La Belgique a franchi le 30 avril 2026 une étape historique : le gouvernement du Premier ministre Bart De Wever et le groupe Engie ont annoncé conjointement l’ouverture de négociations exclusives en vue du rachat par l’État belge de l’intégralité des activités nucléaires d’Engie en Belgique. Un accord commercial est attendu avant le 1er octobre 2026. Cette décision met fin à vingt-trois ans de politique de sortie du nucléaire et replace 41 % du mix électrique national sous contrôle public.
Un accord exclusif annoncé le 30 avril 2026 par Engie et l’État belge
Le communiqué conjoint d’Engie et du Premier ministre belge, publié le 30 avril 2026, officialise des négociations exclusives pour le rachat par la Belgique de l’ensemble des actifs nucléaires d’Electrabel — la filiale belge d’Engie qui exploite le parc depuis des décennies. Les deux parties précisent que l’opération « ne devrait pas affecter indûment la position financière globale d’Engie et d’Electrabel », sans toutefois dévoiler de montant de transaction.
Le périmètre couvre les sept réacteurs du parc belge — Doel 1 à 4 sur la rive droite de l’Escaut, Tihange 1 à 3 en province de Liège — représentant une capacité historique d’environ 6 GW. En mai 2026, deux réacteurs seulement restent en exploitation : Doel 4 (1 026 MWe) et Tihange 3 (1 030 MWe), soit un peu plus de 2 GW combinés. Les cinq autres ont été définitivement mis à l’arrêt entre septembre 2022 (Doel 3) et novembre 2025 (Doel 2).
En 2024, la production nucléaire belge s’est établie à 31,3 TWh, couvrant 41 % du mix électrique national selon la World Nuclear Association. Cette part dominante explique pourquoi le gouvernement considère la maîtrise directe du parc comme un enjeu de souveraineté énergétique.
Retour sur vingt-trois ans de sortie du nucléaire : de la loi de 2003 à l’abrogation de 2025
La loi belge de 2003 — adoptée lors de la première participation des partis Verts au gouvernement fédéral (Ecolo et Groen) — imposait une durée de vie maximale de quarante ans par réacteur, sans prolongation ni construction nouvelle. À l’époque, cette décision s’inscrivait dans un mouvement européen plus large : l’Allemagne adoptait des dispositions similaires la même année, et plusieurs pays nordiques réévaluaient leur mix électrique.
La trajectoire de sortie a commencé à se fissurer avec la crise énergétique de 2022. La Belgique, fortement dépendante des importations gazières, a frôlé des coupures d’électricité lors des hivers 2022-2023. Le gouvernement De Croo négocie alors avec Engie l’accord Phoenix, signé le 13 décembre 2023 : Doel 4 et Tihange 3 obtiennent une prolongation de dix ans jusqu’en 2035, moyennant un partage des bénéfices et une contribution aux coûts de démantèlement des réacteurs arrêtés.
Le Parlement belge vote ensuite formellement l’abrogation de la loi de 2003 le 15 mai 2025. Puis le blackout ibérique d’avril 2025 — et le rapport final de l’ENTSO-E publié début 2026 soulignant les fragilités des réseaux à forte pénétration renouvelable — accélèrent la réflexion sur la robustesse du système électrique européen. Le gouvernement De Wever franchit l’étape ultime le 30 avril 2026 en décidant non seulement de maintenir les deux réacteurs actifs, mais de reprendre la totalité du portefeuille nucléaire d’Engie, y compris les cinq unités à démanteler et leurs passifs de gestion des déchets.
Les enjeux financiers : démantèlement, déchets et valorisation de la transaction
La complexité financière de l’opération est considérable. Le prix de la transaction ne couvre pas uniquement la valeur de production des deux réacteurs actifs (Doel 4 et Tihange 3, dont les recettes s’étaleront jusqu’en 2035). Il doit également intégrer :
- Le coût du démantèlement des cinq réacteurs arrêtés : les estimations d’experts belges (UCLouvain, Bureau fédéral du Plan) se chiffrent en milliards d’euros, étalés sur plusieurs décennies.
- La gestion à très long terme des déchets radioactifs : la Belgique ne dispose pas encore d’une solution de stockage géologique profond définitivement validée — un vide réglementaire qui alourdit la valorisation des passifs.
- Les infrastructures partagées : piscines de refroidissement, systèmes de traitement des effluents et le cas particulier des réacteurs arrêtés mais pas encore en phase active de démantèlement.
Engie a précisé que l’opération « ne devrait pas affecter indûment » sa position financière — formulation prudente qui suggère que la valorisation des passifs fera l’objet de négociations serrées. Du côté belge, les économistes soulignent que l’État reprend un actif dont la valeur nette dépend largement du prix futur de l’électricité sur les marchés européens — prix qui, comme le montre l’évolution récente des tarifs de l’électricité en France et en Europe, reste particulièrement volatile.
