeters peut-il fournir des explications plus précises à ce sujet? Le Plan de relance fédéral fait aussi référence à une interconnexion transfrontalière, pour laquelle des moyens européens seraient utilisés.

L’intervenant renvoie dans ce cadre au futur parc éolien offshore Princesse Élisabeth pour 2025. Dans le prolongement des questions posées par M. Wollants à ce sujet, l’intervenant souhaite en savoir plus sur la situation de l’île énergétique. M. Ravyts souhaite également rappeler le projet Ventilus en Flandre occidentale. Le gouvernement flamand a désigné un intendant pour cartographier les nombreuses questions et protestations de la population et des autorités locales.

Cet intendant a jusque novembre 2021 pour remplir cette mission. Cela donnera-t-il lieu à des retards? Y a-t-il des conséquences pour le Plan de développement fédéral d’Elia? Ensuite, M. Ravyts fait référence à une contribution écrite du collègue Warmoes concernant les contrats d’électricité à tarification dynamique et le cite: “Les contrats d’énergie à tarification dynamique consistent à pousser la logique de marché de l’offre et de la demande jusqu’au consommateur lui-même.

C’est la cerise sur le gâteau de la libéralisation du secteur, où l’électricité n’est plus un besoin de base mais un produit qui doit surtout permettre de gagner beaucoup plus. Une telle vision de l’énergie dépasse complètement la réalité de la plupart des consommateurs, à savoir les ménages et les PME. La plupart des personnes ne peuvent en effet pas choisir quand elles vont consommer de l’énergie. Quand les gens rentrent chez eux, après une longue journée de travail, et commencent à cuisiner, il leur est impossible à ce moment de reporter leur consommation d’énergie.”.

Une étude de Deloitte montre que deux propriétaires d’une voiture électrique sur trois souhaitent la recharger à la maison. Dans la théorie, la recharge intelligente semble bien belle, mais comment

pourra-t-elle être massivement déployée, même avec un horizon à 2030? La flexibilité proposée par Elia et par la ministre de l’Énergie est-elle bien réaliste dans un délai de 10 ans? M. Christophe Bombled (MR) constate qu’Elia estime les besoins de nouvelle capacité à 3,6 GW d’ici à 2025, soit 300 MW de moins que dans le rapport de 2019. Le rapport de 2021 souligne la nécessité d’un CRM pour pouvoir attirer cette capacité de 3,6 GW.

L’intervenant fait cependant remarquer que cette capacité dépasse les 2,3 GW prévus par la ministre. Selon Elia, un CRM à l’échelle du marché garantira la sécurité de l’approvisionnement. C’est essentiel car une panne générale d’une heure qui interviendrait sur le territoire belge en semaine à un moment où toutes les entreprises sont actives entraînerait un préjudice économique total de quelque 120 millions d’euros pour l’ensemble de la société.

Le rapport de 2021 d’Elia souligne qu’au cours de l’hiver 2024-2025, des pénuries pourraient se produire si les événements à haut risque qui se sont matérialisés à l’étranger au cours des dernières années se répètent. M. Bombled demande quels sont les risques réels de problèmes en matière de sécurité d’approvisionnement, notamment en cas de retard dans la mise en œuvre du CRM, étant donné que la Commission européenne n’a pas encore donné son feu vert? Le coût du CRM devrait être compensé par une baisse des prix de gros pour les consommateurs belges.

Cela représentera un avantage annuel estimé entre 100 et 300 millions d’euros au cours des dix prochaines années, par rapport à une situation sans CRM. M. Bombled demande quels éléments peuvent expliquer la différence entre 100 et 300 millions d’euros. Le règlement relatif à l’électricité de juin 2019 fixe les règles et les méthodologies de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

L’une de celles-ci concerne l’évaluation de l’adéquation des ressources européennes (EARE), laquelle constituera le socle des études nationales. Conformément au règlement, une méthode détaillée a été adoptée par l’ACER en octobre 2020. Quels aspects de la nouvelle méthodologie ont été appliqués dans cette étude d’Elia? Qu’apporte cette nouvelle méthodologie à cette étude? Y a-t-il des aspects négatifs à l’utilisation de cette méthodologie? Mme Leen Dierick (CD&V) retient les trois messages suivants de l’étude Elia:

Il est urgent d’augmenter la capacité: pour 2025, il est nécessaire de disposer d’une capacité supplémentaire de 3,6 GW (alors que l’étude de 2019 prévoyait une capacité supplémentaire de 3,9 GW). D’où provient cette différence? Quelles sont les incertitudes dans les pays voisins qui pourraient avoir une influence, et sur lesquelles la Belgique n’a pas de prise? Un déficit de capacité menace de se produire à l’hiver 2024-2025.

C’est la raison pour laquelle des mesures transitoires doivent être prises. À quelles mesures transitoires pense Elia? Un CRM est vraiment nécessaire. Sans ce CRM, les incitants pour les investissements seraient trop peu nombreux, ce qui pourrait mettre en danger la sécurité d’approvisionnement. Un CRM contribuerait également à un plus grand bien-être social. Les coûts du CRM seraient compensés par une diminution des prix de gros pour les consommateurs.

C’est une bonne nouvelle à un moment où les consommateurs font face à toute une série de signaux d’alarme. Pour les 10 prochaines années, le CRM fournirait un avantage d’environ 100 à 300 millions d’euros par rapport à une situation sans CRM. En a-t-on calculé l’impact sur la facture de l’utilisateur final? S’agit-il d’une estimation générale ou des scénarios différents ont-ils été calculés? Pour la transition vers une société climatiquement neutre pour 2050, des actions doivent être prises dans différents domaines, telles le design de marché, le développement des énergies renouvelables et la collaboration internationale.

Mme Dierick demande si ces recommandations peuvent être davantage concrétisées. En ce qui concerne les alliances avec l’étranger, l’intervenante signale que de nombreuses interconnexions sont déjà planifiées. À quelles interconnexions supplémentaires Elia pense-t-elle? Quels projets ont-ils déjà été pris en compte dans l’étude et quels projets ne l’ont pas été? Enfin, quelles mesures Elia attend-elle de la part de l’autorité fédérale dans ce contexte? M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) s’étonne du caractère succinct de la présentation de M. Peeters ainsi que du fait que M. Peeters ne soit pas accompagné d’autres experts.

Dans son étude d’adéquation, Elia définit d’abord les besoins en matière de sécurité d’approvisionnement et procède ensuite à une analyse de la viabilité économique (Economic Viability Assessment (EVA)). Suite à cette EVA, les besoins en matière de sécurité d’approvisionnement changent. Une partie de la capacité existante ne peut en effet plus être rentable et disparaît du marché, ce qui entraîne une augmentation du besoin en matière de nouvelles capacités pour garantir la

sécurité d’approvisionnement. La nouvelle capacité qui est rentable diminue donc le besoin de nouvelle capacité subsidiée, à condition de partir du principe que le marché investit de son propre chef quand la démarche est rentable. Telle est la logique de l’instauration du CRM: la capacité manquante n’est pas rentable et, dans la logique du marché libre, c’est donc l’autorité – mais, dans les faits, le consommateur ou le contribuable – qui doit prévoir des subsides à cet effet.

Dans le cadre de la sécurité d’approvisionnement et du CRM, il s’agit par conséquent des besoins après l’analyse de la viabilité économique. C’est-à-dire 1,7 GW pour le scénario de base et 2,4 GW pour le scénario conservateur. Et donc pas les 3,6 GW du scénario conservateur mis en avant par Elia dans son rapport et sa présentation. Ces 3,6 GW concernent en effet les besoins avant l’EVA et ne sont donc pas pertinents.

