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Point 16 sur 30

Énergie

Principe fondamental : l'énergie, c'est la prospérité. Les pays riches qui produisent peu d'énergie n'existent pas. La Belgique consomme chaque année environ 358 TWh d'énergie finale (2024), dont seulement environ 21 % d'électricité.

Principe fondamental : l'énergie, c'est la prospérité. Les pays riches qui produisent peu d'énergie n'existent pas. La Belgique consomme chaque année environ 358 TWh d'énergie finale (2024), dont seulement environ 21 % d'électricité. Le reste est en grande partie fossile : produits pétroliers, gaz naturel, mazout. HART veut éliminer progressivement tous les combustibles fossiles. Cela signifie non seulement produire plus d'électricité, mais électrifier l'ensemble du système énergétique. La bonne nouvelle : l'électrification est 3 à 6 fois plus efficace que la combustion. Les pompes à chaleur (COP de 3 à 4) remplacent les chaudières au gaz avec un quart à un tiers de l'énergie. Les voitures électriques roulent avec un quart à un sixième de l'énergie d'un diesel. La consommation totale d'énergie tombe ainsi à environ 250 TWh, tandis que la demande d'électricité double pour atteindre 155 à 170 TWh. Complétée par 57 à 100 TWh de molécules propres (hydrogène, e-kérosène) pour ce qui ne peut pas être électrifié. Cela doit se faire en deux phases. Phase 1 (jusqu'en 2040) : développer les réseaux, décupler le stockage, accélérer le renouvelable et rendre la consommation flexible. Phase 2 (2035-2050) : le nucléaire comme colonne vertébrale de la charge de base, avec de nouveaux réacteurs qui augmentent structurellement la production. Une entreprise énergétique publique garde les bénéfices chez le citoyen. Une électricité bon marché et fiable n'est pas un luxe. C'est la condition d'existence de notre industrie, de nos emplois, de notre avenir dans l'IA et de notre climat. Qui défendait la sortie du nucléaire défendait la désindustrialisation. En 2025, le Parlement a supprimé la sortie légale du nucléaire. La mission est de construire, et vite. Tout à la fois.

La Belgique a un problème énergétique structurel bien plus grand que la plupart des responsables politiques n'osent le dire. La consommation finale d'énergie s'élevait à environ 358 TWh en 2024 (usage énergétique). Sur ce total, l'électricité ne représente qu'environ 77 TWh (environ 21 %). Le reste est en grande partie fossile : produits pétroliers environ 140 TWh (surtout transport et mazout) et gaz naturel environ 101 TWh (chauffage et industrie). Des 80,1 TWh d'électricité que la Belgique a consommés au total en 2025 (pertes de réseau comprises), nous n'en avons produit nous-mêmes qu'environ 66 TWh. Nous importons la différence, surtout de France et des Pays-Bas : en 2025, 14 TWh nets. Dans le même temps, la demande explose : les centres de données, les voitures électriques, les pompes à chaleur et l'électrification industrielle feront plus que doubler la demande d'électricité d'ici 2050, à 155-170 TWh (EnergyVille PATHS2050 ; Elia Blueprint). Elia met en garde : à politique inchangée, les importations d'électricité montent à 50-60 TWh en 2036.

Mais la vraie histoire ne concerne pas seulement l'électricité. Si la Belgique veut éliminer progressivement tous les combustibles fossiles, plus de 240 TWh de gaz, de pétrole et de diesel doivent être remplacés. La bonne nouvelle : grâce au bond d'efficacité de l'électrification (les pompes à chaleur sont 3 à 4 fois plus efficaces que les chaudières au gaz, les VE 4 à 6 fois plus efficaces que les moteurs à combustion), la consommation totale d'énergie tombe à environ 250 TWh (PATHS2050). Mais cela exige que la production d'électricité double, complétée par 57 à 100 TWh d'importations de molécules propres (hydrogène, e-kérosène, ammoniac) pour l'aviation, la navigation et l'industrie lourde, qui ne peuvent pas être électrifiées.

Pendant ce temps, un ménage belge paie l'un des prix de l'électricité les plus élevés de l'UE : 0,3499 €/kWh au second semestre 2025, soit environ 21 % au-dessus de la moyenne de l'UE (au premier semestre 2025, 0,3571 €/kWh, le deuxième prix le plus élevé de l'UE). Un ménage belge sur cinq connaît une forme de précarité énergétique. Une entreprise belge de taille moyenne paie environ 157 €/MWh (hors TVA, second semestre 2025), soit environ 30 % de plus qu'en France (121 €/MWh), dont les fournisseurs ont livré jusqu'à fin 2025, via le mécanisme régulé ARENH, de l'électricité nucléaire à 42 €/MWh. Cet écart compte : un écart de prix de l'énergie de 10 % plus élevé entre deux pays entraîne 3,2 % de rachats industriels en plus vers le pays le moins cher. En Allemagne, avec l'un des prix de l'électricité les plus élevés d'Europe, 51 % des grandes entreprises industrielles envisagent de réduire leur production ou de la délocaliser. BASF ferme des installations à Ludwigshafen et a mis en service en 2026 un nouveau site de 8,7 milliards d'euros en Chine.

Le 15 mai 2025, la Chambre a supprimé la sortie légale du nucléaire, par 102 voix pour, 8 contre et 31 abstentions. C'était la première étape. Mais l'urgence n'attend pas le béton. Dans son étude d'adéquation et de flexibilité, Elia projetait que la demande belge d'électricité passerait de 82,9 TWh (2022) à 132,9 TWh d'ici 2035, une hausse de 60 %. Les voitures électriques, les pompes à chaleur, les centres de données et l'électrification industrielle demandent toujours plus d'électricité, alors que la Belgique importe de l'électricité nette chaque année depuis 2023. De nouveaux grands réacteurs ne seront opérationnels que vers 2040-2044 (les projets EPR européens ont duré 15 à 18 ans). Le pont vers cette échéance doit être construit avec ce qui peut l'être vite : réseaux, stockage, renouvelable et un système de consommation flexible. En même temps, la construction nucléaire neuve doit démarrer sous la première législature, pour que la charge de base soit là quand la demande dépassera 140 TWh.

Les faits

Indicateur Belgique Contexte
Production d'électricité 2025 ±66 TWh (nationale) Consommation : 80,1 TWh. Importations nettes : 14 TWh
Mix électrique 2025 Nucléaire 34 %. Éolien et solaire 34 %. Gaz 19 % 2024 : nucléaire 41,3 % de la production brute ; baisse après la fermeture de 3 réacteurs en 2025
Capacité nucléaire 2.064 MWe (Doel 4 + Tihange 3) Était de près de 6 GWe. Plus de 3,8 GWe fermés (2022-2025)
Prix de l'électricité pour les ménages 0,3499 €/kWh (S2 2025) Moy. UE : 0,2896 €. FR : 0,2561 €. 3e plus cher de l'UE (S1 2025 : 0,3571 €, 2e plus cher)
Prix de l'électricité pour l'industrie 157 €/MWh (entreprises moyennes, 2-20 GWh/an, hors TVA, S2 2025) FR : 121 €/MWh. DE : 192 €/MWh. Moy. UE : 160 €/MWh. FR a livré jusqu'à fin 2025 de l'électricité nucléaire ARENH à 42 €/MWh
Dépendance énergétique 75 % d'importations (2024) Moy. UE : 57 %. Quasi tout le pétrole et le gaz sont importés
Précarité énergétique 19,7 % des ménages (2024) Année de crise 2022 : 21,8 %. Wallonie 29,2 %, Bruxelles 28,2 %, Flandre 16,4 %
Consommation d'électricité par habitant ±6.750 kWh/an (2025) 80,1 TWh de consommation pour 11,9 millions d'habitants
Éolien offshore 2.262 MW (depuis 2020) Zone Princesse Élisabeth (+3,5 GW) retardée pendant des années ; île énergétique prévue pour 2031
Solaire 11,6 GW installés ; 10,1 TWh (2025) Facteur de charge : environ 10 %
Projection de la demande d'électricité 2050 155-170 TWh (PATHS2050/Elia) Doublement par rapport à 2024. Plus 57-100 TWh de molécules propres
Consommation finale totale d'énergie 2024 ±358 TWh (usage énergétique) Environ 21 % d'électricité. Environ deux tiers de fossile
Consommation finale totale d'énergie 2050 ±250 TWh (PATHS2050) Baisse grâce aux gains d'efficacité de l'électrification
Importations d'électricité 2036 (Elia) 50-60 TWh à politique inchangée 70-90 TWh d'importations d'ici 2050

Sources : Elia (mix électrique 2025 ; étude d'adéquation et de flexibilité ; Blueprint 2035-2050) ; Eurostat (prix 2025, bilan énergétique, dépendance aux importations) ; SPF Économie (parc nucléaire, précarité énergétique) ; Fondation Roi Baudouin (Baromètre de la précarité énergétique) ; Statbel (population).

