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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 349 TWh d'énergie finale, dont seulement 23 % d'électricité. Le reste est fossile : gaz naturel, pétrole, mazout.

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 349 TWh d'énergie finale, dont seulement 23 % d'électricité. Le reste est fossile : gaz naturel, pétrole, 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 2 à 4 fois plus efficace que la combustion. Les pompes à chaleur (COP de 3 à 4) remplacent les chaudières au gaz avec un quart de l'énergie. Les voitures électriques roulent avec un sixième du 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 (de maintenant à 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 doublent 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. Cette erreur est désormais corrigée. Maintenant, il faut 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 totale d'énergie s'élève à environ 349 TWh par an (30 Mtep, 2022). Sur ce total, l'électricité ne représente qu'environ 81 TWh (23 %). Le reste est fossile : gaz naturel environ 149 TWh (chauffage, industrie, centrales au gaz), pétrole environ 101 TWh (transport), et mazout. De cette électricité, nous ne produisons nous-mêmes qu'environ 65 à 70 TWh. Nous importons la différence, surtout de l'électricité nucléaire française. En 2025, la Belgique a importé net 14 TWh. 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 contre un déficit de production de 50 à 60 TWh d'ici 2036.

Mais la vraie histoire ne concerne pas seulement l'électricité. Si la Belgique veut éliminer progressivement tous les combustibles fossiles, environ 270 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, le citoyen belge paie 0,3571 €/kWh. Le deuxième prix le plus élevé de l'UE, 24,3 % au-dessus de la moyenne. Un ménage belge sur cinq vit en précarité énergétique. L'industrie belge paie 180 à 230 €/MWh tout compris, alors que la France, via le mécanisme régulé ARENH, offre aux grands consommateurs un prix de charge de base de 42 à 70 €/MWh. Il est vrai que le prix de détail total pour l'industrie française est plus élevé (environ 170 €/MWh), de sorte que l'écart réel est plutôt de 30 à 50 % qu'un facteur 3 à 4. La conséquence : un écart de prix de 10 % plus élevé entre deux pays entraîne 3,2 % de rachats industriels en plus vers le pays le moins cher. L'Allemagne. Avec l'électricité la plus chère d'Europe. A vu 51 % des grandes entreprises envisager de délocaliser. BASF a fermé 11 usines et investit 10 milliards d'euros en Chine.

La Belgique a fait marche arrière sur la sortie du nucléaire le 15 mai 2025, par 102 voix pour et 8 contre. C'était la première étape. Mais l'urgence n'attend pas le béton. Elia projette que la demande belge d'électricité passera 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 déjà aujourd'hui plus d'électricité que la Belgique ne peut en fournir. 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 est possible MAINTENANT : réseaux, stockage, renouvelable et un système de consommation flexible. En même temps, la construction de nouveaux réacteurs doit démarrer sous cette législature, pour que la charge de base soit là quand la demande dépassera 140 TWh.

Les faits

Indicateur Belgique Contexte
Production d'électricité 2024 ±69,5 TWh (production nationale) Consommation : ±81 TWh. Importations nettes 2025 : 14 TWh
Mix électrique 2024 Nucléaire 42,4 %. Renouvelable 29,8 %. Fossile 22,7 % (gaz 17,6 %) 2025 : le nucléaire est tombé à ±34 % après la fermeture de 3 réacteurs
Capacité nucléaire 2.056 MWe (Doel 4 + Tihange 3) Était de 5.938 MWe. ±3.842 MWe fermés (2022-2025)
Prix de l'électricité pour les ménages 0,3571 €/kWh (S1 2025) Moy. UE : 0,2872 €. FR : ±0,27 €. 2e plus cher de l'UE
Prix de l'électricité pour l'industrie 180-230 €/MWh (tout compris) FR : 42-70 €/MWh (ARENH, composante énergie) ; prix de détail total FR : ±170 €/MWh
Dépendance énergétique ±76-78 % d'importations Quasi tout le pétrole et le gaz sont importés
Précarité énergétique 19,7 % des ménages (Baromètre 2024) Wallonie : 29,2 %. Bruxelles : 28,2 %. Flandre : 16,4 %
Consommation d'électricité par habitant ±6.200 kWh/an 16 % au-dessus de la moyenne UE. 43 % au-dessus de la moy. UE en énergie totale
Éolien offshore 2.262 MW (inchangé depuis 2020) Zone Princesse Élisabeth (+3,5 GW) reportée à 2026+
Solaire ±12 GW installés ; 10,1 TWh (2025) Facteur de charge : seulement ±8-10 %
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 2022 ±349 TWh (30 Mtep) Seulement 23 % d'électricité. 77 % de fossile
Consommation finale totale d'énergie 2050 ±250 TWh (PATHS2050) Baisse grâce aux gains d'efficacité de l'électrification
Déficit de production 2036 (Elia) 50-60 TWh Sans nouvelle politique : 70-90 TWh d'importations d'ici 2050