M. Warmoes demande dès lors pourquoi Elia a communiqué ce volume et pas les volumes corrects, à savoir ceux après l’analyse de la viabilité économique. Il trouve que c’est trompeur. Il pose une autre question au sujet du scénario très conservateur. Ce scénario ressemble très fort au scénario “HiLo” d’il y a deux ans, dans lequel le besoin de nouvelles capacités avait été artificiellement augmenté en tenant compte de “sensibilités” supplémentaires.

Cela ressort aussi très clairement de la diapositive 17 (ou de l’illustration 5.11 du rapport). Il y a un certain volume qui provient du scénario de base normal; Elia calcule ensuite différentes sensibilités et donc des volumes supplémentaires qui peuvent s’y ajouter. Elia définit le scénario très conservateur comme celui dans lequel quatre réacteurs nucléaires français supplémentaires tomberaient en panne.

Cela signifie que la France n’est pas capable d’estimer correctement ni de garantir sa propre sécurité d’approvisionnement. Si Elia défend un CRM sur la base de ce scénario très conservateur, cela signifie qu’Elia veut introduire un CRM belge pour résoudre des problèmes français en matière de sécurité d’approvisionnement. Cela signifie aussi que les consommateurs et les contribuables belges paieraient pour des problèmes qui se posent en France.

La fraction PVDA-PTB trouve cela inacceptable. En outre, c’est tout à fait contraire aux règles européennes. Ce n’est pas un hasard si la Commission européenne a balayé de la table le scénario HiLo présenté il y a deux ans, dans sa décision d’ouverture de l’examen approfondi du CRM belge. À l’époque, la Commission européenne n’était pas non plus convaincue de la nécessité d’introduire un CRM belge. La Commission européenne fait clairement remarquer que selon l’article 24.1 du règlement sur l’électricité, on peut faire des hypothèses supplémentaires

sur la production nationale d’électricité, mais pas sur la production étrangère d’électricité. M. Warmoes demande pourquoi Elia persiste tellement dans ce type de scénarios extrêmes, qui sont clairement contraires à la réglementation européenne. Mais même si l’on part des deux scénarios (le scénario de base et le scénario conservateur), M. Warmoes se pose des questions quant à la conclusion et à la communication d’Elia qui déclare qu’un CRM est nécessaire.

Dans les premières enchères CRM pour l’année de fourniture 2025, on vise 3,7 GW: 1,4 GW dans l’enchère T-1 en 2024, et 2,3 GW pour des nouvelles centrales au gaz dans l’enchère T-4 en octobre de cette année. Il est légalement obligatoire de réserver un volume pour l’enchère T-1 (volume égal à la capacité de pointe pendant moins de 200 heures de fonctionnement) et cette enchère est axée sur les “technologies durables”, telles que les batteries et la gestion de la demande.

Comme déjà dit, ce sont les volumes après l’analyse de la viabilité économique qui sont importants. Il s’agit de 1,7 GW pour le scénario de base et de 2,4 GW pour le scénario conservateur. M. Warmoes fait remarquer que c’est déjà beaucoup moins que les 3,7 GW de nouvelle capacité visés actuellement dans les enchères CRM. Si on en retire le 1,4 GW réservé pour les technologies durables comme la gestion de la demande et les batteries, on obtient le besoin en matière de nouvelles centrales au gaz: 300 MW dans le scénario conservateur normal et 1 GW dans le scénario de base.

Cela signifie introduire un CRM à l’échelle du marché pour 300 MW de nouvelle capacité gazière! Cela ne correspond même pas à une demi-centrale au gaz. Et le coût en est estimé à 250 millions d’euros par an. M. Warmoes trouve que ce n’est pas proportionnel. Même en partant d’un scénario très conservateur, qui est contraire aux règles de l’UE et dans lequel le contribuable belge paie pour les problèmes rencontrés par des centrales françaises obsolètes, il n’est nécessaire de disposer que d’1 GW de nouvelles centrales au gaz.

M. Peeters trouve-t-il proportionnel d’instaurer pour cela un CRM à l’échelle du marché? 300 MW ou 1 GW, c’est tout de même autre chose que les 3,6 GW sur lesquels Elia communique intensivement et que presque tout le monde répète. M. Warmoes estime qu’Elia communique de façon trompeuse au sujet de sa propre étude. Comme la ministre Van der Straeten, M. Peeters va peut-être aussi dire que cette étude d’adéquation n’a pas pour objectif de définir les volumes du CRM, mais c’est justement Elia qui, sur la base de ce rapport, communique sur la nécessité d’instaurer un CRM.

L’intervenant a encore des questions sur la transparence du rapport et sur le fait que beaucoup de résultats

ne sont pas publiés. L’une des principales critiques de l’étude précédente d’Elia était qu’il n’avait pas été tenu compte du changement climatique, ce qui est obligatoire selon la nouvelle méthodologie ERAA. Elia l’a fait cette fois-ci, en se basant sur la même méthodologie que celle utilisée par le gestionnaire de réseau français RTE. Mais on ne trouve nulle part les résultats, qu’ils tiennent compte ou non du changement climatique.

Il est donc pour le moment impossible d’évaluer l’impact de la modélisation développée par RTE. En outre, Elia annonce d’une part, avec le scénario très conservateur, que les prévisions et la modélisation du gestionnaire de réseau français RTE ne sont pas fiables, vu qu’ils ne peuvent pas estimer correctement la disponibilité de leurs propres centrales nucléaires, mais utilise d’autre part la méthodologie de RTE pour la modélisation climatique.

M. Warmoes veut donc savoir comment Elia voit les choses: quelles conclusions tire-t-elle de la modélisation climatique et quel en est l’impact sur le besoin en matière de nouvelle capacité de remplacement? Le manque de transparence quant à l’impact du changement climatique sur les résultats de l’étude menée il y a deux ans a été un véritable scandale. Elia aurait dû montrer de son propre chef l’existence de cette sensibilité, au lieu de la cacher dans les résultats.

M. Warmoes déplore également le manque de transparence dans l’étude présentée aujourd’hui. Pour de nombreuses sensibilités, les résultats de la LoLE et du EENS ne sont pas indiqués, mais seulement le “gap” ou volume nécessaire. Pourtant, du point de vue légal, la LoLE est la plus importante, et dans la réalité, c’est le paramètre EENS. Celui-ci précise en effet quel est le déficit total d’énergie. Nous voyons que le EENS a été amélioré d’un facteur 4 par rapport à l’étude précédente, menée il y a deux ans.

Ainsi, dans le scénario de base, le EENS pour 2025 a diminué pour passer de 23 GWh dans l’étude précédente à 5,5 GWh dans la nouvelle étude. La question est par conséquent la suivante: Elia peut-elle publier ces résultats (les résultats de la LoLE et du EENS), par exemple dans un addendum? M. Warmoes est par exemple curieux de connaître la LoLE et le EENS des calculs réalisés sur la base des pronostics de la demande d’énergie “low load”, et pas uniquement sur la base du pronostic “central”.

Si l’on se base par conséquent encore sur le DSRBAT-high, une mise en œuvre importante de la gestion de la demande et des batteries, à combien s’élèvent la LoLE et le EENS? Où se trouve-t-on par rapport à une LoLE de 3 heures? Si l’on en croit les résultats publiés par Elia, pas loin. Si tel est le cas, cela signifie que de nouvelles centrales au gaz ne sont pas nécessaires. On se demande donc sur quelle base Elia conclut de façon si certaine qu’un CRM et de nouvelles centrales au gaz sont inévitables.