Que coûte réellement un MWh ?

HART veut une électricité bon marché. Il faut alors être honnête sur ce que coûte réellement chaque technologie, y compris les coûts cachés qui figurent rarement dans les gros titres.

Technologie LCOE centrale (par MWh) Coût système (€/MWh) Remarque
Éolien terrestre 37-86 $ +5-10 € (réseau, équilibrage) La production nouvelle la moins chère. Croît trop lentement : 3,6 GW sur terre fin 2025
Solaire (grande échelle) 38-78 $ +5-15 € (stockage pour la nuit) Très bon marché, mais facteur de charge en Belgique de seulement environ 10 %. Efficace uniquement avec stockage
Solaire en toiture (petit) 57-120 € (Allemagne) Faible en autoconsommation Plus cher par MWh que les grandes installations, mais peu de coûts de réseau supplémentaires. Idéal pour l'autoconsommation
Éolien offshore 70-157 $ +15-30 € (réseau, île, back-up) Appel d'offres PEZ relancé sans plafond de prix. Coût système : Ventilus ±1,6 Md €, île PEZ de 2,2 à ±7 Mds €
Nucléaire existant (prolongation) 50-70 € Faible (réseau existant) De loin la charge de base la moins chère. Investissement BE-NUC : 1,6-2 Mds € pour 10 ans
Nouveau nucléaire (EPR Europe) 280-470 € Faible (réseau existant) Données de projets BNEF : Olkiluoto 3 ±300 $/MWh, Flamanville ±350 $/MWh, Sizewell C ±400 $/MWh, Hinkley Point C ±500 $/MWh. Chaque projet massivement hors budget et hors délais
Nouveau nucléaire (Corée du Sud/EAU) 50-70 € Faible ±2.200 $/kW de coût de construction en Corée du Sud, environ un quart de l'EPR. Barakah (EAU, 4 × APR-1400) fournit un quart de l'électricité du pays. La construction en série fonctionne
Gaz naturel (CCGT) 48-109 $ Faible Construction rapide, mais fossile. Le prix du CO₂ fait grimper les coûts
Stockage par batteries (4 heures) 78 $ Sans objet (est lui-même un coût système) BNEF, 2025 : -27 % en un an. Crucial pour la gestion des pics

LCOE centrale : le coût de production de l'électricité à la centrale. Coût système : les coûts supplémentaires de réseau, de stockage et de back-up nécessaires pour acheminer cette électricité de manière fiable jusqu'au consommateur. Les montants en dollars sont des estimations américaines hors subventions. Sources : Lazard LCOE+ 2025 (éolien, solaire, gaz), Fraunhofer ISE 2024 (solaire en toiture), BNEF (nouveau nucléaire, batteries), AIE/AEN 2020 (Corée du Sud), Elia.

La leçon : l'éolien terrestre et le solaire sont les moins chers (37 à 86 $/MWh). L'éolien offshore est plus cher (70 à 157 $/MWh) et exige des milliards d'infrastructures de réseau. Prolonger le nucléaire existant est la charge de base la moins chère (50 à 70 €/MWh). Construire du nouveau nucléaire à la manière des EPR européens est un fiasco financier : chaque EPR européen a massivement dépassé son budget, avec des LCOE de 300 à 500 $/MWh (BNEF). Mais le nucléaire n'est pas intrinsèquement trop cher. La Corée du Sud construit des réacteurs pour environ 2.200 $/kW (un quart des coûts européens) grâce à la construction en série : 8 à 12 réacteurs du même design, une chaîne d'approvisionnement continue, des effets d'apprentissage. Le projet Barakah aux EAU (construit par la Corée du Sud) fournit environ un quart de l'électricité du pays. Le mix énergétique le moins cher est donc : éolien terrestre + solaire sur les toits, les parkings et les terrains d'entreprise + stockage pour le court terme, prolonger au maximum le nucléaire existant, et construire de nouveaux réacteurs en série sur le modèle sud-coréen, pas comme des prototypes européens uniques.

1. Le pont vers 2040 : ce qui doit d'abord être construit

Position : La Belgique a un déficit d'électricité qui grandit chaque année. L'électrification du transport, du chauffage et de l'industrie n'attend pas de nouvelles centrales nucléaires. Elia projette +60 % de demande d'électricité d'ici 2035 (82,9 → 132,9 TWh). En même temps, la construction d'un nouveau grand réacteur en Europe prend 15 à 18 ans (Flamanville : 17 ans, Olkiluoto : 18 ans, Hinkley Point C : décision d'investissement en 2016, première électricité seulement en 2030). Même si la Belgique commençait à construire demain, un nouveau réacteur ne fournirait de l'électricité que vers 2040-2044. La question n'est donc pas de savoir SI nous avons besoin du nucléaire (oui), mais ce que nous faisons pendant les 15 années qui précèdent.

La réponse est triple : réseaux, stockage et renouvelable. Ce sont les seules technologies qui peuvent monter en échelle assez vite pour absorber la vague d'électrification des 10 à 15 prochaines années. Ce n'est pas un choix idéologique, c'est une réalité de calendrier de construction.

Ce que nous allons faire :

  • Accélérer le développement du réseau électrique. La ligne à haute tension Ventilus (380 kV, environ 1,6 milliard d'euros selon Elia) est une priorité nationale. Sans Ventilus, la zone Princesse Élisabeth (+3,5 GW d'éolien offshore) ne peut pas être raccordée. Le plan régional d'exécution spatiale a été définitivement arrêté en mars 2024 ; la ligne doit être construite sans nouveau report. HART veut un cadre légal dans lequel la sécurité énergétique nationale prévaut sur les objections locales, avec une compensation équitable pour les riverains (droit de rachat des habitations, indemnité pour moins-value).
  • Décupler le stockage d'énergie. Le plus grand stockage de Belgique est la centrale de pompage-turbinage de Coo-Trois-Ponts (1.160 MW). S'y ajoutent des parcs de batteries : ENGIE Vilvorde (200 MW/800 MWh, pleinement en service depuis novembre 2025), GIGA Storage Green Turtle (700 MW/2.800 MWh, en construction, prévu pour 2028) et ENGIE Kallo (100 MW/400 MWh, prévu). Via le mécanisme de rémunération de capacité (CRM), une capacité de batteries supplémentaire a été contractée. C'est un début, mais cela ne suffit pas. HART veut 5 GW de capacité de stockage d'ici 2035, un mix de stockage par batteries pour les pics quotidiens et de stockage de longue durée (air comprimé, hydrogène) pour les périodes de Dunkelflaute.
  • Accélérer le renouvelable comme capacité de transition, avec les technologies les moins chères en tête. L'éolien terrestre (37 à 86 $/MWh) et le solaire (38 à 78 $/MWh pour les grandes installations) sont moins chers que l'éolien offshore (70 à 157 $/MWh de LCOE centrale, plus des milliards de coûts de réseau). Pourtant, c'est précisément là que le développement est trop lent : fin 2025, la Belgique entière ne comptait que 3,6 GW d'éolien terrestre. HART veut tripler l'éolien terrestre et rendre les panneaux solaires obligatoires sur chaque nouvel entrepôt, hall industriel et parking. Pas de parcs solaires sur des terres agricoles fertiles. L'éolien offshore (zone Princesse Élisabeth, +3,5 GW) reste nécessaire pour le volume, mais ce n'est pas la voie la moins chère, et les coûts système (Ventilus ±1,6 Md €, île PEZ ±7 Mds €) doivent être honnêtement intégrés dans le prix.
  • La consommation flexible comme quatrième pilier. Les compteurs intelligents, les tarifs dynamiques et le pilotage de la demande peuvent aplanir les pics sans production supplémentaire. HART veut que chaque ménage belge dispose d'un compteur intelligent d'ici cinq ans, avec un opt-in pour des tarifs dynamiques qui offrent une électricité moins chère en dehors des pics.