Sources : Elia (mix électrique 2024, 2025 ; Adequacy Study ; Blueprint 2035-2050) ; Eurostat (prix S1 2025) ; CREG Rapport annuel 2024 ; SPF Économie / Fondation Roi Baudouin (précarité énergétique) ; World Nuclear Association ; ENGIE Electrabel ; Agoria.

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 (€/MWh) Coût système (€/MWh) Remarque
Éolien terrestre 34-76 € +5-10 € (réseau, équilibrage) Le renouvelable le moins cher. Stagne en Flandre : 12 turbines en 2024
Solaire (grande échelle) 38-43 € +5-15 € (stockage pour la nuit) Très bon marché, mais facteur de charge de seulement 8-10 %. Efficace uniquement avec stockage
Solaire en toiture 50-80 € Faible (pas de réseau nécessaire) Plus cher par MWh, mais pas de coûts de réseau. Idéal pour l'autoconsommation
Éolien offshore (Belgique) 79-95 € +15-30 € (réseau, île, back-up) Appel d'offres PEZ max. 95 €/MWh. Coût système : Ventilus 2,2 Mds € et plus, budget de l'île PEZ doublé 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, 4 fois moins cher que l'EPR. Barakah (EAU) : 4e réacteur 50 % moins cher que le 1er. 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 €/MWh s.o. (est lui-même un coût système) BNEF 2025. En baisse : -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. Sources : Lazard LCOE+ 2025, IRENA 2024, BNEF 2025, CREG, Elia Blueprint 2024.

La leçon : l'éolien terrestre et le solaire en toiture sont de loin les moins chers (34 à 80 €/MWh). L'éolien offshore est 2 à 3 fois plus cher 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 aujourd'hui 25 % de l'électricité du pays, et le quatrième réacteur a coûté 50 % de moins que le premier. Le mix énergétique le moins cher est donc : éolien terrestre + solaire en toiture + 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 être construit MAINTENANT

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 : 12 ans et plus, et toujours pas terminé). 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, 2,2 milliards d'euros, 82 km) est une priorité nationale. Sans Ventilus, la zone Princesse Élisabeth (+3,5 GW d'éolien offshore) ne peut pas être raccordée. Le tracé est confirmé (mars 2024), la construction doit être achevée pour 2028-2029. 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. La Belgique dispose aujourd'hui d'environ 1,2 GW de capacité de stockage (Coo-Trois-Ponts : 1.159 MW). S'y ajoutent : ENGIE Vilvorde (200 MW/800 MWh, opérationnel en nov. 2025), GIGA Storage Green Turtle (700 MW/2.800 MWh, opérationnel en 2028), ENGIE Kallo (100 MW/400 MWh, 2027). Via le CRM, 1,6 GW de nouvelle capacité de batteries est contracté jusqu'à l'hiver 2029-2030. 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 (34 à 76 €/MWh) et le solaire en toiture (50 à 80 €/MWh) sont 2 à 3 fois moins chers que l'éolien offshore (79 à 95 €/MWh de LCOE centrale, plus des milliards de coûts de réseau). Pourtant, c'est précisément là que le développement stagne : en Flandre, seules 12 turbines terrestres ont été ajoutées en 2024, un plancher historique. 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 2,2 milliards d'euros et plus, île PEZ environ 7 milliards d'euros) 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. Le déploiement des compteurs numériques en Belgique est en retard. HART veut que chaque ménage belge dispose d'un compteur intelligent d'ici 2030, avec un opt-in pour des tarifs dynamiques qui offrent une électricité moins chère en dehors des pics.

