Le scénario nucléaire : le choix de l’incertitude pour les industriels wallons

Le coût du mégawattheure électrique, structurellement plus élevé en Europe que dans certaines régions concurrentes — qu’il s’agisse des États-Unis ou, dans une moindre mesure, de la France — soumet l’industrie européenne à une pression croissante.

Face à cette réalité, un récit s’impose progressivement dans les milieux patronaux : pour baisser le prix,  il faut rouvrir et prolonger un maximum de réacteurs existants, puis construire de nouveaux réacteurs nucléaires « dès que possible ».  Les industriels wallons auraient tout intérêt à interroger cette conviction. Car il risque de plonger tout le système énergétique dans l’incertitude.

Une « Opinion » parue sur le site du journal l’Echo le vendredi03/07/2026

Un scénario taillé pour Anvers

Pour les géants de la pétrochimie, comme BASF ou INEOS, dont les relais au sein du gouvernement De Wever sont bien établis, l’enthousiasme nucléaire s’explique aisément. Ces grandes industries électro-intensives tournent déjà aujourd’hui en dehors du réseau Elia.  La perspective d’un réacteur produisant 24/7/365 avec un OPEX faible, tandis que les investissements, et les coûts liés aux démantèlements et aux déchets seraient en grande partie pris en charge par l’état, a effectivement de quoi séduire.

Mais la très grande majorité des industriels wallons, qui ne disposent pas de la taille critique nécessaire pour envisager un accès direct ou préférentiel à l’électricité nucléaire, pourraient voir ce rêve tourner au cauchemar. Un cauchemar qui porte un nom familier à tout opérateur économique : l’incertitude.

Prolonger quoi, et à quel prix ?

La première incertitude porte sur le calendrier de prolongation. L’incapacité du ministre Bihet à présenter un agenda crédible de prolongation, au-delà de Doel 4 et Tihange 3, ne relève pas d’un simple retard administratif. Elle renvoie à des questions de fond sur la sûreté de réacteurs vieillissants.

L’Agence de sécurité nucléaire a déjà précisé que « les unités de Doel 1&2 et de Tihange 1 ne satisfont actuellement pas à toutes les exigences de la réglementation belge pour que leur exploitation puisse se poursuivre au-delà de 2025 ». Un récent article universitaire sur les fissures détectées dans les circuits primaires de réacteurs français illustre à quel point les exigences de contrôle devraient être renforcées — et non allégées — pour des installations en fin de vie.

À cela s’ajoutent les négociations avec Engie, dans lesquelles l’État belge n’est manifestement pas en position de force, l’opérateur n’étant pas demandeur de prolongations additionnelles.

Les prolongations hypothétiques constituent donc, à court terme, un facteur d’insécurité systémique davantage qu’une réponse rapide aux enjeux de compétitivité.

Le nucléaire neuf, un chemin pavé d’incertitudes. 

Admettons d’emblée que le nucléaire neuf ne peut en aucun cas constituer une réponse au déficit de compétitivité à moyen terme : le secteur lui-même évoque un premier EPR belge pour 2042, un SMR pour 2037 au mieux.

Mais même à long terme, la promesse faite par le secteur semble très difficile à tenir. 

L’incertitude première porte sur les durées de développement et de construction des infrastructures nucléaires. Une analyse récente des 69 réacteurs mis en service entre 2005 et 2024 révèle une durée de construction moyenne proche de dix ans, contre cinq annoncés — et ce chiffre est tiré vers le bas par les performances chinoises. En Europe, les EPR de Flamanville et d’Olkiluoto ont nécessité respectivement 17 et 16 années de travaux, pour des délais initialement annoncés à 4,5 ans. Quant aux SMR, les rares retours d’expérience disponibles incitent à une prudence encore plus grande, comme le montre ce rapport. 

Rien ne permet de croire que la Belgique, avec sa densité de population et ses exigences réglementaires, fera exception à ces tendances.

Le risque d’accident : une variable trop souvent omise

Cette incertitude est encore renforcée par les enjeux d’acceptabilité sociale d’une technologie qui s’accompagne de risques monumentaux (rappelons que le risque est une combinaison de la probabilité d’un dommage et de sa gravité). La « renaissance nucléaire » actuelle repose sur l’oubli des accidents sévères de Kychtym (URSS 1957), Sellafield (1957)  Three Mile Island (USA 1979), Tchernobyl (URSS 1986), et Fukushima (Japon 2011). Mais la renaissance nucléaire survivrait-elle auprès des opinions publiques en cas d’incident grave, voire d’un accident nucléaire ? 

L’accidentologie ne nous permet pas d’exclure un nouvel événement majeur dans les 10 à 20 ans qui nous séparent d’un possible démarrage de nouveaux réacteurs belges, d’autant plus que le vieillissement du parc européen accroît sa vulnérabilité. Les fissures découvertes en France notamment étaient clairement corrélées à l’usure¹. 

Les retours d’expérience des catastrophes ont mené à des normes de sécurité et des contrôles accrus pour les réacteurs, ce qui est une excellente chose. Mais, comme le remarquent Mycle Schneider et al ²: « On peut se demander si les risques ont effectivement été réduits étant donnés les nouveaux défis découlant de la complexité accrue et de nouveaux types de dangers (par exemple des cyber-attaques ou des attaques par drones). » 

S’y ajoutent également les conflits et le risque accru qu’ils font peser sur la sécurité des centrales. À ce sujet, la lecture de la dernière déclaration du directeur général de l’IAEA sur l’Ukraine, rappelle brutalement ces réalités : des activités militaires ont directement impacté le site de Zaporijjia (plus grande centrale nucléaire d’Europe, avec six réacteurs), un drone y ayant causé des dégâts ; le 7 juin, un autre drone a touché le centre de stockage du combustible usagé de Tchernobyl. L’Europe géopolitiquement sous tension n’est plus une abstraction, les risques qui en découlent ne peuvent être ignorés.