Éprouvé : Danemark : plus de 80 % d'électricité renouvelable, grâce à un éolien massif et à des interconnexions avec la Norvège et la Suède. Mais dépendant de l'hydroélectricité scandinave comme back-up, ce que la Belgique n'a pas. Australie : l'Australie-Méridionale tire environ trois quarts de son électricité du vent et du soleil (2024-2025), avec la batterie Hornsdale (150 MW/194 MWh, la plus grande du monde à son ouverture en 2017). Californie : de moins de 0,7 GW de stockage par batteries en 2019 à plus de 21 GW en 2026, qui absorbent le soir une grande partie du pic. Belgique : Coo-Trois-Ponts (1.160 MW), ENGIE Vilvorde (200 MW, en service depuis 2025), GIGA Green Turtle (700 MW, prévu pour 2028).

2. Nucléaire : prolonger et construire de nouveaux réacteurs

Position : Le 15 mai 2025, la Chambre a supprimé la sortie légale du nucléaire, par 102 voix pour, 8 contre et 31 abstentions. La loi du 17 mai 2025 a supprimé aussi bien l'interdiction de nouvelles centrales nucléaires que le calendrier de fermeture obligatoire. C'est ce que HART a toujours défendu. HART veut en plus 4 GWe de nouvelle capacité nucléaire.

La prolongation de la durée de vie de Doel 4 et Tihange 3 a été finalisée via l'accord de transaction avec Engie (13 décembre 2023), l'approbation de la Commission européenne (21 février 2025) et le closing (14 mars 2025). La coentreprise 50/50 BE-NUC entre l'État belge et Electrabel (filiale d'Engie) exploite les deux réacteurs pendant dix ans à partir de leur redémarrage, jusqu'à environ 2035 et au plus tard fin 2037. Engie verse à l'État un montant fixe de 15 milliards d'euros, par lequel les obligations relatives aux futurs déchets nucléaires passent à l'État.

Mais les dégâts de la sortie du nucléaire sont énormes. Cinq réacteurs totalisant plus de 3,8 GWe sont définitivement fermés : Doel 3 (sept. 2022), Tihange 2 (janv. 2023), Doel 1 (fév. 2025), Tihange 1 (sept. 2025), Doel 2 (nov. 2025). La part du nucléaire est passée de 41,3 % de la production brute (2024) à 34 % (2025). La Belgique est importatrice nette d'électricité chaque année depuis 2023 ; en 2025, 10 TWh nets sont venus de France. L'ironie : nous fermons nos réacteurs et nous achetons ceux des voisins.

Ce que nous allons faire :

  • Prolonger Doel 4 et Tihange 3 jusqu'en 2045. Pas seulement jusqu'en 2035. Une prolongation de dix ans est trop courte. Dans le monde, des prolongations à 60 ans (États-Unis) et même à 80 ans sont courantes. HART veut que BE-NUC entame immédiatement la préparation d'une exploitation jusqu'en 2045.
  • Construire de nouveaux grands réacteurs pour 4 GWe (avec l'APR-1000, cela fait quatre), mais pas à la manière des EPR européens. 4 GWe de nouvelle construction sont nécessaires pour la charge de base après 2040. Mais le bilan européen est dramatique. Chaque projet EPR en Europe a massivement dépassé son budget et ses délais : Hinkley Point C de 18 milliards de livres à 35 milliards de livres en prix de 2015, Flamanville de 3,3 milliards d'euros à 23,7 milliards d'euros (7 fois l'estimation), Olkiluoto 3 de 3 milliards d'euros à 11 milliards d'euros. BNEF estime le LCOE réel à 300 à 500 $/MWh par projet. À titre de comparaison : l'éolien et le solaire terrestres se situent à 37-86 $/MWh. Pourquoi l'Europe est-elle si chère ? Des coûts first-of-a-kind (l'EPR était un design non éprouvé), pas de construction en série (chaque centrale est un prototype), la perte de capacité industrielle nucléaire après des décennies sans construire, et des règles de marchés publics complexes. Mais le nucléaire n'est pas intrinsèquement trop cher. La Corée du Sud construit des réacteurs pour environ 2.200 $/kW, un quart des coûts européens, en environ 6 ans. Son secret : la construction en série de 8 à 12 réacteurs du même design, une chaîne d'approvisionnement continue et des effets d'apprentissage. Le projet Barakah aux EAU (construit par KHNP) fournit environ un quart de l'électricité du pays. La France mise donc sur la construction en série avec le programme « Nouveau Nucléaire » (6 EPR2, avec une option sur 8 de plus). HART veut donc un partenariat avec une technologie éprouvée et efficace en coûts : l'APR-1000 (KHNP/Corée du Sud) en premier choix, l'AP1000 (Westinghouse) ou l'EPR2 (EDF) en alternative. La Belgique rejoint un programme européen de flotte là où c'est possible, afin que les avantages de la construction en série s'appliquent aussi à nous. La construction doit démarrer sous la première législature, avec une première production d'électricité réaliste vers 2040-2044. Et la leçon de la prolongation de la durée de vie (BE-NUC : 1,6 à 2 milliards d'euros d'investissement pour 10 ans de charge de base fiable à 50 à 70 €/MWh) prouve que le nucléaire existant est de loin l'option la moins chère. Donc : prolongation jusqu'en 2045 en première priorité, nouvelle construction en deuxième.
  • Lancer un projet pilote de SMR. Les petits réacteurs modulaires (Small Modular Reactors, 300 à 470 MWe) sont idéaux pour les clusters industriels et les centres de données. Le Canada construit le premier SMR occidental (BWRX-300) à Darlington. Le Royaume-Uni a choisi Wylfa pour le SMR de Rolls-Royce. HART veut que la Belgique sélectionne un site pilote pour un SMR. De préférence près du SCK CEN à Mol ou sur un site industriel du port d'Anvers.
  • Gérer les déchets nucléaires de manière responsable. Pour les déchets de faible activité, un stockage en surface verra le jour à Dessel. Pour les déchets de haute activité, le stockage géologique profond dans l'argile de Boom est la solution de référence. HART veut que le choix du site soit finalisé sous la première législature. Les coûts de démantèlement (environ 5,3 milliards d'euros au total) et les provisions (fonds Synatom de plus de 10 milliards d'euros) sont couverts.
  • Investir dans la fusion nucléaire et la Génération IV. Des entreprises privées comme Commonwealth Fusion Systems construisent des tokamaks de démonstration (SPARC) censés démontrer une énergie de fusion nette. HART veut que la Belgique investisse structurellement dans la recherche sur la fusion et la technologie de Génération IV. Pas en remplacement de la fission, mais comme complément à long terme. (Voir la section 8 pour MYRRHA, une installation de recherche, pas un producteur d'électricité.)