Éprouvé : Danemark : de 18 % à 83 % d'électricité renouvelable en 20 ans, grâce à un éolien offshore massif + des interconnexions avec la Norvège/Suède. Mais dépendant de l'hydroélectricité scandinave comme back-up, ce que la Belgique n'a pas. Australie : l'Australie-Méridionale est passée de 0 à 70 % de renouvelable en 10 ans + la plus grande batterie du monde (Hornsdale, 194 MW). Californie : 30 GW de capacité de stockage contractés en 5 ans, rendant superflues les centrales au gaz pour les pics de charge. Le Royaume-Uni : National Grid ESO a contracté 2,5 GW de stockage par batteries rien qu'en 2024. Belgique : Coo-Trois-Ponts (1.159 MW, mise à niveau 2025). ENGIE Vilvorde (200 MW, opérationnel 2025). GIGA Green Turtle (700 MW, 2028). 1,6 GW contractés via le CRM (2029-30).

2. Nucléaire : prolonger et construire de nouveaux réacteurs

Position : Le 15 mai 2025, la Belgique a fait marche arrière sur la sortie du nucléaire. Par 102 voix pour, 8 contre et 31 abstentions. La « loi Bihet » a supprimé aussi bien l'interdiction de nouvelles centrales nucléaires que le calendrier de fermeture obligatoire. La coalition Arizona vise 4 GWe de capacité existante et 4 GWe de nouvelles constructions. C'est exactement ce que HART a toujours défendu.

La prolongation de la durée de vie de Doel 4 et Tihange 3 a été finalisée via l'« accord Phoenix » (signé le 13 décembre 2023), l'approbation de l'UE (21 février 2025) et le closing officiel (14 mars 2025). La coentreprise 50/50 BE-NUC entre l'État belge et Electrabel (filiale d'Engie) exploite les deux réacteurs jusqu'en 2035 au moins. Engie a transféré au total 15 milliards d'euros à l'État pour toutes les obligations futures liées aux déchets nucléaires. Répartis en tranches au closing et au redémarrage, structurés par catégorie de déchets.

Mais les dégâts de la sortie du nucléaire sont énormes. Cinq réacteurs totalisant environ 3.842 MWe sont définitivement fermés : Doel 3 (sept. 2022), Tihange 2 (janv. 2023), Doel 1 (fév. 2025), Tihange 1 (oct. 2025), Doel 2 (déc. 2025). La production nucléaire est passée de 42,4 % du mix (2024) à environ 34 % (2025). L'intensité en CO₂ de l'électricité belge a sensiblement augmenté après les premières fermetures. Une étude a mesuré une hausse de 13 % dans les mois qui ont suivi la fermeture de Doel 3 et Tihange 2 (fév.-juil. 2023 vs 2022). Et la Belgique a importé en 2024 plus de 12 TWh d'électricité 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. La prolongation actuelle de la durée de vie 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 deux nouveaux grands réacteurs, mais pas à la manière des EPR européens. L'ambition Arizona de 4 GWe de nouvelles constructions est nécessaire 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 (2015) à au moins 49 milliards de livres, 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 se situent à 30 à 80 €/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 aujourd'hui 25 % de l'électricité du pays, et le quatrième réacteur a coûté 50 % de moins que le premier. La France s'y essaie maintenant avec le programme « Nouveau Nucléaire » (6 à 14 EPR2 en série). 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 de flotte européen là où c'est possible, afin que les avantages de la construction en série s'appliquent aussi à nous. La construction doit démarrer sous cette 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, nouvelles constructions 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. Le stockage en surface à Dessel (faible activité, environ 230 millions d'euros, opérationnel vers 2030) est dans les temps. 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 cette 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. Commonwealth Fusion Systems vise un premier plasma en 2026 et une énergie de fusion nette en 2027 (tokamak SPARC). 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, ±2.200 $/kW, 4e réacteur 50 % moins cher que le 1er, fournit aujourd'hui 25 % de l'électricité des EAU. La construction en série fonctionne. France. 57 réacteurs (62,3 GWe), ±65-75 % de l'électricité. « Nouveau Nucléaire » : 6 à 14 réacteurs EPR2 prévus en série (72,8 Mds € pour les 6 premiers). Prix régulé de charge de base le plus bas de l'UE via l'ARENH. Chine. 58-59 réacteurs en exploitation, 28-29 en construction. Durée de construction ±6 ans, coût ±2.500-3.500 $/kW. Construction en série de designs standardisés. 10+ autorisations/an. Bilan des EPR européens. Hinkley Point C : 18 Mds £ → 49 Mds £ et plus, 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. Le Parlement a voté par 102 voix contre 8, le 15 mai 2025, 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. L'équivalent de 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 auprès d'Elia ont été multipliées par NEUF depuis 2022. Microsoft investit plus d'un milliard d'euros dans trois centres de données Azure autour de Bruxelles. Google a investi près de 3 milliards d'euros à Saint-Ghislain. La capacité réservée pour 2034 dépasse déjà le double des 8 TWh initialement prévus. En même temps, le transport doit s'électrifier (objectif de 2 millions de VE d'ici 2030, +12 à 15 TWh), les pompes à chaleur doivent remplacer les chaudières au gaz (+3 à 10 TWh), 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). Le Blueprint d'Elia identifie un déficit de production de 50 à 60 TWh d'ici 2036 et de 70 à 90 TWh d'ici 2050.