Le MWh le moins cher ? Les chiffres invitent à la prudence

Quel est le coût du nucléaire neuf ? Une récente étude réalisée à la demande du Gouvernement norvégien estimait le coût du MWh nucléaire neuf à minimum 100€ en 2040 ce qui l’a amené à rejeter l’option nucléaire.

Du côté des SMRs, on se retrouve devant une filière industrielle à créer à partir de presque zero. Aux USAs, les coûts annoncés par la filière ont, par exemple, doublé  (Nuscale, Vogtle 3), triplé (X-energy), voire quadruplé  (GE Hitachi BWRX300) entre les annonces de départ et 2023.

Mais ces évaluations de coût n’intègrent pas le coût lié à la grande incertitude sur les timing de développement. Tout retard dans les projets nucléaire et à fortiori toute annulation, devront être compensés par d’autres capacités ou par des importations d’urgence — ce qui, par définition, renchérit les coûts pour l’ensemble des utilisateurs.

L’étude Blueprint réalisée par Elia, principale référence prospective pour le système électrique belge à l’horizon 2050, conclut que tous les scénarios intégrant du nucléaire à cette échéance sont les plus coûteux par MWh. Elle souligne surtout que ces scénarios présentent une incertitude sur les coûts nettement supérieure à celle de toutes les autres trajectoires envisagées³.

Il y a un choix à faire 

« Il ne faut pas opposer le nucléaire et le renouvelable » entend-on souvent. En réalité, les deux trajectoires sont peu complémentaires — voire antagonistes — sur les plans politique, financier et infrastructurel.

Au niveau politique, on ne peut que constater la difficulté pour un gouvernement de courir deux lièvres à la fois. Atomic Bihet ne s’est pas contenté de construire un récit nucléaire, il a aussi mis un frein au développement du renouvelable par des décisions concrètes et lourdes de conséquences pour l’approvisionnement énergétique futur. En juin 2025, le Ministre a suspendu  l’appel d’offres concernant l’éolien offshore de la zone Princesse Elisabeth 1 pour des raisons d’incertitude juridique qui n’ont jamais été étayées. Le 20 avril 2026, un nouvel appel d’offres a été annoncé.  On l’attend toujours au moment d’écrire ces lignes. De manière plus préoccupante encore pour l’approvisionnement énergétique des industriels, le ministre a explicitement demandé à Elia de retirer la plus importante zone offshore (ZPE3) de son scénario de référence pour le développement du réseau électrique à 10 ans⁴.

Sur le plan financier, le nucléaire réduit l’attractivité financière des renouvelables.

L’inflexibilité inhérente au nucléaire contraint à écrêter la production renouvelable lors des pics d’offre, dégradant leur rentabilité. La promesse d’un nucléaire flexible via les SMR reste, à court et moyen terme, une perspective théorique : le modèle économique de ces réacteurs, très capitalistiques, ne peut survivre sans une production en base load continue. Et dans la compétition européenne pour l’accès aux capitaux publics — la France mène une bataille active pour orienter les fonds de la Banque Européenne d’Investissement vers la filière nucléaire — un euro ne peut être investi deux fois.

Ceci pourrait ne pas sembler si grave pour les énergies renouvelables qui continueront leur progression : leurs coûts imbattables en font en effet l’option de production énergétique favorite des marchés.  Mais c’est penser à court terme.  Un mix à long terme s’inscrivant dans une logique d’approvisionnement renouvelable exige de poser des choix systémiques, par exemple sur la manière dont nous voulons structurer le réseau énergétique ou adopter une véritable politique pro-active sur la demande énergétique.

La stabilité : première exigence de toute politique industrielle

L’énergie nucléaire demeure une source d’énergie non durable, comme le développait largement le conseil supérieur de la santé en 2021. Nous continuons donc à penser en tout conscience qu’au-delà de la prolongation déjà actée des réacteurs de Doel 4 et Tihange 3, le nucléaire, surtout neuf, ne représente pas une bonne solution face au péril climatique.

Mais au-delà de ces préoccupations environnementales, il apparaît également très questionnable que le nucléaire puisse être la bonne solution pour notre prospérité y compris industrielle. C’est d’autant plus dommage que la Belgique semblait avoir arrêté un choix de politique industrielle de long terme crédible et cohérent avec sa géographie : au carrefour des réseaux énergétiques européens, à portée de l’immense ressource éolienne de la mer du Nord. Cette orientation de long terme centrée sur les énergies renouvelables est aujourd’hui fragilisée par un gouvernement qui annonce relancer une filière nucléaire sans préciser ni le calendrier, ni le modèle de financement, ni les bénéficiaires réels.

Lorsque les plans nucléaires du gouvernement se heurteront au principe de réalité — et les éléments ci-dessus suggèrent que cela arrivera tôt ou tard —,  pas certain que la sécurité d’approvisionnement énergétique et la compétitivité de l’industrie wallonne en sortiront renforcées.

Pauline Modrie (Directrice de Canopea)

Sybille van den Hove (Présidente de Canopea)

Arnaud Collignon (Chargé de mission Energie de Canopea)