Éprouvé : Corée du Sud/EAU : Barakah (4 × APR-1400, 5.600 MWe), construit par KHNP, fournit environ un quart de l'électricité des EAU ; en Corée du Sud même, un réacteur coûte ±2.200 $/kW (AIE/AEN). La construction en série fonctionne. France : 57 réacteurs, ±65-75 % de l'électricité. « Nouveau Nucléaire » : 6 réacteurs EPR2 en série, avec une option sur 8 de plus (72,8 Mds € pour les 6 premiers, estimation d'EDF de décembre 2025). Jusqu'à fin 2025, le prix régulé de charge de base le plus bas de l'UE via l'ARENH. Chine : environ 60 réacteurs en exploitation et plus de 30 en construction (2026). Durée de construction ±6 ans, coût ±2.500-3.500 $/kW. Construction en série de designs standardisés, 10+ autorisations par an. Bilan des EPR européens : Hinkley Point C : 18 Mds £ → 35 Mds £ (prix 2015), première électricité seulement en 2030, LCOE ±500 $/MWh (BNEF). Flamanville : 3,3 Mds € → 23,7 Mds €, LCOE ±350 $/MWh. Olkiluoto 3 : 3 Mds € → 11 Mds €, LCOE ±300 $/MWh. Chaque projet first-of-a-kind, pas de construction en série, pas d'effets d'apprentissage. Belgique : la Chambre a voté, le 15 mai 2025, par 102 voix contre 8, la suppression de la sortie du nucléaire. Prolongation de la durée de vie BE-NUC : 1,6-2 Mds € pour 10 ans de charge de base à 50-70 €/MWh.

3. L'explosion de la demande d'électricité : IA, centres de données et électrification complète

Position : La révolution électrique a commencé, et la Belgique n'y est pas prête. L'AIE projette que la consommation mondiale des centres de données passera d'environ 415 TWh (2024) à 945 TWh d'ici 2030, autant que la consommation totale d'électricité du Japon. Google et Microsoft consomment chacun individuellement plus d'électricité que des pays comme la Jordanie ou le Ghana (environ 24 TWh chacun en 2023) ; avec Amazon et Meta, les quatre géants de la tech dépassent largement 100 TWh par an.

En Belgique, les demandes de raccordement de centres de données auprès d'Elia ont presque été multipliées par NEUF depuis 2022. Microsoft construit des centres de données Azure autour de Bruxelles. Google a investi des milliards à Saint-Ghislain depuis 2007 et a encore annoncé en octobre 2025 5 milliards d'euros supplémentaires pour 2026-2027. Fin 2025, pour 2034, plus du double de ce que prévoyaient les plans fédéraux de réseau était déjà réservé. En même temps, le transport doit s'électrifier, les pompes à chaleur doivent remplacer les chaudières au gaz, et l'industrie doit se reconvertir (ArcelorMittal Gand exige à lui seul une énorme quantité d'électricité supplémentaire pour ses fours à arc électrique DRI). Selon le Blueprint d'Elia, à politique inchangée, les importations d'électricité montent à 50-60 TWh en 2036 et à 70-90 TWh en 2050.

La conclusion est inéluctable : la Belgique doit plus que doubler sa production d'électricité. De ±66 TWh (2025) à 155-170 TWh d'électricité directe, plus des dizaines de TWh pour la production d'hydrogène et l'exportation. En une génération. Et ce n'est que le volet électricité : il faut en outre importer 57 à 100 TWh de molécules propres pour l'aviation, la navigation et l'industrie lourde. Le renouvelable seul ne peut pas fournir cela. L'éolien et le solaire ont des facteurs de charge de respectivement 34 à 40 % (offshore) et environ 10 % (solaire), contre 85 à 87 % pour le nucléaire. La Belgique connaît en moyenne trois périodes de Dunkelflaute par an, le chiffre le plus élevé d'Europe, surtout entre novembre et janvier ; en Europe, 41 % de ces périodes durent plus de trois jours (Wood Mackenzie, 2025). Pendant une Dunkelflaute, l'électricité doit venir du stockage, des importations et, à court terme, du gaz. Le nucléaire ne résout pas la Dunkelflaute (les réacteurs tournent toujours, quel que soit le temps), mais il fournit la charge de base constante qui augmente structurellement le volume total de production et réduit la dépendance aux importations.

Ce que nous allons faire :

  • Établir un Plan national de l'électricité, dans le cadre du seul Plan fédéral énergie-climat (art. 28 de la Constitution HART), avec des objectifs de production contraignants : 120 à 130 TWh de production nationale d'ici 2035, 160 à 170 TWh d'ici 2040, 190 à 210 TWh d'ici 2050 (production d'hydrogène comprise). Par technologie : le nucléaire comme charge de base (±15 TWh par an de Doel 4 et Tihange 3, ±30 TWh par an dès que les 4 GWe de nouvelle construction tourneront, et jusqu'à ±45 TWh les années où les deux tournent ensemble), le renouvelable et le stockage pour le reste de la demande, les centrales au gaz uniquement comme capacité de secours pendant la transition. En outre, une trajectoire de sortie du fossile : part du fossile dans le mix énergétique total sous 60 % d'ici 2035, sous 40 % d'ici 2040, zéro net d'ici 2050 (réduction de 85 à 90 %, le reste via le CCS ; conformément à la loi européenne sur le climat).
  • Accélérer les procédures de permis pour les infrastructures énergétiques stratégiques à maximum 2 ans (au lieu de 5 à 10 ans). La ligne à haute tension Ventilus (environ 1,6 milliard d'euros, nécessaire pour l'éolien offshore) a accumulé les retards pendant des années. HART veut un cadre légal dans lequel la sécurité énergétique nationale prévaut sur les objections locales. Avec une compensation équitable pour les riverains.
  • Positionner la Belgique comme hub européen des centres de données, mais seulement si la production d'électricité suit. Pas d'approbation de nouveaux grands centres de données sans garantie d'un approvisionnement propre en électricité bas carbone (nucléaire ou contrat à long terme en renouvelable).

Éprouvé : AIE (avril 2025) : consommation mondiale des centres de données : 415 TWh (2024) → 945 TWh (2030). La consommation des serveurs IA croît de 30 % par an. États-Unis : la consommation des centres de données passe de 185 à 430 TWh d'ici 2030. Microsoft, Google et Amazon signent des contrats avec des centrales nucléaires pour l'électricité de l'IA. Elia (sept. 2024), Belgian Electricity System Blueprint : importations d'électricité à politique inchangée 50-60 TWh (2036), 70-90 TWh (2050). Étude Dunkelflaute Belgique (Journal of Applied Meteorology and Climatology, 2024) : le renouvelable ne peut couvrir la consommation horaire moyenne que 11 % du temps.

4. Électricité bon marché = prospérité : la leçon que la Belgique doit apprendre

Position : Il n'existe aucun pays riche au monde qui produise peu d'énergie. La corrélation entre électricité bon marché et prospérité économique n'est pas fortuite. Elle est causale. Une étude académique portant sur 41 pays montre qu'un écart de prix de l'énergie de 10 % plus élevé entre deux pays conduit à 3,2 % de rachats industriels en plus vers le pays le moins cher (Journal of Environmental Economics and Management, 2024). Le rapport sur la compétitivité européenne pour la Commission européenne (2024) constate que les entreprises européennes paient l'électricité 2 à 3 fois plus cher que leurs concurrents américains.