La conclusion est inéluctable : la Belgique doit plus que doubler sa production d'électricité. D'environ 70 TWh à 155 à 170 TWh d'électricité directe, plus des dizaines de TWh pour la production et l'exportation d'hydrogène. 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 8 à 10 % (solaire), contre 85 à 87 % pour le nucléaire. La Belgique connaît en moyenne 3 périodes de Dunkelflaute par hiver. En 2024-2025, la plus longue a duré 14 à 15 jours consécutifs avec vent + soleil sous 10 % de la capacité installée. 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 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 (environ 60 à 80 TWh en 2040, montant à 80 à 100 TWh en 2050), le renouvelable comme complément flexible (environ 60 à 80 TWh), 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 (aujourd'hui 5 à 10 ans). La ligne à haute tension Ventilus (2,2 milliards d'euros, 82 km, nécessaire pour l'éolien offshore) accumule les retards depuis 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). Les serveurs IA croissent de 30 %/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 : déficit de production de 50-60 TWh (2036), 70-90 TWh (2050). Étude Dunkelflaute Belgique (AMS, 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'électricité de 10 % plus élevé entre deux pays conduit à 3,2 % de rachats industriels en plus vers le pays le moins cher. La Commission européenne le confirme : l'industrie de l'UE paie son électricité 2 à 4 fois plus cher que ses partenaires commerciaux. Eurochambres estime la perte d'emplois à 200.000 postes au cours de la prochaine décennie.

Les pays qui combinent abondance énergétique et prospérité partagent une caractéristique : un investissement public massif dans la production de charge de base. La Norvège (PIB/habitant environ 95.000 $) : 88 % d'hydroélectricité, 28 MWh/an par habitant. Plus du double de la moyenne américaine. L'Islande (PIB/habitant environ 84.000 à 91.000 $) : 100 % d'électricité renouvelable, 55 MWh/personne/an. Le record mondial. Trois fonderies d'aluminium représentent 30 à 38 % des exportations de marchandises, construites uniquement en raison d'une électricité 35 % moins chère qu'aux États-Unis. La France : 57 réacteurs fournissent environ 65 à 75 % de l'électricité, avec des prix de charge de base régulés via l'ARENH de 42 à 70 €/MWh. Les plus bas de l'UE pour les grands consommateurs. La Suède : nucléaire + hydroélectricité + éolien = environ 98 % de production bas carbone, électricité industrielle à seulement 96 €/MWh. Le Québec : l'hydroélectricité fournit l'électricité industrielle la moins chère d'Amérique du Nord (environ 30 à 50 €/MWh).