M. Warmoes pose ensuite une question sur la communication d’Elia, qui déclare que le CRM aurait justement un effet positif sur la facture d’électricité des consommateurs, parce que le CRM entraînera une diminution des prix. L’explication donnée est qu’une capacité supplémentaire entraînerait une diminution des risques de pics de prix. Mais une diminution des pics de prix profite surtout aux fournisseurs d’énergie, et pas nécessairement aux consommateurs.

Ce sont en effet les fournisseurs d’énergie qui paient les pics de prix – qui sont par définition temporaires – sur le marché de gros. Ces augmentations de prix (très) temporaires ne sont pas facturées aux consommateurs, même pas à ceux qui ont un tarif variable. Pour le moment, ce sont donc surtout les marges bénéficiaires des fournisseurs d’énergie qui sont affectées par les pics de prix. L’étude d’Elia calcule le “bénéfice du consommateur” macroéconomique, ou “market welfare”, mais la baisse des prix de gros ne bénéficiera-t-elle pas surtout aux fournisseurs, plutôt qu’aux consommateurs? En d’autres termes, Elia ose-t-elle répéter ici que l’impact net de l’instauration du CRM sur la facture d’électricité des ménages et des PME sera positif? Et donc que la baisse de la composante énergétique de la facture sera tellement importante qu’elle compensera l’augmentation des prélèvements pour financer le CRM? Enfin, l’intervenant pose encore une question sur les pronostics en matière de demande énergétique qui sont utilisés dans l’étude, quel que soit le scénario choisi.

On part toujours d’une demande énergétique croissante. Le gestionnaire français du réseau de transport RTE suppose cependant dans tous ses scénarios, à l’exception du scénario les plus extrême, d’après son bilan prévisionnel 2021, que la demande énergétique sera significativement plus basse qu’avant la crise du coronavirus. Dans sa dernière étude, “Future Energy scenario”, publiée ce mois-ci, le TSO britannique “National Grid” part lui aussi du principe d’une diminution de la demande pour les utilisateurs résidentiels et pour l’industrie.

La question qui se pose donc est de savoir pourquoi Elia, dans tous ses pronostics (high load, low load, central scenario), part de l’hypothèse d’une demande énergétique croissante. Elia expliquera probablement qu’ils sont basés sur les pronostics du PNEC et des hypothèses actuelles, mais ils ne tiennent pas compte de l’impact du corona. Y a-t-il eu une analyse critique de toutes ces hypothèses? Même en tenant compte de l’électrification qui fera augmenter la demande énergétique, il y a aussi beaucoup de gains d’efficience énergétique et une crise économique.

Pourquoi Elia part-elle d’une forte augmentation de la demande énergétique et pas plutôt d’une stabilisation, comme le prévoient les gestionnaires de réseau français et britannique?

M. Kris Verduyckt (Vooruit) rejoint les nombreuses questions qui ont déjà été posées par les collègues. L’intervenant s’arrête plus particulièrement sur le troisième message, à savoir la préparation de la neutralité climatique, et retient, en ce qui concerne la méthode approuvée par l’ACER, qu’Elia souligne qu’en cas de non-intervention, il y aurait une LoLE de 9 heures. En Belgique, la LoLE a été fixée à 3 heures.

L’Irlande a cependant une LoLE de 8 heures. La Belgique n’est-elle pas trop stricte et ne nous rendons-nous pas de cette façon la vie trop difficile? La position relative à l’influence favorable du CRM sur les prix de gros n’est pas nouvelle pour l’intervenant. Par contre, ce qui est nouveau pour le rapporteur, c’est que cet avantage serait de nature à être plus important que le coût sociétal du CRM. Qui profitera de cet avantage financier: sera-t-il réparti parmi les citoyens et les entreprises ou cet avantage ne concernera-t-il que les gros consommateurs? En ce qui concerne les plans relatifs aux interconnexions avec le Danemark et le Royaume-Uni, M. Verduyckt souhaite encore savoir si l’instauration de la Carbon Border Adjustment Tax n’entraînera pas des augmentations de prix en cas d’importation d’électricité grise depuis le Royaume-Uni.

En ce qui concerne la flexibilité, M. Peeters a fait référence à l’utilisation intelligente des réseaux en investissant dans l’utilisation des voitures électriques et des pompes à chaleur. En Flandre, on pense aussi à investir dans le tarif basé sur la capacité pour éliminer les pics de consommation d’électricité. L’étude d’Elia a-t-elle également tenu compte de cette intention ou l’arrivée des voitures électriques sera-t-elle déjà suffisante pour écarter un tel effet? Les raisons suivantes ont été avancées pour l’augmentation rapide des prix de l’électricité: le redressement de l’économie, l’augmentation des prix du CO2, et des problèmes de fiabilité en ce qui concerne la fourniture d’électricité par les centrales nucléaires françaises.

Cette analyse est-elle correcte? B. Réponses de l’orateur M. Chris Peeters, CEO Elia Group, répond d’abord aux questions portant sur la capacité à réaliser le CRM à temps (préqualifications, permis, etc.). Il indique tout d’abord qu’Elia n’est pas autorisée à communiquer sur les préqualifications car il s’agit d’informations dont la confidentialité doit être assurée afin de garantir l’efficacité du mécanisme d’enchères.

Il peut toutefois assurer qu’il y a beaucoup d’intérêt pour les préqualifications, ce qui permet d’espérer qu’il y aura quand-même une certaine

dynamique dans le cadre des enchères. Il ajoute que les autorités fédérales ont prévu de procéder à une évaluation des résultats des enchères en novembre 2021. Actuellement, Elia a une équipe qui étudie les différents dossiers sous la supervision du régulateur afin que les autorités fédérales disposent de toutes les informations nécessaires pour pouvoir effectuer les choix les plus adaptés au mois de novembre 2021.

Concernant les questions sur la gestion de la demande et la prise en compte des véhicules électriques, l’intervenant répond qu’Elia est restée fidèle aux hypothèses sous-jacentes à l’étude qu’elle a publiée au mois de novembre 2020. Dans cette étude, Elia a examiné l’effet qu’aurait le signal de prix sur le moment de chargement des batteries des voitures (heures creuses). Il a également été tenu compte d’un certain taux de pénétration en termes de volonté et de technologie.

Certaines exigences en termes de confort ont également été prises en compte, par exemple, le fait qu’un certain nombre de personnes chargeront leurs batteries, même en heures pleines, malgré des prix élevés. Plusieurs scénarios ont donc été pris en compte, ce qui débouche sur un résultat nuancé. Le message important à retenir est que le chargement intelligent peut avoir un effet qui n’est pas négligeable.

Sans doute, cet effet ne sera-t-il pas encore grand à l’horizon 2025, tel qu’on peut le voir dans le scénario de base, mais à cette date, le taux de pénétration des véhicules électriques sera encore relativement limité. Il est donc essentiel d’anticiper et de faire en sorte que le taux de pénétration du chargement intelligent augmente parallèlement au déploiement des véhicules électriques. Ceci est également valable pour les pompes à chaleur.

M. Peeters revient ensuite sur la question de M. Wollants à propos de l’éolien offshore et du lien avec la flexibilité. Actuellement, la capacité connectée s’élève à 2,3 GW. Il est déjà arrivé qu’à certains moments on ait dû limiter cette capacité en raison de conditions météorologiques extrêmes (tempêtes). Mais, Elia est d’avis qu’il est encore possible de piloter l’ensemble du système de manière robuste.