Les pays qui combinent abondance énergétique et prospérité partagent une caractéristique : un investissement public massif dans la production de charge de base. La Norvège, l'un des pays les plus riches du monde : près de 90 % d'hydroélectricité et plus de 23 MWh de consommation d'électricité par habitant et par an, presque le double des États-Unis. L'Islande : quasi 100 % d'électricité renouvelable (hydroélectricité et géothermie) et environ 50 MWh par habitant et par an, le chiffre le plus élevé au monde. Trois fonderies d'aluminium, installées là pour l'électricité bon marché, représentent environ un tiers des exportations de marchandises. La France : 57 réacteurs fournissent environ 65 à 75 % de l'électricité ; jusqu'à fin 2025, elle a livré via l'ARENH de l'électricité nucléaire à 42 €/MWh, le prix régulé de charge de base le plus bas de l'UE. La Suède : nucléaire + hydroélectricité + éolien = environ 98 % de production bas carbone. Le Québec : l'hydroélectricité fournit l'électricité industrielle la moins chère d'Amérique du Nord.

Le contre-modèle, c'est l'Allemagne : l'un des prix de l'électricité pour les ménages les plus élevés de l'UE (0,3869 €/kWh au second semestre 2025). 51 % des entreprises industrielles de plus de 500 salariés envisagent de réduire leur production ou de la délocaliser (DIHK, 2024). En 2024, 196.100 entreprises ont fermé leurs portes, le chiffre le plus élevé depuis 2011 (ZEW et Creditreform). BASF ferme depuis 2023 des installations de production à Ludwigshafen et a mis en service en 2026 un nouveau site de 8,7 milliards d'euros à Zhanjiang, en Chine. Volkswagen supprime d'ici 2030 plus de 35.000 emplois en Allemagne. L'économie allemande s'est contractée en 2023 (-0,9 %) et à nouveau en 2024 (-0,5 %) (Destatis, chiffres révisés de 2025). La Belgique, avec l'un des prix de l'électricité les plus chers d'Europe, risque de suivre le même chemin.

Ce que nous allons faire :

  • Un plafond légal sur le prix de l'électricité pour l'industrie stratégique. Sur le modèle français (ARENH) : un prix de charge de base garanti pour les entreprises énergivores qui investissent en Belgique et y créent des emplois. Financé par les revenus de la production nucléaire. Pas par des subsides.
  • Soumettre chaque investissement dans la production d'énergie à la question : cela rend-il l'électricité moins chère ? Pas de subsides pour les technologies qui rendent l'électricité plus chère. Mais investir dans les technologies qui réduisent le coût système : charge de base nucléaire, stockage, optimisation du réseau.
  • Publier un Indice annuel de compétitivité énergétique qui compare la Belgique aux 10 premiers pays industriels sur le prix de l'électricité, la fiabilité et l'intensité carbone. Les écarts sont publiquement motivés et corrigés.

Éprouvé : Norvège : près de 90 % d'hydroélectricité, plus de 23 MWh de consommation d'électricité par habitant et par an. Industrie de l'aluminium entièrement bâtie sur l'électricité bon marché. Fonds pétrolier public : ±2.000-2.100 Mds $ (±360.000 $ par habitant). Islande : quasi 100 % d'électricité renouvelable, environ 50 MWh par habitant et par an, centres de données attirés par l'électricité bon marché. France : 57 réacteurs ; jusqu'à fin 2025 de l'électricité nucléaire ARENH à 42 €/MWh, depuis 2026 un nouveau cadre avec un prix cible autour de 70 €/MWh. Allemagne : électricité des ménages à 0,3869 €/kWh (second semestre 2025). 51 % des grandes entreprises industrielles envisagent de réduire leur production ou de la délocaliser (DIHK, 2024). BASF : installations de Ludwigshafen fermées, 8,7 Mds € dans un nouveau site en Chine. 196.100 fermetures d'entreprises en 2024.

5. Une entreprise énergétique publique belge : des bénéfices pour le citoyen, pas pour Paris

Position : Les entreprises énergétiques les plus performantes au monde sont aux mains de l'État. EDF (France, 100 % État) : 57 réacteurs, chiffre d'affaires de 139,7 milliards d'euros (2023), EBITDA de 39,9 milliards d'euros. Statkraft (Norvège, 100 % État) : le plus grand producteur d'énergie renouvelable d'Europe, 66,3 TWh (2024), contribution à l'État norvégien de 29,7 milliards de couronnes norvégiennes (environ 2,5 milliards d'euros). Vattenfall (Suède, 100 % État) : 100 TWh de production, chiffre d'affaires d'environ 22 milliards d'euros, prévoit la construction de SMR à Ringhals. Ørsted (Danemark, 50,1 % État) : transformé d'entreprise fossile en plus grand producteur d'éolien offshore du monde.

Le marché belge de l'énergie est dominé par des multinationales étrangères. Engie Electrabel détient 66 % de la capacité de production (fin 2025). Luminus (filiale d'EDF) est le deuxième fournisseur. Les bénéfices partent à Paris, pas à Bruxelles. Alors que la Norvège a bâti, grâce aux revenus publics de l'énergie, un fonds souverain d'environ 2.000 à 2.100 milliards de dollars (environ 360.000 $ par habitant), la Belgique subventionne la facture d'énergie avec l'argent des contribuables.

Une entreprise énergétique publique est juridiquement possible en droit de l'UE. L'article 107 du TFUE autorise l'investissement public s'il satisfait au Market Economy Operator Test. Plusieurs pays de l'UE exploitent des entreprises publiques performantes sans enfreindre les règles de concurrence.

Ce que nous allons faire :

  • Créer une entreprise énergétique publique belge, sur le modèle de Statkraft/Vattenfall. L'entreprise produit et vend de l'énergie sur le marché aux prix du marché. Pas de subsides, pas de crédit public comme filet de sécurité. L'entreprise doit être rentable par ses propres moyens, conformément au point du programme HART Entreprises publiques (entreprises publiques rentables).
  • Les actifs nucléaires comme capital de départ. Via BE-NUC, la Belgique possède déjà 50 % de Doel 4 et Tihange 3. Les nouvelles capacités nucléaires deviennent la propriété de l'entreprise publique. Les bénéfices sont versés à un Fonds belge de l'énergie. Pas au budget général, mais affectés aux investissements dans la capacité de production et à la réduction de la précarité énergétique.
  • Laisser les citoyens et les communes co-investir. La Belgique dispose d'un réseau coopératif d'une force unique : Ecopower (environ 67.000 membres), SeaCoop (33 coopératives, 450 millions d'euros visant 20 % de participation citoyenne dans l'éolien offshore). HART veut que l'entreprise publique ouvre au minimum 20 % des nouveaux projets à la participation citoyenne. Les riverains profitent eux aussi des bénéfices.
  • Pas de nominations politiques. Le conseil d'administration est composé sur la base de l'expertise, pas de la carte de parti. Une autorité de surveillance indépendante veille à la discipline commerciale. La leçon d'EDF (17,9 milliards d'euros de pertes en 2022 à cause d'une sous-tarification imposée par le politique) doit être retenue.

Éprouvé : Statkraft (Norvège, 100 % État) : le plus grand producteur d'énergie renouvelable d'Europe. 66,3 TWh (2024). Contribution à l'État : 29,7 Mds NOK (±2,5 Mds €/an). Vattenfall (Suède, 100 % État) : 100 TWh de production, ±22 Mds € de chiffre d'affaires. Prévoit la construction de SMR. Ørsted (Danemark, 50,1 % État) : de DONG Energy (fossile) au plus grand producteur d'éolien offshore du monde. Fonds pétrolier norvégien : ±2.000-2.100 Mds $, ±360.000 $ par habitant, 25 % du budget national. Alaska Permanent Fund : 1.702 $ de dividende par habitant (2024) issu des revenus de l'énergie. EDF (France, 100 % État depuis 2023) : 57 réacteurs. Chiffre d'affaires de 139,7 Mds €. Avertissement : l'ingérence politique a conduit à 17,9 Mds € de pertes (2022) et 64,5 Mds € de dette.

