(213) Selon les autorités belges, compte tenu des défaillances du marché mentionnées à la section 3.1, ces autres solutions ont été jugées moins appropriées pour soutenir le projet d’exploitation à long terme, pour les raisons suivantes:
a) le déficit de financement potentiel et le profil de risque spécifique des unités LTO ne peuvent être traités de manière adéquate par une participation au mécanisme de capacité, car: i) le mécanisme de capacité consiste en un processus concurrentiel avec des enchères annuelles, dont le résultat est, par définition, incertain pour les participants, ce qui est incompatible avec le choix de la Belgique d’intégrer l’énergie nucléaire dans son bouquet énergétique; ii) la rémunération par le biais des enchères du mécanisme de capacité est incompatible avec le calendrier de la prolongation de la durée de vie, qui prévoit que les investissements doivent commencer au plus tôt possible afin que les unités LTO soient à nouveau disponibles d’ici novembre 2025; et iii) le mécanisme de capacité résout seulement le déficit de financement du projet d’investissement, sans traiter les risques spécifiques auxquels l’exploitant nucléaire est exposé;
b) une prime de rachat fixe garantirait le même montant pour chaque unité d’électricité (quel que soit le niveau du prix de gros), ce qui pourrait entraîner une surcompensation ou une sous-compensation et imposer un risque de marché résiduel excessif à l’opérateur;
c) un CEC unidirectionnel n’obligerait pas les producteurs à rembourser les revenus du marché au-delà du prix d’exercice, ce qui pourrait entraîner une surcompensation;
d) un modèle fondé sur une BAR pour les unités nucléaires est mieux adapté aux nouveaux investissements dans les capacités nucléaires afin de réduire les risques liés à la période de construction et aux dépenses d’investissement importantes.