En outre, Elia estime que, si on tient compte du renforcement du réseau, il est possible d’accroître encore la flexibilité et de maintenir un pilotage robuste, même avec l’extension actuellement prévue de la zone Princesse Élisabeth. L’intervenant signale toutefois qu’Elia a reçu une demande des cabinets de la ministre de l’Énergie et du ministre en charge de la Mer du Nord d’étudier un certain nombre d’éléments supplémentaires concernant l’extension de la zone Princesse Élisabeth en termes de connectivité, d’interconnexion et d’augmentation potentielle des capacités.

D’autres études ont également été commandées pour lesquelles Elia ne dispose pas des compétences nécessaires,

notamment une étude LCOE sur la densité des parcs éoliens. Sur la base de tous ces éléments, le gouvernement devra décider de quelle manière l’extension de la zone Princesse Élisabeth sera réalisée. Quant à une gêne simultanée des énergies renouvelables, M. Peeters indique tout d’abord que la simultanéité est très limitée en Europe. Dans une étude qui sera publiée en novembre 2021, Elia analysera la simultanéité en Europe et l’effet des interconnexions et de la flexibilité locale.

Les premiers résultats montrent que les interconnexions sont la forme la moins chère de flexibilité, suivie de celle résultant de capacité déjà présente provenant d’autres applications (ex.: batteries déjà présentes dans le système qui peuvent être exploitées différemment pour augmenter la flexibilité). De la même manière, on observe que lorsque les capacités de cogénération sont encouragées, ces dernières ont un comportement qui est en ligne avec le fonctionnement du système électrique.

Ces capacités devront présenter des garanties en matière de sécurité d’approvisionnement, sous peine d’amendes. Donc, bien que ces capacités, à première vue, ne se présentent pas comme des capacités bien adaptées à la dynamique normale du marché, ces capacités, moyennant un calcul de coût d’opportunité, se présenteront sur différents marchés et pourront être utilisées en fonction des besoins et du prix.

Concernant les questions sur les capacités de flexibilité locale, l’intervenant estime que cet élément n’est pas très important dans l’étude d’adéquation et de flexibilité, dans le sens où cette étude offre une perspective d’ensemble sur la manière de maintenir un équilibre en offre et demande. Dans une telle étude, la flexibilité est importante, mais la question de savoir si elle opère localement ou à une échelle plus grande n’a pas beaucoup d’importance, sauf en ce qui concerne une potentielle congestion locale dans les réseaux de basse tension.

À cet égard, Elia se réjouit des initiatives prises par les régulateurs pour encourager les initiatives de flexibilités locales. M. Peeters revient ensuite sur les critiques formulées à l’encontre de l’étude d’adéquation et de flexibilité d’Elia et les interprétations qui sont faites par certains, des chiffres avancés par Elia. Il rappelle que c’est en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport qu’Elia réalise cette étude tous les deux ans conformément à la législation en vigueur.

Cette étude a été réalisée sérieusement et en profondeur par les équipes d’Elia qui sont réputées pour leur compétence. Elle aboutit à des recommandations. Les interprétations divergentes qui sont avancées par les uns ou les autres, parfois pour

des motifs idéologiques, ne modifient pas les conclusions d’Elia. Il y a donc un réel besoin de capacité supplémentaire pour faire face à la sortie du nucléaire. Ce besoin sera en outre légèrement croissant, compte tenu de l’électrification attendue et, ce malgré l’augmentation de la capacité d’énergies renouvelables. Le scénario sans CRM montre qu’il y aura des problème d’adéquation. Par ailleurs, vu que la Commission européenne exige que le CRM soit à l’échelle du marché, il faut intégrer le CRM dans la totalité de la capacité.

L’orateur précise aussi la différence entre l’étude d’adéquation et l’étude de volume. Cette dernière étudie le besoin qui doit être couvert par le CRM à différents horizons de temps et porte donc sur la totalité du volume dont on aura besoin à un moment donné. Le CRM est nécessaire pour garder une certaine capacité existante viable dans le marché. Sans le CRM, des capacités existantes ne seront plus présentes.

M. Peeters ajoute que, si on change certains paramètres des hypothèses (ex.: plus de gestion de la demande, plus de capacité d’énergies renouvelables, plus de voitures électriques), il faut refaire le calcul total. À la question de savoir pourquoi Elia utilise le scénario EU-SAFE au lieu du scénario EU-BASE pour formuler ses recommandations, l’orateur souligne que, au cours des six dernières années, la Belgique était un an sur deux dans la sensibilité qui se retrouve dans le scénario EU-SAFE.

Pour une bonne adéquation en Belgique qui, pour rappel est dépendante des importations depuis l’étranger lorsqu’il y a des pics de demande, il est important de ne pas tenir compte uniquement des calculs d’adéquation effectués à l’étranger, mais de tenir compte aussi des événements imprévisibles qui peuvent se produire à l’étranger, que ce soit en termes d’indisponibilité de certaines capacités ou de congestion sur un réseau.

Ceci ne signifie donc pas qu’on paie pour l’adéquation d’un pays étranger. Il est par ailleurs inexact d’affirmer que la Commission européenne ne serait pas d’accord avec l’utilisation de ce scénario. La Commission européenne a simplement demandé des informations complémentaires dans le cadre de son enquête en cours. Il ne faut enfin pas perdre de vue que, par le passé, dans le cadre des calculs portant sur la réserve stratégique, la Commission européenne avait toujours considéré des scénarios similaires au scénario EU-SAFE comme des scénarios pertinents.

À propos des questions concernant les volumes des enchères T-1 et T-4, M. Peeters rappelle que, dans la logique du CRM, certains investissements demandent plus de temps, non seulement parce qu’il faut du temps pour les réaliser, mais aussi parce qu’ils ont une durée de vie plus longue, alors que d’autres investissements,

par exemple de gestion de la demande, ne nécessitent pas nécessairement un temps aussi long. Il y a d’ailleurs une cohérence entre les volumes proposés des enchères T-1 et T-4 et les volumes dont question dans les rapports d’Elia. Cela signifie qu’il y a une certaine adéquation entre les volumes proposés et les besoins estimés. Elia est donc confiante dans l’action du gouvernement dans le cadre du CRM. Il ne faut en outre pas oublier qu’il sera possible en T-1 de revoir les besoins sur la base des informations pertinentes disponibles à ce moment-là.

En ce qui concerne le déficit annoncé de 500 MW pour l’hiver 2024-2025, M. Peeters déclare que c’est actuellement à l’étude. Un certain nombre de propositions sur les éventualités ont déjà été échangées avec le SPF Économie, le cabinet de la ministre de l’Énergie et le régulateur. Il a été décidé que cette évaluation sera prise en compte dès qu’il y aura plus de précisions quant au résultats de l’enchère et quant aux décisions qui seront prises ensuite par le gouvernement fédéral.

Elia envisage aujourd’hui déjà une série de pistes potentielles en compensation, éventuellement grâce à de nouvelles capacités qui pourraient être opérationnelles plus rapidement que prévu, ou en prévoyant une réserve stratégique d’un an, par exemple. Ces pistes pourraient être activées à temps. Aux questions portant sur les calculs du bien-être du CRM, M. Peeters apporte les réponses suivantes. Il s’agirait d’un montant de 100 à 300 millions d’euros.