6. Énergie renouvelable : un partenaire urgent, pas un remplacement

Position : HART soutient des investissements massifs dans l'énergie renouvelable. À court terme (jusqu'en 2040), le renouvelable, avec les réseaux et le stockage, est le seul moyen d'absorber la vague d'électrification. Les nouvelles centrales nucléaires ne fourniront de l'électricité que vers 2040-2044. D'ici là, le renouvelable DOIT faire le gros du travail. Mais le renouvelable ne peut pas remplacer complètement le nucléaire. Les faits sont clairs : pour fournir la même production annuelle que 1 GW de nucléaire (facteur de charge de 85 à 87 %), il faut 2,2 GW d'éolien offshore (facteur de charge de 34 à 40 %), 3,7 GW d'éolien terrestre (facteur de charge de 20 à 25 %) ou 8,5 GW de solaire (facteur de charge d'environ 10 %). Et même dans ce cas, on ne fournit pas d'électricité quand il n'y a pas de vent et que le ciel est couvert.

La Belgique connaît en moyenne trois périodes de Dunkelflaute par an, le chiffre le plus élevé d'Europe, surtout entre novembre et janvier ; en Europe, 41 % de ces périodes durent plus de trois jours (Wood Mackenzie, 2025). Une étude météorologique belge portant sur 41 ans de données météo (Journal of Applied Meteorology and Climatology, 2024) conclut que le renouvelable ne peut couvrir la consommation horaire moyenne que 11 % du temps. C'est pourquoi la combinaison est essentielle : renouvelable + stockage pour le court terme, nucléaire comme charge de base fiable pour le long terme.

L'extension de l'éolien offshore stagne. Les 2.262 MW en mer du Nord sont inchangés depuis 2020. La zone Princesse Élisabeth (+3,5 GW) a pris des années de retard : le premier appel d'offres a été arrêté en 2025 et, en 2026, préparé de nouveau avec un nouveau cadre (un seul contrat for difference, sans plafond de prix). La première phase de l'île énergétique qui raccorde la zone est prévue pour 2031, et la ligne à haute tension Ventilus (environ 1,6 milliard d'euros) a elle aussi accumulé des années de retard. L'éolien terrestre croît lui aussi trop lentement : fin 2025, la Belgique entière comptait 3,6 GW d'éolien terrestre. Cela doit changer radicalement si la Belgique veut survivre au pont vers la charge de base nucléaire.

Ce que nous allons faire :

  • Développer l'éolien offshore pour le volume, mais avec un calcul honnête des coûts. La zone Princesse Élisabeth doit être autorisée et construite. Objectif : 5,8 GW d'offshore dès que l'île énergétique sera en service, soit plus de 10 TWh supplémentaires par an. Mais l'éolien offshore n'est pas bon marché : le LCOE centrale (70 à 157 $/MWh) est plus élevé que celui de l'éolien terrestre ou du solaire, et les coûts système s'y ajoutent (Ventilus ±1,6 Md €, île PEZ ±7 Mds €, back-up pour la Dunkelflaute). Le coût tout compris se situe selon les estimations autour de 95 à 125 €/MWh. C'est encore inférieur au nouveau nucléaire européen à la manière des EPR (280 à 470 €/MWh), mais l'écart est plus petit que ne le suggère le LCOE centrale. Chaque GW d'éolien offshore exige un back-up flexible pour les périodes sans vent : stockage par batteries, pompage-turbinage (Coo), pilotage de la demande, et à court terme des centrales au gaz comme capacité de secours. Le nucléaire n'est pas un back-up (on n'allume pas et on n'éteint pas un réacteur à volonté), mais une charge de base complémentaire qui augmente structurellement le volume total de production.
  • Débloquer Ventilus. La ligne à haute tension de 380 kV est une priorité nationale. HART soutient une compensation équitable pour les riverains (droit de rachat des habitations, indemnité pour moins-value) mais n'accepte aucun nouveau report.
  • Stimuler l'énergie solaire sur les toits, pas sur les terres agricoles. Fin 2025, la Belgique avait 11,6 GW de solaire installés ; Elia en attend 33,6 GW d'ici 2035. HART veut que chaque nouvel entrepôt, hall industriel et parking soit obligatoirement équipé de panneaux solaires. Pas de parcs solaires sur des terres agricoles fertiles.
  • Communiquer honnêtement les facteurs de charge. Chaque document de politique énergétique doit mentionner, à côté de la capacité installée (GW), la production attendue (TWh) et le facteur de charge. Pas de comparaisons trompeuses entre nucléaire et renouvelable.

Éprouvé : Elia : éolien offshore belge : 2.262 MW, inchangé depuis 2020 ; éolien en mer et terrestre ensemble : 12,3 TWh en 2025. Facteur de charge offshore : 34-40 %. Étude Dunkelflaute Belgique (Journal of Applied Meteorology and Climatology, 2024) : le renouvelable ne couvre la consommation horaire moyenne que 11 % du temps. Wood Mackenzie (2025) : la Belgique compte en moyenne trois Dunkelflaute par an, le plus d'Europe. Elia : le solaire croît vers 33,6 GW (2035), mais le facteur de charge reste d'environ 10 %.

7. Technologie : CCS, hydrogène, stockage et décarbonation industrielle

Position : La Belgique a des atouts uniques en matière de décarbonation industrielle. Mais les projets se heurtent à des prix de l'énergie élevés et à l'incertitude réglementaire. Le consortium Antwerp@C (Air Liquide, BASF, Borealis, ExxonMobil, INEOS, TotalEnergies, Fluxys, Port of Antwerp-Bruges) prévoit un terminal d'exportation de CO₂ d'une capacité de 10 Mt de CO₂ par an, la moitié des émissions du port, avec une première phase de 2,5 Mt par an. Le projet Kairos@C de BASF et Air Liquide doit capter du CO₂ dans des usines existantes du port, avec plus de 365 millions d'euros de soutien du Fonds européen pour l'innovation et 260 millions d'euros d'aides d'État flamandes (approuvées par la Commission européenne en 2026). BASF a pourtant reporté en 2025 la décision d'investissement, parce que le business case ne boucle pas. Le CO₂ capté doit partir vers l'installation norvégienne Northern Lights.

Le réseau d'hydrogène est en construction : Fluxys hydrogen a été désigné en 2024 gestionnaire du réseau d'hydrogène pour 20 ans, avec un investissement dans le backbone de plus de 1,5 milliard d'euros. Le port d'Anvers-Bruges consomme déjà environ 500.000 tonnes d'hydrogène par an, le plus grand cluster du Benelux. Mais presque tout est de l'hydrogène gris. L'hydrogène vert coûte 5 à 8 €/kg, alors que l'investissement DRI d'ArcelorMittal de 1,1 milliard d'euros a besoin d'hydrogène à 2,5 à 3 €/kg pour être rentable. Cet investissement a été mis en attente en 2024.

Le projet Steelanol d'ArcelorMittal Gand (80 millions de litres d'éthanol/an à partir de gaz de haut fourneau, technologie LanzaTech, inauguré en déc. 2022) est menacé de fermeture parce que les règles de l'UE ne reconnaissent pas ses réductions d'émissions. Le projet Torero (bois de rebut transformé en biocharbon, -112.500 tonnes de CO₂/an) est confronté à des problèmes techniques.