Un signal fort pour la politique nucléaire européenne
À l’échelle du continent, la décision belge s’inscrit dans un mouvement que plusieurs pays observent attentivement. L’Allemagne — qui a fermé ses derniers réacteurs en avril 2023 — voit aujourd’hui certains partis politiques militer pour un retour au nucléaire face à des prix de l’électricité élevés. Les Pays-Bas construisent deux nouveaux réacteurs à Borssele. La Pologne, la République tchèque et la Finlande investissent massivement dans de nouvelles capacités nucléaires.
Pour la France, ce signal arrive au moment où EDF développe son programme EPR2 (six réacteurs prévus, coût réévalué à 67,4 Md€, mise en service de la première paire à Penly espérée pour 2035) et où Flamanville 3 achève ses tests finaux après son couplage au réseau en décembre 2024. L’argument de la souveraineté et du contrôle public des actifs nucléaires — longtemps préservé en France avec EDF majoritairement public, puis entièrement renationalisé en 2023 — se trouve renforcé par le choix belge.
Dans ce contexte, le débat européen sur les énergies du futur se déplace progressivement : le nucléaire n’est plus perçu comme une énergie en déclin, mais comme un pilier du mix bas-carbone à l’horizon 2040-2050, aux côtés des énergies solaires et éoliennes dont le déploiement s’accélère.
Implications concrètes pour les consommateurs belges
Le passage sous contrôle public de Doel 4 et Tihange 3 ouvre plusieurs possibilités de gouvernance. Si l’État choisit de ne pas vendre l’intégralité de la production sur les marchés spot — à l’image du mécanisme français de l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH), remplacé en 2026 par un nouveau dispositif — les consommateurs industriels et résidentiels pourraient bénéficier d’une plus grande stabilité tarifaire, partiellement décorrélée de la volatilité des marchés gaziers.
En revanche, si l’État belge gère le parc comme n’importe quel opérateur de marché, l’impact sur les factures sera limité à court terme. Tout dépendra des choix politiques post-accord, attendus pour l’automne 2026. À l’échelle européenne interconnectée, le maintien garanti des 2 GW belges jusqu’en 2035 contribue directement à la sécurité d’approvisionnement du nord de la France et des Pays-Bas, deux régions fortement importatrices selon les saisons.
Calendrier et prochaines étapes avant octobre 2026
Les négociations exclusives entre le gouvernement De Wever et Engie doivent aboutir à un accord commercial d’ici le 1er octobre 2026. Plusieurs points techniques restent à trancher : la gouvernance du futur opérateur public (Electrabel conserve-t-il l’opération des réacteurs, ou une nouvelle entité publique est-elle créée ?), la répartition des coûts de démantèlement entre l’État et Engie, et la question d’une éventuelle prolongation des réacteurs actifs au-delà de 2035 — ce qui serait techniquement possible une fois que l’État sera propriétaire.
Pour les observateurs français, la décision belge constitue un cas d’école qui alimentera les débats autour du financement du programme EPR2 et de la décarbonation du mix énergétique européen dans lequel chauffage, mobilité et industrie électrifiés joueront un rôle croissant.
Pourquoi la Belgique avait-elle décidé de sortir du nucléaire en 2003 ?
La loi de 2003 est le résultat d’un accord de coalition entre partis libéraux, socialistes et Verts (Ecolo/Groen), alors au gouvernement fédéral pour la première fois. Elle fixait une durée de vie maximale de quarante ans par réacteur, sans prolongation ni construction nouvelle. Cette politique a été progressivement remise en cause à partir de 2022 face à la crise énergétique, avant d’être formellement abrogée par le Parlement le 15 mai 2025.
Quels réacteurs belges fonctionnent encore en 2026 ?
Deux réacteurs restent en exploitation en mai 2026 : Doel 4 (1 026 MWe, rive droite de l’Escaut) et Tihange 3 (1 030 MWe, province de Liège), tous deux prolongés jusqu’en 2035 par l’accord Phoenix signé en décembre 2023. Les cinq autres — Doel 1, Doel 2, Doel 3, Tihange 1 et Tihange 2 — ont été définitivement arrêtés entre septembre 2022 et novembre 2025.
Cette décision belge peut-elle influencer le débat nucléaire en France ?
La France n’a jamais privatisé ses réacteurs (EDF est resté sous contrôle public, puis entièrement renationalisé en 2023). En ce sens, la Belgique rejoint un modèle que la France défend depuis toujours. Cela dit, le signal est fort : un pays qui avait légalement acté sa sortie du nucléaire fait marche arrière pour des raisons de souveraineté énergétique et de sécurité d’approvisionnement — deux arguments qui figurent aussi au cœur du programme EPR2 français.
À noter : le parc nucléaire français s’est enrichi d’un réacteur supplémentaire en 2026. L’EPR de Flamanville est entré en exploitation commerciale le 29 avril 2026, après 19 ans de chantier et un coût total estimé à 23,7 Md€ — un contexte utile pour comprendre l’enjeu de la relance nucléaire en Europe.