Les calculs effectués par Elia dans ce cadre se limitent aux gains en bien-être qui sont engrangés sur la base du prix de gros. Actuellement, Elia n’en connaît pas les conséquences éventuelles pour la facture du consommateur. Elia ne peut pas se prononcer à ce sujet. Il y a aussi de nombreux éléments qui peuvent avoir une influence sur la facture du consommateur, telles les surcharges, par exemple. C’est aux responsables politiques de prendre des décisions en la matière.

À titre de précision, M. Peeters ajoute qu’il ne s’agit pas in casu d’une réduction de prix en termes nominaux, mais d’une réduction relative de prix par rapport à l’étranger. Cela signifie que lorsque tous les prix augmentent en Europe, les prix en Belgique sont plus chers de quelques euros par mégawattheure que dans les pays voisins. Si on associe les prix moyens à un CRM, la convergence entre la Belgique et les pays voisins augmente.

En d’autres termes, il y a une différence dans les prix de gros avec ou sans CRM. Elia ne sait pas si les fournisseurs partagent cet avantage avec les consommateurs. Un gain en bien-être sera cependant bien présent sur le marché, et il pourra être répercuté soit sur le consommateur, soit sur d’autres acteurs du marché.

Des questions ont également été posées sur les conséquences d’une éventuelle prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires. Elia ne se prononce pas sur le mix énergétique, ni sur les discussions actuelles relatives au CRM. Elia remplit un rôle de soutien politique, mais ne négocie pas avec l’Union européenne. Une fois que les décisions politiques seront prises, Elia tiendra compte de leurs conséquences pour l’éventuelle mise aux enchères.

En ce qui concerne les questions relatives au troisième message sur la préparation d’une société climatiquement neutre, Elia constate qu’il y a un déficit structurel en électrons renouvelables pour couvrir la demande. C’est pourquoi on se tourne vers des relations potentielles avec des pays dont Elia s’attend à ce qu’ils aient des excédents d’énergie renouvelable dans des horizons de temps similaires, et qui sont disposés à développer avec Elia des projets pour débloquer ces excédents et les transporter en Belgique via un réseau.

Le Danemark a recherché activement des partenaires pour partager ses futurs excédents éoliens, d’une part, en faisant des bénéfices en matière de sécurité d’approvisionnement interne et, d’autre part, en exportant son énergie renouvelable. Le projet Nautilus pour une interconnexion avec le Royaume-Uni est déjà connu et est cité dans le Plan de développement fédéral. En raison du Brexit, les négociations en la matière ont pris du retard, mais le projet continuera d’être développé.

Tout dépendra des accords qui seront pris avec le Royaume-Uni. Pour le moment, une déclaration d’intention (Memorandum of Understanding, ou MoU) n’a pas encore été conclue avec la Norvège. Mais des discussions politiques sont en cours. La procédure générale est la suivante: l’autorité signe une déclaration d’intention. Cela se fait en général sur la base d’une série d’études qui sont menées dans le cadre de ENTSO-E ou de façon bilatérale entre les TSO.

Dès que la déclaration d’intention est signée, les TSO réalisent le travail d’étude requis, chacun en fonction de ses compétences. En ce qui concerne le projet avec le Danemark, Elia fournira les études aux autorités belges et danoises en novembre. À ce moment, on saura clairement quels peuvent être les avantages de ce types d’interconnexions. En ce qui concerne la question relative à l’île énergétique, un travail d’étude réalisé par Elia est actuellement encore en cours.

Ajoutons qu’Elia espère que le calendrier prévu pour le projet Ventilus sera respecté par les autorités compétentes. Il est évident qu’il faut entrer en dialogue avec la communauté locale pour implanter correctement l’infrastructure requise, afin qu’il y ait le moins possible

de nuisances pour les riverains. Mais le projet Ventilus est une nécessité absolue, c’est ce qu’indiquent les études d’Elia, le régulateur et le Bureau fédéral du plan. Le projet a été inscrit dans le Plan de développement fédéral ainsi que dans les différents accords de gouvernement, tant fédéral que régionaux. Elia continue donc de travailler pour implémenter correctement ce projet, dans le respect des procédures en vigueur.

Les besoins nécessaires au niveau fédéral doivent pouvoir être traduits dans un projet qui s’intègre au mieux dans la réalité locale. Le timing est toutefois important pour le développement de la capacité supplémentaire de l’éolien offshore, mais il est aussi important pour le renforcement du réseau et le soutien de l’industrie locale, pour la future transition énergétique qui devra être poursuivie et pour les interconnecteurs supplémentaires qui seront nécessaires pour poursuivre la sécurité d’approvisionnement d’après 2030, dans un environnement qui verra disparaître de plus en plus de capacité thermique du système.

La méthode proposée par l’ACER retient trois façons de tenir compte du climat. Elia a choisi d’utiliser la méthode la plus peaufinée et la plus pertinente du point de vue statistique: sur la base des informations transmises par Météo France, un institut renommé en matière de climatologie, Elia procède à une simulation cohérente pour un certain nombre d’années futures en Europe. C’est important, vu la dépendance belge aux importations d’autres pays.

On simulera 200 années futures en tenant compte de l’impact climatique. Toutes ces informations de Météo France ont été mises à la disposition des parties compétentes et ont été étudiées. Sur cette base, un certain nombre de questions ont encore été posées à Météo France pour obtenir des informations supplémentaires. Elia assurera – pour autant que cela soit possible et autorisé – une transparence maximale en ce qui concerne les données mises à disposition.

Elia continue de s’employer à expliquer autant que possible les informations, qui sont nombreuses et complexes. Il y a certainement des effets de ce qu’on appelle les années climatiques. On constate une période plus limitée de vagues de froid, caractérisées par un déficit absolu de la production, comme cela arrivait plus fréquemment dans le passé. Cela se traduit par conséquent dans les paramètres EENS.

Mais il faut tenir compte du fait que ce n’est pas la demande d’énergie qu’il faut prendre en considération, mais bien la demande de capacité. Et il faut répondre à cette demande de capacité dans le cadre de la norme de fiabilité, à savoir une LoLE de 3 heures. En ce qui concerne les questions relatives à la LoLE de 3 heures, M. Peeters répond que ce n’est pas à Elia de déterminer si elle doit être maintenue ou non, ou si elle peut être augmentée.

Certains de nos pays voisins fixent la LoLE à 1 ou 2 heures, mais d’autres la

fixent à 5 heures. Le débat sur la LoLE la plus indiquée est certainement passionnant. À l’heure actuelle, le gouvernement fédéral estime – entre autre sur la base de l’adaptation de la méthodologie – que la LoLE doit rester fixée à 3 heures. Pour arriver à ce résultat, on a utilisé les calculs du VoLL et du CoNE. Ces calculs ne sont pas réalisés par Elia, mais par l’administration et le régulateur. Sur cette base, il a été décidé par arrêté royal qu’une LoLE de 3 heures est le calcul correct pour la norme de fiabilité pour notre pays.

Elia réalise ensuite, comme toujours, son étude sur la base de la norme de fiabilité proposée par l’autorité, à savoir une LoLE de 3 heures. Enfin, M. Peeters souligne encore que l’on constate une augmentation de la demande dans la plupart des marchés. Dans les pays où cette augmentation n’est pas encore constatée, on opte pour des scénarios plus extrêmes de molécules vertes ou de capture du dioxyde de carbone.

Pour déterminer la demande, Elia doit se baser aujourd’hui sur le PNEC. C’est ce qui a été demandé à Elia. C. Répliques M. Bert Wollants (N-VA) constate qu’ils reste malgré tout encore une certaine incertitude, surtout en ce qui concerne le CRM. De nombreux acteurs du marché ont été obligés de participer à la préqualification. Ajoutons à cela une incertitude sur le moment où l’enchère annoncée aura lieu.

