En Belgique, ENGIE développe la flexibilité du mix électrique

La stratégie de décarbonation d’ENGIE en Belgique franchit une étape majeure avec la centrale à gaz de Flémalle et le parc de batteries de Vilvoorde. Ces projets emblématiques renforcent la stabilité du réseau électrique et contribuent à intégrer les renouvelables dans le mix électrique belge.

Depuis l’exploitation des premières centrales électriques en 1885, ENGIE est un acteur majeur de l’énergie en Belgique. L’arrêt programmé de cinq des sept réacteurs nucléaires belges, et surtout la crise énergétique de 2022, a replacé la sécurité d’approvisionnement au cœur des priorités énergétiques nationales.

Afin d’être à la hauteur de cet enjeu, ENGIE déploie des solutions dites de « flexibilité », qui permettent de produire de l’électricité rapidement en cas de besoin, mais aussi de stocker l’électricité lorsque la consommation est inférieure à la production et la « libérer » aux heures de pointe. Ces actifs sont essentiels pour permettre la bonne intégration des énergies renouvelables (ENR) et garantir l’équilibre du réseau en temps réel.

En effet, les ENR sont en plein essor. Le Groupe déploie d’ailleurs en Belgique un programme ambitieux d’investissements dans ce domaine, avec un objectif de 1 000 MW d’éolien terrestre et 300 MW de solaire en 2030.

Des solutions de flexibilité complémentaires

ENGIE vise 5 à 6 GW de capacités flexibles en Belgique d’ici 2030, grâce à un portefeuille de technologies complémentaires.

Réservoirs hydrauliques : la station de pompage-turbinage de Coo, près de Liège, est un actif stratégique dont la capacité a été portée à 1 160 MW en 2025. Cette centrale d'accumulation par pompage fait transiter un grand volume d’eau entre deux réservoirs pour produire de l’électricité lorsque la demande est élevée. Elle peut être sollicitée en quelques minutes seulement, ce qui en fait un outil clé pour absorber les variations rapides de la production renouvelable.
Production thermique flexible : la mise en service imminente de la centrale à cycle combiné gaz de Flémalle (voir plus bas) apporte une puissance pilotable et hautement réactive, essentielle pour répondre aux pics de consommation et sécuriser le réseau lors des périodes de tension.
Stockage par batteries : le parc de Vilvoorde, l’un des plus grands d’Europe continentale (200 MW) a été mis en service mi-novembre 2025 (voir plus bas). Il sera complété en 2026 par ceux de Kallo (100 MW) et Drogenbos (80 MW).

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Yasmine, une collaboratrice d’ENGIE en Belgique, nous fait découvrir la centrale de pompage-turbinage de Coo.

ENGIE encourage également la flexibilité de la demande, grâce à des outils qui incitent les consommateurs à déplacer leur consommation aux heures creuses. Sur l’application Smart APP, un Score Énergie guide le client dans sa consommation. La solution Empower Flextime, quant à elle, optimise la recharge des véhicules électriques.

Le saviez-vous ?

ENGIE est le leader de l’énergie en Belgique. Le Groupe assure près de 40 % de la production et plus de 40 % de la fourniture d’électricité. En 2025, ENGIE fournissait en électricité 2,8 millions des 5,2 millions de foyers belges.
ENGIE est aussi l’opérateur du parc nucléaire belge.

Les cinq atouts de la centrale de Flémalle

La centrale à cycle combiné gaz (CCGT) de Flémalle joue un rôle clé dans la résilience du réseau électrique belge... mais pas seulement. Elle se distingue par plusieurs atouts technologiques majeurs.

Elle est dotée d’une capacité de modulation, c’est-à-dire de montée en puissance, de 50 MW par minute. Elle peut compenser des déséquilibres sur le réseau en un temps record.
Sa puissance de 875 MW est la plus importante des centrales gaz du pays. Elle est conçue pour produire entre 4,4 et 5,3 TWh par an, l’équivalent de la consommation de plus d’un million de ménages (la Belgique compte 5,2 millions de ménages).
Son rendement de 63 % est l’un des plus élevés au monde, dépassant de 5 à 10 % celui des CCGT actuelles grâce à une chaudière de récupération de vapeur d’une taille exceptionnelle.
Elle permet d’économiser 20% de gaz à production égale d’électricité. Cela se traduit par une baisse des coûts et des émissions de CO₂ par rapport à une centrale classique.
Elle pourra à l’avenir faire appel à la capture de CO₂ ou brûler des gaz verts, tels que l’hydrogène, le biogaz ou le méthane de synthèse.

A Vilvoorde, l'un des plus grands parcs de batteries d'Europe

A Vilvoorde, en périphérie de Bruxelles, ENGIE exploite deux batteries géantes de 100 MW / 400 MWh chacune. C’est l’un des plus grands parcs de batteries d’Europe continentale. Pilotées par un algorithme, celles-ci optimisent en temps réel la charge et la décharge pour stabiliser le réseau et intégrer davantage d’énergies renouvelables.

Récemment retenu dans le cadre d’une enchère, le nouveau projet de batterie de Drogenbos, également proche de Bruxelles, va renforcer la flexibilité journalière. Ce futur système de stockage (80 MW / 320 MWh), composé de 88 modules, pourra injecter de l’électricité pendant quatre heures, soit l’équivalent de la consommation quotidienne de près de 38 400 foyers. Les travaux débuteront en mars 2026 pour une mise en service prévue en septembre 2027.

Après Vilvoorde (200 MW / 800 MWh) et Kallo (100 MW / 400 MWh), Drogenbos portera la capacité totale d’ENGIE à près de 400 MW de stockage par batterie en Belgique.

Comment le système belge du « CRM » soutient le développement des actifs flexibles

Pour assurer la résilience du réseau électrique, le régulateur belge a mis en place le Capacity Remuneration Mechanism (CRM) ou mécanisme de rémunération de capacité. Ce dispositif garantit des revenus aux acteurs capables de fournir de l’électricité en période de pointe.

Les capacités concernées sont associées à des contrats jusqu’à 15 ans avec le gestionnaire du réseau électrique belge, Elia. Ce dernier rémunère leur disponibilité et offre aux producteurs une rémunération prévisible. Son objectif : encourager le développement de capacités ultra-réactives, mobilisables à tout moment pour assurer la stabilité du réseau électrique.

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