Les 36 années météo de l’ERAA 2025 sont des projections climatiques (PECD 4.2, trois modèles CMIP6), pas des hivers observés. Les besoins en GW supposent qu’un GW ajouté réduit d’autant le manque national, sans effet sur les voisins ; le stockage est simulé avec et sans recharge pendant une suite d’épisodes. La simultanéité des défaillances belges et allemandes vient en partie du partage des coupures entre pays, qui fait partie de la méthode de l’ERAA.
Le texte du post
Pour passer l’hiver, faut-il acheter des centrales capables de tourner 10 heures, ou des batteries de 2 heures ? L’Allemagne et la Belgique semblent avoir répondu à l’opposé.
Le 3 novembre, l’Allemagne attribuait 5,16 GW à 155 296 €/MW/an, pour 15 ans. La loi exige de tenir 80 % de la puissance pendant 10 heures : tous les lauréats sont des centrales au gaz. Fin octobre, la Belgique contractait 2,4 GW à 18 000-22 000 €/MW/an, dont environ 1 GW de batteries.
Qu’est-ce qui crée le besoin ? En Allemagne, ce sont les semaines d’hiver sans vent. L’éolien s’arrête plusieurs jours de suite, la demande de chauffage est haute, et le soleil disparaît vers 16 h. Le manque s’ouvre en fin d’après-midi, dure toute la soirée, revient au petit matin et recommence le lendemain, chez les voisins aussi.
Les données de l’ERAA 2025, l’étude européenne d’adéquation, le montrent. Pendant les heures de défaillance, l’éolien terrestre allemand tourne à 4 % de sa puissance, contre 35 % en moyenne l’hiver, et il n’avait donné que 10 % en moyenne sur les trois jours précédents. D’ici 2035, la nuit elle-même ne passe plus : le soir et le matin se rejoignent, et les trois quarts des heures de défaillance tombent dans des épisodes de plus de 10 heures.
Une batterie de 2 heures écrête une soirée ; elle ne porte pas trois jours sans vent. Combien faut-il ajouter pour revenir à la norme ? Sur les données de l’ERAA, environ 9 GW de moyens fermes en 2030 et 12 GW en 2035 : c’est l’ordre de grandeur des enchères allemandes, 9 GW en 2026 et 2 GW en 2027. Avec du stockage, c’est l’énergie qui manque : 140 à 340 GWh en 2035, 2,5 à 6 fois ce que stockent les 28 GW de batteries déjà supposés.
La même semaine, la Belgique subit le même vent, mais ne manque que de 1,6 GW au plus : elle reçoit une tranche mince d’un manque régional, simultané à 99 % avec le manque allemand. Les séquences longues existent aussi chez elle, et elle y a répondu comme l’Allemagne, plus tôt : en 2021, son mécanisme de capacité a retenu 1,6 GW de centrales au gaz neuves, pour 15 ans. Les batteries d’octobre complètent ce socle, pour 0,8 à 1,6 GW.
Le Royaume-Uni compte une batterie de 2 heures pour 22 % d’un MW ferme : la durée a un prix. Les 10 heures allemandes le fixent grossièrement, mais visent le bon problème.
Premier post d’une série sur la façon dont chaque pays paie sa flexibilité.
Sources : Bundesnetzagentur, Elia, StromVKG § 12, ENTSO-E ERAA 2025 (données horaires), NESO, calcul personnel.
Sources
- ENTSO-E, ERAA 2025, édition amendée après la décision ACER 06/2026 — rapports, annexes 3 (résultats détaillés), 4 (épisodes) et 6 (commentaires des GRT), données horaires d’énergie non servie, facteurs de charge PECD et demande
- ACER, décision 06/2026 sur l’ERAA 2025 (valeur unique de LOLE, borne basse d’aversion au risque)
- Bundesnetzagentur, résultats de la première enchère de capacités de long terme (StromVKG), 3/11/2026
- Bundesnetzagentur, FAQ des enchères StromVKG (§ 12 Abs. 5 : 10 heures consécutives à 80 % de la puissance)
- Elia, résultats des enchères CRM du 29/10/2026 (2027-28, 2028-29, 2030-31)
- Elia, rapports d’enchères CRM (dont le rapport Y-4 2030-31, ventilation par technologie)
- CREG, reprise de l’enchère CRM Y-4 2025-26 (cycles combinés neufs de Les Awirs et Seraing, 15 ans)
- NESO, facteurs de dérating du Capacity Market britannique (stockage selon sa durée, T-4 2029/30)
Données
donnees_semaine_eraa.csv— Allemagne, semaine du 3 au 9 décembre de l’année cible 2035, année météo WS13, tirage 6 : facteurs de charge éolien terrestre, en mer et solaire, demande (GW), énergie non servie (GW), heure par heure (ERAA 2025).donnees_semaine_eraa_be.csv— Belgique, même semaine et même tirage : mêmes colonnes.donnees_episodes_DE_2030.csv— Allemagne 2030 : chaque épisode de défaillance (heures consécutives avec énergie non servie) des 540 tirages de l’ERAA 2025 — durée (h), manque maximal (MW), énergie manquante (MWh).donnees_episodes_DE_2035.csv— Allemagne 2035 : idem.donnees_episodes_BE_2030.csv— Belgique 2030 : idem.donnees_episodes_BE_2035.csv— Belgique 2035 : idem.
Code
Pour refaire la figure :
# Données ENTSO-E (ERAA 2025) : ERAA_2025_HourlyENSData.zip, ERAA_2025_PECDRES.zip, ERAA_2025_DemandData.zip
python3 build_figure_semaine.py DE # semaine allemande (cas médian choisi par le script)
python3 build_figure_semaine.py BE 13 6 2035-12-05T15 # la même semaine vue de Belgique
python3 build_carrousel.py # épisodes Allemagne et Belgique, achats, carrousel PDF FR/EN
Les scripts lisent les fichiers horaires de l’ERAA 2025 téléchargés depuis entsoe.eu ; les analyses (épisodes, météo, dimensionnement) sont des comptages et une recherche par dichotomie, sans modèle de système.
Tous les fichiers de ce post (figures, données, scripts) sont dans le dossier 2026-11-07-capacite-allemagne-belgique du dépôt public.
Code sous licence MIT ; textes et figures sous CC BY 4.0 ; les données restent sous la licence de leur producteur.