Article 1er.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.
Art. 2.Dans l'annexe 1rede l'arrêté ministériel du 29 septembre 2025 déterminant les valeurs intermédiaires pour les mises aux enchères T-4, T-2 et T-1 de 2026 conformément à l'article 4, § 3, de l'arrêté royal du 28 avril 2021 fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité, l'annexe 1reest remplacée par l'annexe jointe au présent arrêté.
Art. 3.Une copie certifiée conforme du présent arrêté est adressée à Elia Transmission Belgium SA et à la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz.
Annexe.
Art. N1.Annexe.
ANNEXE 1
Tableau 1 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-4, période de fourniture de capacité 2030-2031
| Technologie de référence | EAC(€/kW/y) | Facteur de réduction[%] | CONEfixed, RT (€DEC 2024/kW/y) |
| Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT >100 MW) | 101,460 | 92% | 110,280 |
| Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT >800 MW) | 121,090 | 94% | 128,820 |
| Cogénération (CHP <100 MW) | 158,550 | 94% | 168,670 |
| Photovoltaïque | 81,8 | 1% | 8180 |
| Eolien onshore | 174,720 | 7% | 2496 |
| Eolien offshore | 287,390 | 8% | 3592,380 |
| Stockage par batterie (4h) | 128,280 | 49% | 261,800 |
| Participation active de la demande (0<300 MW) | 26 | 49% | 53,06 |
| Participation active de la demande (300<600 MW) | 52 | 49% | 106,120 |
| Participation active de la demande (600<900 MW) | 78 | 49% | 159,180 |
| Participation active de la demande (900<1200 MW) | 105 | 49% | 214,290 |
Tableau 2 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-2, période de fourniture de capacité 2028-2029
| Technologie de référence | EAC(€/kW/y) | Facteur de réduction[%] | CONEfixed, RT (€/kW/y) |
| OCGT (>100 MW) | 101,46 | 92% | 110,28 |
| CHP (<100 MW) | 158,55 | 94% | 168,67 |
| Photovoltaïque | 81,8 | 1% | 8180 |
| Eolien onshore | 174,72 | 8% | 2184 |
| Stockage par batterie (4h) | 128,28 | 52% | 246,69 |
| Participation active de la demande (0<300 MW) | 26 | 56% | 46,43 |
| Participation active de la demande (300<600 MW) | 52 | 56% | 92,86 |
| Participation active de la demande (600<900 MW) | 78 | 56% | 139,29 |
| Participation active de la demande (900<1200 MW) | 105 | 56% | 187,5 |
Tableau 3 : Coût brut pour les technologies de référence pour l'enchère T-1, période de fourniture de capacité 2027-2028
| Technologie de référence | EAC(€/kW/y) | Facteur de réduction[%] | CONEfixed, RT (€/kW/y) |
| Photovoltaïque | 81,80 | 2% | 4090 |
| Eolien onshore | 174,72 | 9% | 1941,33 |
| Stockage par batterie (4h) | 128,28 | 58% | 221,17 |
| Participation active de la demande (0<300 MW) | 26,00 | 58% | 44,83 |
| Participation active de la demande (300<600 MW) | 52,00 | 58% | 89,66 |
| Participation active de la demande (600<900 MW) | 78,00 | 58% | 134,48 |
| Participation active de la demande (900<1200 MW) | 105,00 | 58% | 181,03 |
Tableau 4 : Coût moyen pondéré du capital par technologie, valable pour chaque période de fourniture de capacité pour de la nouvelle capacité
| Technologie de référence | Rendement minimum | Prime de risque | WACC |
| Turbine à gaz à cycle ouvert (OCGT >100 MW) | 2,80% | 5,1% | 7,9% |
| Turbine à gaz à cycle combiné (CCGT >800 MW) | 2,80% | 4,3% | 7,1% |
| Cogénération (CHP <100 MW) | 2,80% | 4,3% | 7,1% |
| Photovoltaïque | 2,80% | 3,2% | 6,0% |
| Eolien onshore | 2,80% | 3,8% | 6,6% |
| Eolien offshore | 2,80% | 3,8% | 6,6% |
| Stockage par batterie (4h) | 2,80% | 2,4% | 5,2% |
| Participation active de la demande (0<300 MW) | 2,80% | 2,6% | 5,4% |
| Participation active de la demande (300<600 MW) | 2,80% | 2,6% | 5,4% |
| Participation active de la demande (600<900 MW) | 2,80% | 2,6% | 5,4% |
| Participation active de la demande (900<1200 MW) | 2,80% | 2,6% | 5,4% |
Tableau 5 : Coût moyen pondéré du capital par technologie, valable pour chaque période de fourniture de capacité pour de la capacité existante
| Technologie de référence | Pas d'investissement | Prime de risque additionnelle possible avec des investissements en CAPEX avec une durée de vie économique inférieure à 3 ans | Prime de risque additionnelle possible avec des investissements en CAPEX avec une durée de vie économique supérieure à 3 ans |
| Turbine à gaz à cycle ouvert | N/A | 0% | 2,2% |
| Turbine à gaz à cycle combiné | N/A | 0% | 2,6% |
| Cogénération | N/A | 0% | 2,6% |
| Photovoltaïque | N/A | 0% | 3,2% |
| Eolien onshore | N/A | 0% | 3,8% |
| Stockage par batterie à grande échelle | N/A | 0,56% | 2,4% |
| DSR | N/A | 0,56% | 2,6% |