Après des années de croissance rapide et de grandes attentes, les chiffres de 2025 imposent une évaluation réaliste de la transition énergétique belge. Les performances de l’éolien offshore et de l’énergie solaire montrent à la fois leur potentiel et leurs limites, tandis que les changements de politique en matière d’énergie nucléaire relancent le débat sur les coûts, la fiabilité et la sécurité d’approvisionnement.
La transition énergétique en Belgique est confrontée à des choix complexes, surtout après une année où l’éolien offshore en mer du Nord a été moins performant que les années précédentes. Selon les chiffres de la Belgian Offshore Platform (BOP), les parcs éoliens ont produit environ 6,6 TWh en 2025, soit 8,2 pour cent de la consommation totale d’électricité, ce qui représente une baisse par rapport aux 7,1 TWh de 2024 et aux 8 TWh de 2023.
Cela malgré une capacité installée de 2,26 GW et neuf parcs en fonctionnement.
Dans le même temps, l’énergie nucléaire reste un pilier important, avec une production en baisse en 2025 en raison de la fermeture de réacteurs plus anciens tels que Doel 1 (février 2025), Tihange 1 (octobre 2025) et Doel 2 (décembre 2025), mais qui continue de contribuer de manière significative au mix énergétique.
Ces évolutions soulèvent des questions sur l’équilibre entre les sources renouvelables et la charge de base stable, sur les structures de coûts et sur l’impact sur la sécurité d’approvisionnement, l’environnement et les coûts du système. Voici un aperçu des principales observations.
Éolien offshore : contribution, variabilité et coûts
La production d’énergie éolienne offshore a diminué en 2025 en raison d’une production de vent inférieure à la moyenne, malgré le fonctionnement fiable des turbines.
La part de 8,2 pour cent contraste avec les années précédentes, où l’éolien offshore représentait environ 10 pour cent, et avec les ambitions d’étendre la capacité à 5,8 GW d’ici 2030 (y compris la zone Princess Elisabeth).
Le facteur de capacité oscille généralement entre 40 et 50 pour cent, ce qui entraîne des variations saisonnières : la part peut atteindre des pics pendant les mois venteux, mais elle diminue fortement pendant les périodes calmes.
Les coûts d’investissement et d’exploitation restent élevés : les coûts initiaux par kW sont nettement plus élevés que pour les variantes terrestres en raison de la complexité de l’installation en mer, de la logistique et de la maintenance.
Les dépenses opérationnelles annuelles, y compris les réparations des pales des turbines dues à l’érosion et à l’exposition à l’eau salée, représentent une part importante des coûts totaux. La maintenance en pleine mer nécessite des navires et des équipes spécialisés, ce qui accroît la dépendance à l’égard des subventions et des contrats à long terme. À cela s’ajoutent des questions plus générales telles que les écosystèmes marins (bruit lors de la construction, impact sur les oiseaux et les chauves-souris, microplastiques dus à l’usure) et les futurs coûts de démantèlement après 20 à 30 ans de durée de vie.
La question n’est donc pas de savoir si l’éolien offshore a un rôle à jouer dans le mix énergétique, mais si les coûts et les risques sociaux sont proportionnés à une contribution structurellement volatile de moins de 10 pour cent.
Énergie solaire : croissance, saisonnalité, pièges et défis
L’énergie solaire a connu une forte croissance en 2025, avec une production d’environ 10,1 TWh, soit une augmentation de 21 pour cent par rapport à 2024, en partie grâce à une augmentation de 10 pour cent de la capacité installée, qui a atteint 11,6 GW, et à une année relativement ensoleillée.
Cela a fait de l’énergie solaire l’une des sources renouvelables à la croissance la plus rapide, avec un record mensuel de 1,37 TWh en juin.
Néanmoins, la production reste fortement saisonnière, avec des pics en été et une contribution limitée en hiver. Cela se traduit par un facteur de capacité de seulement 10 à 11 pour cent, nettement inférieur à celui de régions plus ensoleillées comme les États-Unis.
À titre de comparaison, les régions plus ensoleillées comme la Floride enregistrent entre 2 500 et 3 000 heures d’ensoleillement par an, contre 1 500 à 1 600 en Belgique. Cela montre que l’énergie solaire en Belgique produit systématiquement moins par kW installé, ce qui a des conséquences sur l’efficacité et les coûts du système.
Auparavant, des subventions et des primes importantes (telles que les certificats verts, les primes à l’investissement et le compteur net) incitaient de nombreux particuliers et entreprises à installer des panneaux solaires, ce qui a entraîné une croissance explosive. En Flandre et à Bruxelles, ces mesures de soutien ont toutefois été fortement réduites ou supprimées, car la technologie est devenue plus rentable et les pouvoirs publics ne considèrent plus que l’installation nécessite des subventions. En 2025, il n’y aura plus de primes directes disponibles pour les nouvelles installations en Flandre (la prime Fluvius a pris fin en 2024), et l’accent sera mis sur les tarifs d’injection pour la surproduction. Avec le compteur numérique et la suppression du tarif prosumer (pour ceux qui installent de nouvelles installations), les propriétaires recevront une rémunération pour l’électricité réinjectée, mais celle-ci est souvent faible (en moyenne 3-4 centimes/kWh en 2025, parfois moins), et en cas de surproduction extrême, les prix de gros peuvent devenir négatifs – même si cela est rare pour les particuliers et n’entraîne pas systématiquement le paiement de l’électricité injectée. Cela réduit le rendement de la surproduction et souligne la nécessité de l’autoconsommation ou du stockage.