En effet, on attend encore la décision de la Commission européenne en ce qui concerne la procédure relative au soutien de l’État. De nombreuses étapes devront encore être franchies afin de prendre la bonne direction en ce qui concerne la flexibilité, par exemple en matière de maîtrise de la demande. L’intervenant est également préoccupé par la façon dont on gère la cogénération, les incinérateurs, etc.

Lorsque cette capacité ne pourra plus être subsidiée dans quelques années, à savoir en T-1, ils devront tous participer à l’enchère du T-1. Le défi sera alors gigantesque. M. Wollants comprend qu’il est commode pour la ministre de l’Énergie de ne pas les inclure dans l’enchère du T-4, mais pour certains d’entre eux, il ne s’agira que d’un report. M. Wollants applique le même raisonnement pour les voitures électriques: cela dépendra de la façon dont le gouvernement gère aujourd’hui l’électrification du parc des voitures de société.

Ces décisions stratégiques auront sans aucun doute des conséquences. Il ne suffira pas de prendre uniquement des mesures fiscales.

En ce qui concerne l’éolien offshore, M. Wollants cherche encore les mesures qui pourraient permettre dans le dossier offshore de faire des progrès en matière d’adéquation et de flexibilité. Le choix du type d’éoliennes et de leur répartition sur le site est important: cela permettrait, en cas de vitesses plus faibles, de générer aussi des capacités limitées, de telle sorte qu’il ne serait pas nécessaire de générer à d’autres moments les plus hautes capacités possibles.

En s’assurant que les éoliennes tournent aussi en période de vents modérés, on fait en sorte que la contribution de l’offshore soit plus régulière, et qu’il y ait peut-être moins de pics absolus. Il est important de faire les bons choix en la matière. L’intervenant renvoie dans ce cadre à une Task Force qui a été mise sur pied en 2018 afin de préparer ces choix. Mais manifestement, on n’a pas encore pris de décisions à ce sujet à l’heure actuelle.

M. Wollants n’est pas tout à fait d’accord avec M. Peeters lorsque celui-ci dit que la présence simultanée d’énergie renouvelable n’est pas fréquente. Il se rappelle une situation où un courant de 12 GW pauvre en carbone sur le réseau avait provoqué une réaction qui exhortait à la prudence, parce que la situation était semblable dans les pays voisins. M. Wollants présume que cela pourrait causer des problèmes dans le futur, notamment dans la zone CWE.

En ce qui concerne l’élargissement de la capacité d’interconnexion, il faut choisir une direction. La déclaration d’intention avec le Danemark constitue une bonne étape, mais n’offre pas encore une garantie d’exécution de 100 %. Cela dépendra du business case. Il s’agit tout de même d’investissements importants. Après les offres dans le CRM, la situation pourra être clarifiée. Le respect du calendrier est en tout cas un défi, compte tenu des procédures d’autorisation.

Si l’on ne laisse pas ouverte la possibilité de prolonger les centrales nucléaires, et que l’on n’a pas de garantie sur les centrales au gaz autorisées, la sécurité d’approvisionnement peut être, dans la pratique, mise en danger. M. Kurt Ravyts (VB) aurait encore voulu avoir des précisions en ce qui concerne l’île énergétique. Le Plan de relance fédéral prévoit à cet effet un soutien de 100 millions d’euros.

Quel est l’état d’avancement, maintenant que le Plan de relance européen a été approuvé? Mme Marie-Christine Marghem (MR) souligne tout d’abord la difficulté de la tâche qui incombe à Elia. Cette dernière doit non seulement prévoir, ce qui est particulièrement compliqué dans un monde mouvant qui va au-delà de la Belgique et englobe aussi la situation dans

les pays voisins, mais aussi répondre à une obligation technique de sécurité d’approvisionnement. L’intervenante tient cependant à relayer les inquiétudes légitimes de la population en ce qui concerne les prix, la lutte contre le dérèglement climatique et la sécurité d’approvisionnement. Elle observe beaucoup de volontarisme mais fait remarquer que la seconde enchère du CRM aura lieu en 2024, soit après la fin du gouvernement actuel, que l’île énergétique annoncée par la ministre ne devrait être opérationnelle qu’en août 2026 (sans qu’on sache à quoi elle sera raccordée à ce momentlà), et que les marchés publics pour le nouveau champs éolien n’ont pas encore été lancés.

Compte tenu de ce contexte temporel et du fait que les pays avoisinants rencontrent aussi des difficultés d’approvisionnement en électricité, est-on certain que le volontarisme et la flexibilité seront suffisants? Par ailleurs, Mme Marghem observe que les prix index à 2 ans sur le marché forward augmentent. Il a été affirmé que, grâce au CRM, la facture du consommateur augmentera, mais moins que dans les pays voisins.

Quels éléments permettent d’affirmer que l’impact sur la facture du consommateur restera raisonnable? Sur quelle base peut-on dire que la situation sera pire dans les pays voisins? M. Thierry Warmoes (PVDA-PTB) indique que les éléments qu’il avance ne constituent en rien une interprétation mais résultent de l’étude d’Elia elle-même. Il répète sa question: pourquoi Elia communique-t-elle sur le volume nécessaire avant analyse économique (3,6 GW) et non sur le volume nécessaire après analyse économique (2,4 GW)? Il constate que M. Peeters ne répond pas à cette question et ne justifie pas son choix de ne communiquer que sur le chiffre de 3,6 GW.

L’intervenant estime que la capacité nécessaire est en réalité largement surestimée. Concernant la diminution des prix de l’énergie pour le consommateur, M. Warmoes rappelle à M. Peeters que ce dernier a largement communiqué dans la presse que le CRM ferait gagner entre 100 et 300 millions d’euros à l’ensemble des consommateurs belges. Il estime qu’il s’agit d’une communication trompeuse, d’autant plus que M. Peeters vient d’affirmer qu’il ne savait pas si l’avantage que procurera le CRM se répercutera sur les consommateurs via une diminution de la facture.

M. Warmoes estime que M. Peeters, sous couvert de prétendre donner des conseils purement techniques, fait en réalité de la politique.

M. Patrick Dewael, président, rappelle que les membres doivent un minimum de respect aux orateurs qui sont invités au Parlement. D. Réponses complémentaires M. Chris Peeters, CEO Elia Group, répond à M. Wollants concernant la préparation qui sera nécessaire pour faire en sorte que les véhicules électriques et les pompes à chaleur puissent être utilisés de manière intelligente. Il renvoie au rapport publié par Elia en novembre 2020, lequel contient des recommandations portant sur les infrastructures, sur les technologies numériques, sur les besoins en données ainsi que sur les réformes du marché qui seront nécessaires.

Un certain nombre d’autres documents ont été transmis à la ministre de l’Énergie. M. Peeters est d’accord que les objectifs à atteindre pour 2030 sont ambitieux et que cela demandera beaucoup de travail et beaucoup d’adaptations pour tout le monde. C’est la raison pour laquelle il estime qu’il faut s’y mettre tout de suite pour créer un cadre adéquat. Il partage l’idée selon laquelle il y a des incertitudes, certains effets n’étant pas connus.

C’est précisément le travail d’Elia d’essayer d’identifier ces incertitudes et de les circonscrire afin, sur la base d’analyses, de pouvoir formuler des conseils techniques. Concernant l’île énergétique, l’intervenant signale avoir reçu une demande du gouvernement à ce sujet. Les équipes d’Elia étudient la question et préparent une évaluation pour début septembre 2021, notamment sur les capacités d’interconnexion avec cette île énergétique.

