Le gestionnaire belge de réseau Elia Transmission Belgium a publié aujourd’hui son Summer Outlook 2026. Il ressort de cette analyse que les risques de surplus structurels d’électricité, ou d’incompressibilité, pour le printemps et l’été 2026 sont en baisse par rapport aux années précédentes.
Entre le 1ᵉʳ avril et le 1ᵉʳ novembre, 2 GW de capacité nucléaire seront en effet indisponibles en raison de la maintenance liée à la prolongation de la durée de vie de Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035. Cette indisponibilité réduit le risque de surproduction, malgré l’augmentation annuelle d’environ 1 GW de capacité solaire installée. Des surplus d’électricité resteront néanmoins probables, en particulier le week-end, lorsque la production photovoltaïque est élevée et la demande plus faible.
Le système électrique continue d’intégrer davantage d’énergies renouvelables, avec environ 1 GW supplémentaire de solaire et près de 180 MW d’éolien terrestre récemment installés. Cette dynamique devrait se poursuivre en 2025, tandis que l’éolien en mer reste stable en l’absence de nouvelles mises en service.
574 heures de prix négatifs en Belgique
L’analyse met donc en évidence un défi croissant : la gestion des excédents de production, dite « incompressibilité ». Celle-ci correspond à une situation où l’offre dépasse largement la demande, générant d’importants surplus. Elle survient notamment en cas de forte production renouvelable combinée à une faible consommation, ou lorsque les prévisions météorologiques sous-estiment la production effective. La hausse des prix négatifs en Europe illustre ces déséquilibres : la Belgique a enregistré 574 heures de prix négatifs (+26 % par rapport à 2024), une tendance également observée en France, aux Pays-Bas, en Allemagne et, dans une moindre mesure, au Royaume-Uni.
Les acteurs du marché ont déjà réalisé des progrès en développant des solutions de flexibilité incitant à déplacer la consommation vers les périodes de surplus. Le pilotage temporaire des unités de production décentralisées constitue également un levier important. « Les avancées sont encourageantes, mais nous devons passer à la vitesse supérieure », souligne James Matthys-Donnadieu, qui insiste sur le rôle clé de la pilotabilité.
Après activation des capacités de réduction, les périodes critiques sont ramenées à environ 25 heures entre mars et août. Un besoin global de flexibilité de 3,8 GW subsiste toutefois, dont 2,2 GW restent non couverts dans les situations à risque. À l’été prochain, environ 2,1 GW devront être fournis par les renouvelables décentralisées. À défaut, des mesures d’urgence pourraient être nécessaires : recours aux capacités des pays voisins, arrêt de centrales ou limitations techniques de production, y compris sur les petites installations.
Renforcer la pilotabilité des unités décentralisées
Dans des scénarios extrêmes, la Belgique pourrait encore devoir recourir à des mesures exceptionnelles et coûteuses, telles que l’assistance de gestionnaires étrangers ou des actions techniques de modulation et de réduction de production. À plus long terme, avec la croissance continue des renouvelables et le retour du nucléaire à partir de 2029, ces leviers pourraient ne plus suffire.
Dans ce contexte, Elia souligne la nécessité de disposer de moyens suffisants pour garantir l’équilibre du système lorsque la flexibilité de marché est insuffisante. Le renforcement de la pilotabilité des unités décentralisées apparaît essentiel, de même que la mise en place d’un cadre légal adapté, en concertation avec les autorités et les gestionnaires de réseau de distribution.
Enfin, l’adaptation de la consommation aux périodes de surplus est appelée à jouer un rôle croissant. Une flexibilité accrue et une meilleure pilotabilité des petites unités restent indispensables, tant pour assurer la stabilité du réseau que pour réduire la facture des consommateurs.
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