Les défis comprennent la nécessité de stabiliser le réseau, car la surproduction lors des journées ensoleillées peut entraîner des prix négatifs de l’électricité et des problèmes techniques liés à la fréquence du réseau.
En outre, les investissements dans l’énergie solaire contribuent à augmenter les coûts du système en matière de stockage et de secours, en particulier dans un contexte où la Belgique n’atteindra pas ses objectifs climatiques pour 2030. Des analyses critiques soulignent la dépendance aux conditions météorologiques et la contribution limitée en dehors des périodes de pointe, ce qui complique le rôle de l’énergie solaire dans un mix énergétique fiable.
Énergie nucléaire : fiabilité, changements politiques et défis
Les centrales nucléaires fournissent une charge de base continue avec un taux de disponibilité élevé (souvent > 90 pour cent), indépendamment des conditions météorologiques.
En 2025, l’énergie nucléaire est restée la principale source nationale à faible émission de carbone, malgré la fermeture de trois réacteurs plus anciens (représentant ensemble une capacité d’environ 2 GW). Les réacteurs plus récents de Doel 4 et Tihange 3 (représentant ensemble environ 2 GW) ont vu leur durée de vie prolongée jusqu’en 2035 au moins.
En mai 2025, une majorité parlementaire a abrogé la loi de 2003 sur la sortie du nucléaire, qui prévoyait la fermeture de toutes les centrales d’ici 2025 et interdisait la construction de nouvelles centrales. Cela ouvre la possibilité de nouvelles prolongations et de nouveaux réacteurs (jusqu’à 4 GW supplémentaires à terme, y compris des petits réacteurs modulaires). La politique se concentre désormais sur une approche hybride avec l’énergie nucléaire comme pilier, complétée par les énergies renouvelables.
Les coûts d’exploitation sont faibles après l’investissement initial élevé, avec une longue durée de vie (plus de 60 ans). Les défis comprennent l’importation d’uranium, la gestion des déchets, le démantèlement et les contrôles de sécurité stricts (tous les 10 ans par l’AFCN et l’AIEA).
Comparaison : coûts du système, fiabilité et dépendance
Des études, notamment celles du Bureau fédéral du Plan, indiquent qu’une combinaison d’énergie éolienne offshore et d’énergie nucléaire pourrait permettre d’obtenir les coûts moyens les plus bas pour un système sans CO₂ d’ici 2050. L’exclusion de l’énergie nucléaire augmente les coûts du système en raison de lla nécessité de capacités de réserve, d’un stockage et d’importations pendant les périodes de faible production éolienne ou solaire.
L’éolien offshore contribue à couvrir les pics de consommation et à diversifier l’approvisionnement, mais sa variabilité nécessite des capacités supplémentaires (gaz, importations ou autres). L’énergie nucléaire offre une stabilité, mais nécessite des horizons de planification à long terme et des considérations géopolitiques liées au combustible. Les deux options sont à faible teneur en carbone, mais diffèrent en termes d’empreinte spatiale, d’impact environnemental et de dépendance : l’éolien dépend des conditions météorologiques et de l’importation de composants, le nucléaire dépend de l’uranium et de la gestion des déchets. L’énergie nucléaire comporte également des risques pour la santé en cas d’accidents graves ou de catastrophes, comme à Tchernobyl (1986) et à Fukushima (2011). L’exposition aux rayonnements radioactifs a notamment entraîné des maladies aiguës dues aux radiations chez les travailleurs, un risque accru de cancer de la thyroïde – en particulier chez les enfants en raison de l’iode radioactif – et des effets à long terme tels qu’une légère augmentation des cas de cancer. Dans le même temps, les évaluations montrent que la mortalité directe due aux rayonnements est restée relativement limitée. Les conséquences psychologiques et l’impact des évacuations massives se sont souvent révélés plus importants que les effets radiologiques directs. La consommation d’électricité en Belgique est restée stable en 2025, autour de 80 TWh, avec une contribution croissante des énergies renouvelables (en particulier l’énergie solaire, qui a atteint un niveau record), mais aussi des pics d’importation.
Conclusion
Les performances récentes de l’éolien offshore, de l’énergie solaire et du changement de politique nucléaire illustrent les défis à relever : comment parvenir à un mix énergétique robuste, abordable et à faible teneur en carbone dans un contexte de production variable, de coûts élevés et d’objectifs européens ambitieux ? Les faits de 2025 montrent qu’aucune technologie ne suffit à elle seule, et le débat sur la combinaison optimale reste d’actualité.
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