D’autres scénarios sont également à l’étude concernant par exemple la densité du parc éolien à développer dans la zone Princesse Élisabeth. À sa connaissance, Elia n’est pas la seule organisation à être consultée à ce sujet. Ce sera au gouvernement à rassembler l’ensemble des éléments et à prendre une décision. Enfin, M. Peeters revient sur la question de la diminution de la facture énergétique. Les calculs effectués par Elia en la matière correspondent à la diminution que l’on voit sur la facture dans les prix de gros.

Il s’agit d’une différence relative: on fait un calcul des prix moyens auxquels Elia s’attend avec un CRM et sans CRM. Avec un CRM, il y aura moins de pics de prix sur le marché, ce qui entraînera une diminution du prix moyen. C’est également possible vis-à-vis d’une courbe nominale générale croissante des prix de l’énergie. Lorsque le prix du CO2 augmente, on constate une augmentation générale des prix de l’énergie, mais cette augmentation sera relativement moins importante par comparaison avec un scénario sans CRM. Ensuite, Elia mentionne les effets de la réduction relative avec et sans CRM, qui représentent des gains en bien-être (100 à 300 millions d’euros).

Mais

Elia ne peut pas se prononcer sur la façon dont cet avantage peut influencer la facture des consommateurs, étant donné que ce n’est pas de son ressort. Elia, en tant qu’entreprise, fournit des efforts considérables pour soutenir au mieux la politique. Elia communique de façon tout à fait conforme, en comparaison des gestionnaires de réseau de transport des pays voisins. Chacun est libre d’interpréter l’étude d’Elia et de proposer des mesures stratégiques sur la base de l’étude, mais il n’est pas correct de positionner Elia comme une entreprise qui ferait de la politique.

Elia n’a encore jamais adopté de point de vue en ce qui concerne le mix énergétique. Tous les rapports se basent sur une analyse de scénarios dans laquelle Elia présente des scénarios et laisse le choix aux décideurs politiques de gérer ces scénarios. Les interventions et réfutations sont toujours prises en compte, le marché est consulté et une communication transparente est assurée sur l’ensemble de ces éléments.

Le rapporteur, Le président, Kris VERDUYCKT Christian LEYSEN Annexes: — Synthèse “Étude sur l’adéquation et la flexibilité en Belgique 2022-2032”; et, — Présentation de M. Chris Peeters, CEO Elia Group.

l'adéqua flexibilité en

Introd

Étude sur l'adéquation et la fl Pour une trans vers une socié Chère lectrice, cher lecteur, C’est la troisième fois qu’Elia publie une étu belge. Depuis notre dernière étude, de nom analyse ont changé. La Commission européenne a publié son Gree neutre en carbone d’ici 2050. De plus, l’Allem nombreux autres pays développent des proj leurs plans de relance post-Covid. Ce n’est pas surprenant. Le changement clim transition énergétique est limité.

Parallèlemen traditionnellement les énergies fossiles, tels vitesse supérieure pour une électrification ra Cela rend le contexte dans lequel nous travai confrontés à des défis. Grâce à la digitalisatio velles opportunités voient le jour. Par exemp en grande partie, par la modulation de la de qui émergent du côté consommateur comm Pour saisir cette opportunité et permettre à actuel doit changer. En effet, si le secteur d seulement accès à de grandes sources de f l’électrification d'autres secteurs.

Ces évolutions ont lieu dans le contexte de la nement est bien évidemment l’un des princi dans celle-ci nos conclusions d’il y a 4 ans : il planifiée du nucléaire. Les marchés de l'énerg requis et un mécanisme de rémunération de du système électrique belge. Nous avons ca méthodologie européenne, ce qui fait de no étude ont abouti à un chiffre du même ordre En plus de gérer sa sortie du nucléaire d’ici 2 tralité carbone d’ici 2050.

Elle ne pourra y ar est trop limité pour couvrir ses besoins. Il est de coopération avec d'autres pays dès main utilisées de façon optimale afin d'établir une Enfin, je souhaiterais remercier toute les per ont travaillé avec minutie. Ils ont utilisé les suggestions provenant d’un large éventail de collaborateur Elia qui a contribué à cette étu dont la qualité dépasse celle de nos précéde L’adéquation et la flexibilité de notre systèm socio-économique de notre pays, mais le su Nous avons dès lors travaillé dur pour nous données et méthodologies utilisées et en inc Bonne lecture ! Chris Peeters, CEO du groupe Elia

Résu Executive

Résumé

Acc nuc Dea Comme le s étude bien pour les dix terme et à énergétiqu données m pour réalise Si l’on veut période de du nucléair européen. nous avons exposerons TR 1 La urg les 2 Le po es 3 En cisa bo

MESSAGE 1

BESOIN URGENT DE NOUVELLES CAP

La présente étude confirme une nouvelle fois le besoin ticiper les besoins consécutifs à la sortie planifiée du des importations, elle est vulnérable aux événements belges devraient attentivement réfléchir à cet aspect d du système énergétique. Étant donné que d’important calendrier pour y parvenir est extrêmement serré. 3,6 GW de capacités additionnelles nécessa Pour faire face à la sortie du nucléaire en Belgique prévue d’ic d’une disponibilité de 100 %) devraient être nécessaires.

Cela repr d'adéquation et de flexibilité d’Elia, publiée en juin 2019. Cette lé méthodologie, des révisions dans les prévisions en matière d’offre les hypothèses sur les pays voisins. En effet, le calcul qui mène à ce déficit de 3,6 GW tient compte d de la Belgique (environ 1,6 GW) et sur lesquelles notre pays n’a au des capacités d’interconnexion. Le chiffre tient également comp grâce à la modulation de la demande et au stockage, conformé énergétique.

Les capacités existantes doivent rester sur Toute capacité existante qui pourrait inopinément quitter le mar pour notre pays. Il convient donc de faire preuve d’une extrême vi ment apparaître si des événements à haut risque survenus à l'étr doit dès lors être surveillée de près, étant donné qu’une mesure t La disponibilité de production excédentaire La sécurité d'approvisionnement de la Belgique est vulnérable au du système énergétique européen.

Cela est dû au positionneme Bien que cette dépendance aux importations d'électricité ne so risques supplémentaires en termes d’adéquation de notre systèm d’une production excédentaire en Europe aux moments où la Be transfrontalière pour acheminer cette électricité dans notre pays Des évolutions politiques rapides en matière d'arrêt progressif d nières années. À la lumière du Green Deal, il est raisonnable de cr membres dans les années à venir.

Ces dernières années, le parc n initialement prévu. Cela a entraîné une pression accrue sur les ex lesquels la Belgique compte pour garantir sa sécurité d'approvis Le Règlement UE 2019/943 exige qu’au moins 70 % de la capacité t connue sous le nom de règle « 70% Minimum Remaining Availab règle de 70 % est respectée à tout moment par l’ensemble des pa pas être ignorée. Les investissements retardés dans le renforcem limités et la maintenance de l’infrastructure de réseau sont auta bilité de leurs capacités transfrontalières.