Ce que nous allons faire :

  • Accélérer l'infrastructure CCS. Le terminal d'exportation Antwerp@C est une infrastructure stratégique. HART veut que les pouvoirs publics co-investissent dans le backbone et les raccordements, et pas seulement dans des subsides pour des projets individuels.
  • Développer le hub hydrogène Anvers-Bruges. Exploiter la position de la Belgique comme pays d'importation et de transit pour l'hydrogène. Le réseau Fluxys relie Zeebrugge, Gand et Anvers aux pays voisins. John Cockerill, une entreprise belge, est l'un des grands acteurs du marché mondial de l'électrolyse. HART veut que la Belgique n'importe pas seulement de l'hydrogène mais exporte aussi de la technologie d'électrolyse.
  • Étendre massivement le stockage d'énergie. Coo-Trois-Ponts (1.160 MW/6.450 MWh, ENGIE) est la plus grande installation de stockage de Belgique. Le marché des batteries croît rapidement : ENGIE Vilvorde (200 MW/800 MWh, l'une des plus grandes d'Europe à sa mise en service) et GIGA Storage Green Turtle (700 MW/2.800 MWh, prévu pour 2028). Via le CRM, une capacité de batteries supplémentaire a été contractée. Mais cela ne suffit pas pour des Dunkelflautes de plusieurs jours. Le nucléaire reste essentiel.
  • Sauver ArcelorMittal Gand. L'investissement DRI-EAF de 1,1 milliard d'euros (-3,9 Mt de CO₂/an) est en attente à cause des prix élevés de l'énergie et du coût de l'hydrogène. HART veut que cet investissement soit débloqué via des contrats d'électricité garantis de l'entreprise énergétique publique et une protection CBAM accélérée pour l'acier.

Éprouvé : Antwerp@C : terminal d'exportation de CO₂ de 10 Mt par an prévu. Kairos@C : plus de 365 M€ de soutien du Fonds pour l'innovation et 260 M€ d'aides d'État flamandes, décision d'investissement reportée. Norvège, Northern Lights : opérationnel depuis août 2025, phase 1 : 1,5 Mt par an, extensible à ≥5 Mt par an. Coo-Trois-Ponts : centrale de pompage-turbinage de 1.160 MW, pleine puissance en <2 minutes. Coût des batteries : ±70 $/kWh pour le stockage stationnaire (BNEF, 2025), forte baisse par rapport aux années précédentes. John Cockerill : acteur belge majeur du marché mondial de l'électrolyse.

8. Recherche énergétique et isotopes médicaux : une position mondiale belge

Position : La Belgique fait partie de l'élite mondiale absolue en recherche nucléaire et en isotopes médicaux. Une position qui a coûté des décennies d'investissement et que nous devons protéger et développer. Mais la recherche énergétique est plus large que le seul nucléaire. La transition énergétique exige des percées dans le stockage, la technologie de réseau et l'innovation en renouvelable. HART veut que la Belgique investisse sur tous les fronts. Le réacteur BR2 du SCK CEN à Mol fournit 25 à 65 % de la demande mondiale de Mo-99 (l'isotope médical le plus utilisé, selon la période de production) et a atteint un record de production en 2025 : de quoi traiter 13 millions de patients. Le BR2 produit aussi du lutétium-177 pour la thérapie du cancer de la prostate (montée en puissance vers 60.000 patients/an d'ici 2030) et des volumes records mondiaux de silicium dopé aux neutrons pour l'industrie des semi-conducteurs.

L'IRE (Institut national des Radioéléments) à Fleurus produit environ 20 % du Mo-99 mondial et est passé entièrement à l'uranium faiblement enrichi. L'IRE développe avec ASML le projet SMART : une production de Mo-99 sans déchets par faisceaux d'électrons, avec 52 millions d'euros de financement public et un lancement sur le marché prévu en 2028.

Le projet MYRRHA du SCK CEN sera la première installation de recherche à grande échelle au monde pilotée par un accélérateur de particules (Accelerator-Driven System, 1,6 milliard d'euros). MYRRHA est une installation de recherche sous-critique, pas un producteur d'électricité. Ses trois applications sont transformatrices : la recherche sur la transmutation (volume de déchets radioactifs réductible d'un facteur 100, période dangereuse ramenée de 300.000 à environ 300 ans), la production d'isotopes médicaux et les tests de matériaux pour les réacteurs à fusion. La phase 1 (MINERVA, accélérateur de 100 MeV) est en construction depuis 2024 ; l'installation complète est prévue dans les années 2030. Les moyens ne suffisent pas pour réaliser MYRRHA entièrement.

Ce que nous allons faire :

  • Augmenter structurellement le budget du SCK CEN. Un budget annuel d'environ 180 millions d'euros et plus de 800 collaborateurs sont insuffisants pour l'ambition. HART veut un doublement du financement public. Chaque euro investi dans la recherche nucléaire revient multiplié via les isotopes médicaux, la technologie des semi-conducteurs et la propriété intellectuelle.
  • Financer MYRRHA comme priorité nationale de recherche. L'État belge s'est engagé à hauteur de 558 millions d'euros (2019-2038), mais les moyens pour réaliser MYRRHA entièrement sont loin d'être suffisants. HART veut que le budget soit garanti, augmenté si nécessaire, et qu'un cofinancement européen soit activement recherché. MYRRHA peut transformer les déchets nucléaires d'un problème de 300.000 ans en un problème de 300 ans. C'est la définition même d'une technologie de rupture. Mais le projet ne réussira que si le financement est réaliste et structurel.
  • Positionner la Belgique comme centre européen des isotopes médicaux. Avec le BR2, l'IRE et le projet SMART, la Belgique a tous les atouts. HART veut une Agence belge d'exportation des isotopes qui coordonne la valorisation commerciale. Sur le modèle de l'AECL/CNL du Canada.
  • Investir dans la recherche énergétique non nucléaire. La transition énergétique exige des percées en dehors du nucléaire. HART veut des investissements structurels dans trois piliers complémentaires : (1) la technologie de stockage : batteries de nouvelle génération (à l'état solide, fer-air), stockage de longue durée (air comprimé, hydrogène) et stockage saisonnier pour les périodes de Dunkelflaute ; (2) la technologie de réseau : réseaux intelligents, pilotage de la demande, interconnexions et courant continu à haute tension pour le commerce européen d'électricité ; (3) l'innovation en renouvelable : cellules solaires à pérovskite, éolien offshore flottant et géothermie. EnergyVille et le VITO (institut flamand de recherche technologique) sont des institutions belges de premier plan qui peuvent remplir ce rôle. HART veut porter leur budget au même niveau que celui du SCK CEN.

Éprouvé : SCK CEN BR2 : 25-65 % du Mo-99 mondial (selon la période de production). Record 2025 : 13 M de patients aidés. Lutétium-177 : montée en puissance vers 60.000 patients par an (2030). IRE Fleurus : ±20 % du Mo-99 mondial, entièrement passé à l'uranium faiblement enrichi. Projet SMART avec ASML : production de Mo-99 sans déchets, 52 M€, lancement sur le marché prévu en 2028. MYRRHA : première installation de recherche ADS à grande échelle au monde (sous-critique, pas un producteur d'électricité), 1,6 Mds €. Transmutation : volume de déchets divisé par 100, période dangereuse de 300.000 → ±300 ans. Financement insuffisant. SCK CEN : centre international de l'AIEA reconnu fondé sur les réacteurs de recherche, 800+ collaborateurs, 180 M€ par an. EnergyVille/VITO : 200+ chercheurs. Étude de référence PATHS2050 pour la transition énergétique belge.

9. Résoudre structurellement la précarité énergétique : pas avec des subsides, mais avec de la production

Position : Un ménage belge sur cinq vit en précarité énergétique : 19,7 % en 2024 (SPF Économie et Fondation Roi Baudouin). Pendant la crise de 2022, ce chiffre était de 21,8 %, avec des différences régionales criantes : Wallonie 29,2 %, Bruxelles 28,2 %, Flandre 16,4 % (Baromètre de la précarité énergétique 2024).

Le tarif social de l'énergie protège environ un client d'énergie sur dix. De février 2021 à fin juin 2023, il a été temporairement étendu à environ un demi-million de personnes supplémentaires avec une intervention majorée ; pour les seules années 2021 et 2022, cette extension a coûté 674,7 millions d'euros d'avances. Les pouvoirs publics ont dépensé des milliards d'euros en mesures de soutien pendant la crise énergétique. Depuis le 1er avril 2023, une TVA permanente de 6 % s'applique pour les ménages à l'électricité et au gaz naturel. En août 2022, le prix de gros de l'électricité a atteint des sommets records.

