(290) Engie a également fait valoir qu’il existait plusieurs différences entre le projet d’exploitation à long terme (prolongation de la durée de vie de Doel 4 et Tihange 3) et la prolongation de la durée de vie de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1 en 2015 (ci-après l’«exploitation à long terme existante»):
a) premièrement, le projet d’exploitation à long terme a été lancé par l’État belge en 2022, après qu’Engie a pris la décision (à partir de 2020) de se retirer des activités nucléaires et de réorienter ses activités vers les énergies renouvelables et les infrastructures énergétiques. Engie a donc dû revoir complètement sa stratégie, ce qui a, en soi, augmenté les coûts du projet d’exploitation à long terme, d’autant plus qu’Electrabel n’avait réalisé aucune étude de sécurité préliminaire et n’avait pris aucune disposition en vue d’une éventuelle nouvelle prolongation de la durée de vie ou d’une prolongation de la durée de l’exploitation à long terme existante. En revanche, au moment de l’exploitation à long terme existante, Electrabel menait encore des études préliminaires pour la prolongation de l’exploitation des réacteurs nucléaires belges, car un tel scénario était considéré comme probable à l’époque;
b) deuxièmement, plusieurs coûts ont résulté du calendrier serré du projet d’exploitation à long terme. À la demande du gouvernement belge, le redémarrage des unités LTO a été avancé au 1er novembre 2025 (au lieu de la date initialement prévue du 1er novembre 2026);
c) troisièmement, outre l’incertitude réglementaire, on s’attend à ce que BE-NUC soit exposée à une volatilité accrue des prix du marché (par rapport à la situation en 2015) en raison de la part croissante des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique. En outre, les conditions du marché étaient également très différentes en 2015, lorsque les sources d’énergie fossiles, plus stables, représentaient une part plus importante du bouquet énergétique et que les prix bas ou négatifs étaient rares;
d) quatrièmement, les résultats financiers de l’exploitation à long terme existante ont été affectés négativement par des événements entraînant une indisponibilité et des dépenses d’investissement plus importants que prévu et une baisse du prix capturé de l’électricité. Depuis 2016, plusieurs dépréciations ont été enregistrées dans les comptes d’Engie en rapport avec ses activités nucléaires, entraînant des pertes financières importantes pour le groupe Engie (d’où la conclusion que ces activités ne peuvent être supportées par un seul acteur privé du marché en l’absence d’un mécanisme équilibré de partage des risques);
e) enfin, l’AFCN elle-même a clairement souligné les nombreuses différences entre l’exploitation à long terme existante et le projet d’exploitation à long terme actuel dans un document de synthèse publié en 2021. Afin de permettre un redémarrage avant le 1er novembre 2025, soit un an plus tôt que prévu initialement, l’AFCN a autorisé la réalisation des améliorations nécessaires en matière de sécurité sur une période de trois ans après le redémarrage (soit avant le 31 décembre 2028), alors que pour l’exploitation à long terme existante, elle avait autorisé une période de cinq ans après le redémarrage pour entreprendre les travaux nécessaires.