Le contre-modèle, c'est l'Allemagne : le prix de l'électricité pour les ménages le plus élevé de l'UE (0,3835 €/kWh). 51 % des grandes entreprises envisagent de délocaliser. 196.100 fermetures d'entreprises en 2024. Le plus haut niveau depuis 2011. BASF a fermé 11 usines à Ludwigshafen et investit 10 milliards d'euros en Chine. Volkswagen annonce plus de 35.000 licenciements. Le PIB s'est contracté en 2023 (−0,3 %) et en 2024 (−0,2 %). La Belgique. Avec la deuxième électricité la plus chère. 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. PIB/habitant ±95.000 $. 88 % d'hydroélectricité. Consommation d'électricité de 28 MWh/habitant/an. Industrie de l'aluminium entièrement bâtie sur une électricité bon marché. Fonds pétrolier public : ±2.000-2.100 Mds $ (±360.000 $/citoyen). Islande. PIB/habitant ±84.000-91.000 $. 100 % d'électricité renouvelable. 55 MWh/personne/an. Centres de données désormais ±5 % du PIB, attirés par l'électricité bon marché. France. 57 réacteurs. Prix de charge de base ARENH de 42-70 €/MWh. Prix régulé le plus bas de l'UE pour les grands consommateurs (CREG 2025). Allemagne. Prix de l'électricité pour les ménages le plus élevé de l'UE (0,3835 €/kWh). 51 % des grandes entreprises envisagent de délocaliser (DIHK, 2024). BASF : 11 usines fermées, 10 Mds € vers la 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 contrôle 66 % de la production totale d'électricité. Luminus (filiale d'EDF) est le deuxième fournisseur. Les bénéfices partent à Paris, pas à Bruxelles. Alors que la Norvège a bâti, grâce aux recettes publiques de l'énergie, un fonds souverain d'environ 2.000 à 2.100 milliards de dollars. Environ 360.000 $ par citoyen. 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 principe HART H.32 (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 $/citoyen, 25 % du budget national. Alaska Permanent Fund. 1.702 $/citoyen/an de dividende 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 (20 à 25 %) ou 8,5 GW de solaire (8 à 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 3 périodes de Dunkelflaute par hiver. En 2024-2025, la plus longue a duré 14 à 15 jours consécutifs avec une production combinée vent + soleil sous 10 % de la capacité installée. Sur l'ensemble de cet hiver, 59 à 67 jours sur environ 150 sont passés sous ce seuil. Une étude météorologique belge portant sur 41 ans de données (Duchêne et al., 2024, Journal of Applied Meteorology and Climatology) 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) est retardée : l'appel d'offres du lot 1 a été reporté à 2026 en raison d'incertitudes juridiques et du retard de la ligne à haute tension Ventilus (2,2 milliards d'euros, permis d'environnement manquant). L'éolien terrestre stagne en Flandre. En 2024, seules 12 turbines ont été ajoutées, un plancher record. 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 d'ici 2030, soit environ 15 TWh supplémentaires par an. Mais l'éolien offshore n'est pas bon marché : le LCOE centrale (79 à 95 €/MWh) est 2 à 3 fois plus élevé que celui de l'éolien terrestre ou du solaire, et les coûts système s'y ajoutent (Ventilus 2,2 milliards d'euros et plus, île PEZ environ 7 milliards d'euros, back-up pour la Dunkelflaute). Le coût tout compris se situe plutôt autour de 95 à 125 €/MWh. C'est encore inférieur au nouveau nucléaire européen (141 à 220 €/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. La Belgique a environ 12 GW de solaire installés, en croissance vers 33,6 GW d'ici 2035 (Elia). 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 (2025) : éolien offshore belge : 2.262 MW, inchangé depuis 2020. Production 2025 : 6,6 TWh (année peu venteuse). Facteur de charge offshore : 34-40 %. Étude Dunkelflaute Belgique (Duchêne et al., AMS, 2024) : le renouvelable ne couvre la consommation horaire moyenne que 11 % du temps. Hiver 2024-2025 : Dunkelflaute la plus longue de 14-15 jours, 59-67 jours de Dunkelflaute au total sur ±150 jours d'hiver. Elia Blueprint : le solaire croît vers 33,6 GW (2035), mais avec un facteur de charge de seulement 8-10 %.

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) construit un terminal d'exportation de CO₂ d'une capacité de 10 Mt de CO₂/an. La moitié des émissions du port. La phase 1 (2,5 Mt/an) sera opérationnelle en 2028. Le projet Kairos@C (BASF et Air Liquide) capte 1,5 Mt de CO₂/an dans cinq usines, soutenu par environ 365 millions d'euros du Fonds pour l'innovation de l'UE et 260 millions d'euros d'aides d'État belges. Le CO₂ capté part vers l'installation norvégienne Northern Lights.

Le réseau d'hydrogène est en construction : Fluxys hydrogen a été désigné en avril 2024 gestionnaire du réseau d'hydrogène pour 20 ans, avec un investissement de plus de 1,5 milliard d'euros dans le backbone. 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.

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 seule grande installation de stockage de Belgique. Le marché des batteries croît rapidement : ENGIE Vilvorde (200 MW/800 MWh, la plus grande d'Europe continentale à sa mise en service) et GIGA Storage Green Turtle (700 MW/2.800 MWh prévus). Via le CRM, 1,6 GW de nouvelle capacité de batteries est contracté jusqu'à l'hiver 2029-2030. 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 : 10 Mt/an de capacité, phase 1 opérationnelle en 2028. ±365 M€ d'aides UE + 260 M€ d'aides d'État belges. Norvège, Northern Lights. Opérationnel en août 2025, phase 1 : 1,5 Mt/an, extensible à ≥5 Mt/an. Coo-Trois-Ponts. Centrale de pompage-turbinage de 1.160 MW, pleine puissance en <2 minutes. Coût des batteries : ±70 $/kWh (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 a achevé en mars 2023 la conversion complète 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 d'ici 2028.