La solution structurelle n'est pas un subside mais la production. Aux prix français pour les ménages (0,2561 €/kWh au second semestre 2025), un ménage qui consomme 3.500 kWh par an économiserait environ 330 euros par an ; à la moyenne de l'UE (0,2896 €/kWh), environ 210 euros. Des prix élevés de l'électricité freinent en outre l'électrification du chauffage et du transport.

Ce que nous allons faire :

  • Faire baisser structurellement le prix de l'électricité en produisant plus. Pas en subventionnant plus. Chaque GW de capacité nucléaire supplémentaire fait pression sur le prix du marché. L'entreprise énergétique publique fournit de l'électricité à prix coûtant aux ménages vulnérables via le tarif social. Financé par la marge sur les ventes au marché, pas par les impôts.
  • Maintenir et indexer le tarif social de l'énergie. Qui a droit au tarif social conserve cette protection. HART veut une attribution automatique sur la base des revenus. Pas de procédures de demande compliquées.
  • Accélérer la rénovation énergétique via l'Agence du logement (lien avec HART Logement). Chaque logement social est rénové pour devenir neutre en énergie dans les 10 ans. Priorité : isolation, pompes à chaleur, panneaux solaires. Dans cet ordre.
  • Corriger le rapport entre les prix de l'électricité et du gaz. Pour les ménages belges, un kWh d'électricité coûte presque quatre fois plus qu'un kWh de gaz naturel (3,9 fois en 2025). Les pompes à chaleur ne deviennent économiquement compétitives qu'avec un ratio inférieur à 3 fois. Sans réforme des prix, pas de passage massif du gaz à l'électricité. HART veut faire baisser structurellement le prix de l'électricité par la production (pas par des subsides) et augmenter progressivement la taxe sur le gaz pour refléter les véritables coûts sociétaux du fossile. L'objectif : un ratio électricité/gaz de maximum 2,5 fois d'ici 2035, pour que l'électrification du chauffage devienne une évidence économique.
  • La TVA sur l'électricité à 6 % de façon permanente. Depuis le 1er avril 2023, une TVA permanente de 6 % s'applique pour les ménages à l'électricité et au gaz naturel. HART le confirme et s'oppose à toute hausse. À terme, quand l'entreprise énergétique publique sera rentable, on examinera si le taux peut passer à 0 % pour la consommation de base.

Éprouvé : SPF Économie (2025) : 19,7 % des ménages connaissent une forme de précarité énergétique (2024). Baromètre de la précarité énergétique (FRB, 2024) : 21,8 % en 2022 ; Wallonie 29,2 %, Bruxelles 28,2 %, Flandre 16,4 %. Tarif social étendu (février 2021 à juin 2023) : environ un demi-million de bénéficiaires supplémentaires, 674,7 M€ d'avances pour 2021 et 2022 (CREG). Eurostat : électricité des ménages à 0,3499 €/kWh contre 0,0898 €/kWh pour le gaz (second semestre 2025).

Résumé : ce que HART va faire

Le pont vers 2040 : construire d'abord ce qui peut l'être vite. Ligne à haute tension Ventilus sans nouveau report. Stockage d'énergie à 5 GW (2035). Éolien offshore à 5,8 GW avec la zone Princesse Élisabeth. Compteurs intelligents pour chaque ménage (d'ici cinq ans). Consommation flexible comme quatrième pilier. Délai : démarrage immédiat, résultats dans les 5 à 10 ans.

Nucléaire : prolonger et construire de nouveaux réacteurs. Prolonger Doel 4 et Tihange 3 jusqu'en 2045. Construire de nouveaux grands réacteurs pour 4 GWe (avec l'APR-1000, cela fait quatre), première production d'électricité réaliste vers 2040-2044. Lancer un projet pilote de SMR. Gérer les déchets nucléaires de manière responsable via le stockage géologique profond. Délai : démarrer la construction sous la première législature.

Absorber l'explosion de la demande d'électricité et éliminer progressivement tous les combustibles fossiles. Plan national de l'électricité avec des objectifs contraignants : 120-130 TWh (2035), 160-170 TWh (2040), 190-210 TWh (2050, production d'hydrogène comprise). Part du fossile dans le mix énergétique total : sous 60 % (2035), sous 40 % (2040), zéro net (2050, réduction de 85-90 %, le reste via le CCS ; conformément à la loi européenne sur le climat). La consommation finale totale d'énergie tombe à ±250 TWh grâce aux gains d'efficacité de l'électrification. Importation de 57-100 TWh de molécules propres pour l'aviation, la navigation et l'industrie lourde. Accélérer les procédures de permis à max. 2 ans. N'approuver les centres de données qu'avec leur propre garantie d'électricité bas carbone. Délai : plan dans l'année.

L'électricité bon marché comme politique industrielle. Prix de charge de base garanti pour l'industrie stratégique. Indice annuel de compétitivité énergétique. Soumettre chaque investissement énergétique à la question : cela rend-il l'électricité moins chère ? Délai : en continu.

Créer une entreprise énergétique publique. Sur le modèle Statkraft/Vattenfall. Actifs nucléaires comme capital de départ. Bénéfices vers un Fonds belge de l'énergie. 20 % de participation citoyenne dans les nouveaux projets. Pas de nominations politiques. Délai : création dans les 2 ans.

Accélérer l'énergie renouvelable comme partenaire urgent. Éolien offshore à 5,8 GW dès que l'île énergétique sera en service. Débloquer Ventilus. Panneaux solaires obligatoires sur les toits commerciaux. Pas de parcs solaires sur les terres agricoles. Délai : en continu.

Technologie et décarbonation industrielle. Achever le hub CCS Antwerp@C. Développer le réseau d'hydrogène Fluxys. Étendre massivement le stockage d'énergie. Débloquer l'investissement DRI d'ArcelorMittal Gand. Délai : 1 à 2 législatures.

Doubler la recherche énergétique. Budget du SCK CEN ×2. Financer MYRRHA comme priorité nationale de recherche (chercher un cofinancement européen). Créer une Agence belge d'exportation des isotopes. Recherche énergétique non nucléaire au même niveau : renforcer le budget d'EnergyVille/VITO pour le stockage, le réseau et l'innovation en renouvelable. Délai : 1 législature.

Résoudre structurellement la précarité énergétique. Prix de l'électricité en baisse par la production, pas par les subsides. Maintenir et automatiser le tarif social. Accélérer la rénovation énergétique. TVA permanente à 6 %. Délai : en continu.

Il existe une vérité simple que tout pays qui veut la prospérité doit comprendre : l'énergie est la mère de toute activité économique. On ne peut pas fabriquer d'acier sans électricité. On ne peut pas entraîner d'IA sans électricité. On ne peut pas faire tourner une pompe à chaleur sans électricité. On ne peut pas faire fonctionner une usine, éclairer un hôpital, faire rouler un train sans électricité. Et on ne peut pas importer cette électricité de ses voisins en espérant que tout ira bien. Car quand tout le monde manque d'électricité en même temps, on se retrouve dans le froid. La Belgique a fermé cinq réacteurs nucléaires et importe de l'électricité de France. La Belgique paie l'un des prix de l'électricité les plus élevés d'Europe et regarde l'Allemagne se désindustrialiser. La Belgique a un déficit structurel de production (14 TWh d'importations nettes en 2025) et la demande double d'ici 2050. HART refuse de l'accepter. HART veut construire. Des centrales nucléaires, des parcs éoliens, des toits solaires, des installations de stockage, un réseau d'hydrogène, une entreprise publique qui garde les bénéfices chez le citoyen. Non pas parce que l'énergie est un but en soi, mais parce qu'elle est la condition de tout ce qui vient ensuite : les emplois, l'innovation, la prospérité, l'indépendance. Qui a l'énergie a l'avenir. HART veut que la Belgique possède cet avenir.