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Elia a publié ce 27 juin 2025 sa cinquième étude d’adéquation et de flexibilité, couvrant la période 2026-2036. Ce rapport bisannuel, exigé par la loi, évalue la capacité du système électrique belge à répondre à la demande en toutes circonstances.
Il confirme que la sécurité d’approvisionnement est assurée à court terme, mais que des défis majeurs se profilent dès 2028.
L’étude montre, qu’en dépit une électrification de l’industrie plus lente que prévu, la demande d’électricité augmentera fortement dans les années à venir : de 82 TWh en 2025 à 124 TWh en 2035 une augmentation de 51% en une décennie). Cette croissance, tirée par l’électrification de l’industrie, la mobilité électrique, les pompes à chaleur et les centres de données, entraînera un besoin croissant de capacité pilotable (càd capable de produire à la demande).
Jusqu’en 2028, le système reste globalement équilibré. Mais, au delà, un déficit de capacité apparaît, atteignant 900 MW en 2030 et jusqu’à 2.200 MW en 2035. Ce déséquilibre s’aggravera fortement en 2036, avec la fermeture programmée des deux derniers réacteurs nucléaires (Doel 4 et Tihange 3), entraînant un déficit potentiel de 4.900 MW. À législation inchangée, ce point de bascule impose des décisions gouvernementales étayées et rapides.
Le CRM (Capacity Remuneration Mechanism) reste, selon Elia, le pilier central de la stratégie d’adéquation. Sans cela il sera impossible de maintenir en service les capacités thermiques existantes indispensables et d’attirer de nouveaux investissements dans des moyens de production bas carbone. Mais à lui seul, il ne suffira pas. Des leviers complémentaires devront être activés au delà de 2035 : prolongation additionnelle de la durée de vie de certaines unités nucléaires, développement accéléré de l’éolien offshore, renforcement des interconnexions, ou encore réduction structurelle de la demande.
L’étude insiste également sur le rôle croissant de la flexibilité, tant du côté de la production que de la consommation. Une meilleure adéquation entre production renouvelable et consommation permettrait de réduire les coûts du système de 350 à 500 millions d’euros par an d’ici 2036. Cela suppose des incitants réglementaires adaptés (tarification dynamique, compteurs numériques, outils digitaux, etc.).
Marc Van den Bosch, general manager FEBEG : "Cette étude mise à jour confirme la nécessité de continuer à développer un cadre de soutien clair, stable et prévisible, avec pour levier principal une mise en adéquation du CRM (règle de fonctionnement, volumes, ‘strike price’, limites d’émissions etc.) aux enjeux qu'elle relève."
Il est clair que les volumes requis sont considérables (ce dans tous les scénarios), les délais de développement longs, et les incertitudes nombreuses (retards sur les projets offshore, incertitudes sur les interconnexions, lenteur des procédures d’octroi de permis, etc.). Il est par conséquent impératif que les autorités fédérales et régionales mettent en place les conditions permettant aux acteurs de marché de concrétiser les investissements nécessaires à temps.
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