Il se peut qu’elles survie façon adéquate. Les choix politiques en Belgique ainsi que dans d'autres pays eu peut limiter les incertitudes et atténuer les risques liés à la sauve

MESSAGE 2

UN MÉCANISME DE SOUTIEN EST NÉC Bien que le besoin de capacité soit constant, les marc les investissements requis. La nécessité d’introduire u ration Mechanism (CRM) actuellement en cours d'impl d'autres mesures, le CRM produira les meilleurs effets p il permettra de nombreuses retombées bénéfiques po énergétique plus stable. Besoin confirmé d’un mécanisme de soutie Dans le cadre de la présente étude, la viabilité économique des c scénarios. L'étude en conclut que sur les 3,6 GW de capacités addi via le marché « energy-only » d’ici 2025. Une intervention au niveau du système demeure donc nécessair soient disponibles à temps. La mise en place d’un CRM à l’éche compléter le marché de l’énergie, demeure la solution la plus eff suite de la sortie du nucléaire. Il est dès lors crucial d’organiser u de remplacement. L’introduction d’un CRM offrira de la stabilit La présente étude démontre qu’un CRM à l’échelle du marché g le marché. En effet, le coût du mécanisme de rémunération de pour les consommateurs belges. Cela représentera un bénéfice années, comparé à une situation sans CRM à l'échelle du marché Comme le souligne la présente étude, les bénéfices pour le marc principaux leviers : une augmentation de l’écart d’adéquation d’ic qu’en importance) sur le marché de gros de l’électricité qui surv négatif de ces derniers sur les prix pour le consommateur ne sera fournisseurs, étant donné qu'ils sont principalement situés à l’étr En outre, l’absence de CRM pourrait favoriser l'apparition de cyc un risque récurrent de problèmes d’adéquation. Lorsque l’on compare la compétitivité du marché de l’électricité tation des différences de prix d’ici 2032. La mise en place d'un C grâce à des renforcements transfrontaliers ciblés. Cependant, l’ab différences de prix de plus de 30 %

MESSAGE

3: SE PRÉPARER À UNE SOCIÉTÉ NEUTR En plus d’aborder les problématiques urgentes expos rer sa transformation en vue d'atteindre la neutralité c maintenant des actions en matière de design de marc de coopération internationale. Modification significative du mix énergétiq pays européens L’intégration d'un volume croissant de production renouvelable d attention soutenue pour l’adéquation. En plus de décarboniser ce à travers tout le système.

Pour exploiter au maximum cette flexi digitalisation et modifier le design de marché. Sur le chemin de la décarbonisation, chaque pays verra son mix dance entre les pays en termes d’adéquation se feront plus volat matière de fiabilité. Sur le long terme, la Belgique fera par ailleurs face à un déficit s Il sera dès lors important de mettre l’accent sur le développement d’excédents structurels d’énergie renouvelable afin de permettre prennent plusieurs années à se concrétiser, la Belgique devrait se c La digitalisation et un design de marché ce la flexibilité La présente étude en conclut que la décarbonisation et l’électrific l’écart d’adéquation entre 2025 et 2032.

En outre, il est probable étant donné l’intégration plus élevée de sources d'énergie interm tempêtes et les conditions de vent qui évoluent rapidement cau elles ne sont pas gérées de manière adéquate. Le système fera do soit maintenu, ce qui souligne de plus en plus la nécessité d’un c suit la production. Il est important de noter que même si le système est adéquat et de veiller à ce que ces ressources soient disponibles pour contrib à quelques heures.

Cela signifie qu’à tout moment, suffisamme flexibles doivent être maintenus disponibles à la fois par le march injections et les prélèvements. Une manière efficace de répondre à ces défis est d’exploiter au pl à l’adéquation et à la flexibilité. On pense par exemple aux ressour électriques et les pompes à chaleur. L'adoption accélérée de ces te le système électrique pour les consommateurs. Grâce à de nouv et l’Internet des objets, nous pourrons bientôt encourager la part En outre, un nouveau design de marché doit être développé.

Le 1 de marché pourrait ressembler. Elia pense qu’un design de mar ser d’une simple consommation d'électricité à une utilisation de exploitée de manière optimale.

Accent sur le développement des SER dom Sur le chemin de la décarbonisation totale, la Belgique devra expl au vu de la topographie, de la superficie limitée et de la densité pourra pas couvrir l’ensemble des besoins futurs du pays. Cela souffrant d’un déficit structurel en SER domestiques, ce qui l’am Il est dès lors essentiel que la Belgique soit impliquée dans les n péens. En effet, ces collaborations s’intéressent au niveau de tran tion renouvelable et aux ambitions communes pour atteindre le la neutralité carbone.

Méthodologie Collaboration étroite avec le secteur belge Conformément à la Loi Électricité, la présente étude a été préparé et le Bureau fédéral du plan, la Commission de Régulation de l’É réunions et consultations régulières ont été organisées avec ces Une consultation publique s’est par ailleurs tenue en novembre de découvrir les données et la méthodologie utilisées ainsi que d cette consultation, Elia a reçu plus de 100 commentaires et sugg Un large éventail de propositions de stakeholders ont été intégré plémentaire de réponse en provenance du marché, des solutio supplémentaire d'énergie grâce à des centrales de cogénération des sensibilités relatives aux prix du carbone ainsi que des prévis Cette étude répond aux exigences europée Après l’entrée en vigueur du Règlement UE 2019/943, l’Agence l'énergie (Agency for the Cooperation of Energy Regulators ou AC dologies pour réaliser les futures évaluations de l’adéquation des ments) et les évaluations d’adéquation nationales.

L’ACER a stipul d’ici fin 2023. Cependant, pour s’assurer de la solidité et de la fia d’implémenter les nouvelles approches méthodologiques avant L’étude est totalement alignée sur le cadre légal et régulatoire « Une énergie propre pour tous les Européens ») ainsi que la mé récemment adoptée. Les scénarios explorés dans la présente é de la Belgique ainsi que sur sa note de vision pour un pacte é des résultats solides.

Quelle est la différence entre adéquation e Dans la présente étude, Elia quantifie les besoins en adéquation quation » et « flexibilité » sont deux éléments cruciaux qui permett donc à maintenir la sécurité d'approvisionnement. Un système électrique est jugé « adéquat » lorsque la capacité comme la production, les importations, le stockage, la modulatio elle référence à sa capacité à faire face aux fluctuations de produc croissante de la production renouvelable.

Adeq flexibilite voo

summary

Commission for Energy, Hearing on the adequacy and flexibility ne Chris Peeters, CEO Elia Group 13 July 2021

Framework & sce

Legal framework o The 2022-2032-study includes a large amount of sensitivities th o This study meets recently introduced European requirements a APR NOV JUL Legal requirement in the Belgian Electricity Act

Key events and time horizons covered -1 GW nuclear in BE Today Main changes that will affect the Belgian and EU electricity system Coal and nuclear phase outs -3.9 GW

European scenario framework of the st

Social context

EU Climate targets Decarbonis -55% GHG emiss by 2030

Nuclear & coal exit in EU

Coal and Nuclear exit Post-COVID Recovery Plan

In Belgium, more than half of the therm close in the next 4 years

Three key messag

1. 2. 3. 3 key messages

Not installing new capacity in Belgium Message 1 - Urgent need for new capa 9 hours of LOLE on average per year 5 GW imports would be required for more than 200 hours a year

Message 1 - Urgent need for new capac To cope with the phase-out of nuclear pow additional capacity (assuming 100% avail

Message 2 - Confirmed need for a suppo A CRM will have the best positive impact o also have many valuable knock-on effects promote a more stable energy market.

The cost of the capacity mechanism is expected to b by a decrease in wholesale prices for Belgian consum How much does the consumer need to

Message 3 - Preparing of a net-zero soc Need for import of renewables to cove Electricit Up to 130 - Resulting f electrificati and industr Final electricity demand Maximum domestic RES potential Belgium 2050 [TWh]