Le projet MYRRHA du SCK CEN est 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 n'est ni un réacteur ni un producteur d'électricité ; c'est une installation de recherche. 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) sera achevée fin 2026 ; l'installation complète suivra vers 2036. Il n'y a pas, à l'heure actuelle, de moyens suffisants pour réaliser MYRRHA entièrement.

Ce que nous allons faire :

  • Augmenter structurellement le budget du SCK CEN. Le budget annuel actuel d'environ 180 millions d'euros et les 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 au 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 millions de patients servis. Lutétium-177 : montée en puissance vers 60.000 patients/an (2030). IRE Fleurus. ±20 % du Mo-99 mondial. Conversion complète au LEU en mars 2023. Projet SMART avec ASML : production de Mo-99 sans déchets, 52 M€, lancement sur le marché en 2028. MYRRHA. Première installation de recherche ADS à grande échelle au monde (ni réacteur, ni producteur d'électricité). 1,6 Mds €. Transmutation : volume de déchets divisé par 100, période dangereuse de 300.000 → ±300 ans. Financement insuffisant. SCK CEN. 1 des 4 centres internationaux de l'AIEA au monde. 800+ collaborateurs, 180 M€/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 % selon le Baromètre de la précarité énergétique 2024 (Fondation Roi Baudouin), avec un pic à 21,8 % pendant la crise de 2022. Les différences régionales sont criantes : Wallonie 29,2 %, Bruxelles 28,2 %, Flandre 16,4 %.

Le tarif social de l'énergie touche environ 500.000 ménages (environ 2 millions de Belges) et fait économiser environ 500 €/an. Pendant la crise de 2022, il a été temporairement étendu à 880.000 familles, pour un coût d'environ 600 millions d'euros sur 9 mois. La réponse publique totale à la crise énergétique a dépassé 6 milliards d'euros (dépenses fédérales brutes), y compris la baisse permanente de la TVA de 21 % à 6 % sur l'électricité. Le 22 août 2022, le prix de gros a atteint un record de 561,94 €/MWh.

La solution structurelle n'est pas un subside mais la production. Si la Belgique atteignait les prix français de l'électricité (environ 0,27 €/kWh), le ménage moyen économiserait environ 320 €/an. Si la Belgique atteint la moyenne de l'UE (0,2872 €/kWh) : environ 245 €/an. L'AIE conclut que les prix élevés de l'électricité sont le principal obstacle à l'électrification en Belgique.

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. Les quelque 500.000 bénéficiaires actuels conservent leur 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. La Belgique a le ratio prix électricité/gaz le plus élevé d'Europe : 4,1 (Econopolis, 2024). Les pompes à chaleur ne deviennent économiquement compétitives qu'avec un ratio inférieur à 3. 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 d'ici 2035, pour que l'électrification du chauffage devienne une évidence économique.
  • La TVA sur l'électricité à 6 % de façon permanente. La baisse de crise de 21 % à 6 % a été rendue permanente. 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 : Baromètre de la précarité énergétique (FRB, 2024) : 19,7 % de précarité énergétique. Wallonie : 29,2 %. Bruxelles : 28,2 %. Tarif social : ±500.000 ménages, ±500 €/an d'économie. Crise énergétique 2022 : réponse publique >6 Mds € (brut fédéral), record de 561,94 €/MWh (22 août 2022). AIE. Prix élevés de l'électricité = principal obstacle à l'électrification en Belgique.

Résumé : ce que HART va faire

Le pont vers 2040 : construire maintenant ce qui peut l'être vite. Ligne à haute tension Ventilus (2028-2029). Stockage d'énergie de 1,2 GW à 5 GW (2035). Éolien offshore à 5,8 GW (2030). Compteurs intelligents pour chaque ménage (2030). 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 deux nouveaux grands réacteurs, 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 cette 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 (2030). 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 (2028). 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 à 6 % de façon permanente. 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 maintenant de l'électricité de France. La Belgique paie les deuxièmes prix de l'électricité les plus élevés d'Europe et regarde l'Allemagne se désindustrialiser. La Belgique a un déficit structurel de production de 14 TWh 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.