(302) Engie a indiqué que la conception du CEC et l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché étaient appropriés et proportionnés pour préserver les incitations des unités LTO à réagir efficacement aux signaux du marché. À cet égard, Engie reprend les mêmes arguments que l’État belge concernant les contraintes techniques, réglementaires et économiques des unités LTO (voir section 2.1). Engie a fait valoir que, même aujourd’hui, en l’absence du CEC et avec un parc de cinq réacteurs permettant une stratégie de diversification accrue, elle dispose d’une flexibilité très limitée pour ajuster la production d’électricité nucléaire en réponse aux signaux du marché à court et moyen terme. Selon Engie, compte tenu de cette marge de manœuvre limitée, le CEC a été conçu pour inciter pleinement BE-NUC à réagir aux signaux de prix, dans la mesure où cela est techniquement possible:
a) tout d’abord, Engie a souligné que, contrairement aux sources de production d’électricité flexibles et aux unités de nouvelle génération et/ou à d’autres types de réacteurs nucléaires, les unités LTO ont été conçues pour la production de base et ont des capacités de modulation très limitées, de sorte qu’il n’est pas rationnel de moduler la production à chaque fois que les prix deviennent négatifs ou sont inférieurs à leurs coûts marginaux à court terme. Engie a précisé que ce n’est que depuis 2015 que l’AFCN autorise la modulation économique de la production d’électricité des unités nucléaires en Belgique, en appliquant des contraintes techniques strictes, comme expliqué aux considérants 13 à 15 de la présente décision. Par conséquent, compte tenu de ces contraintes (combinées au risque d’arrêt automatique à chaque modulation, au risque de déséquilibre qu’un tel arrêt entraînerait et à l’absence d’économies de combustible pendant la modulation), Engie a expliqué que l’exploitant nucléaire ne pouvait pas ajuster librement la production d’électricité des unités en réaction à des prix négatifs et qu’il convenait de faire le meilleur usage possible des capacités de modulation limitées;
b) deuxièmement, l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché et la modification de la durée du cycle du combustible garantissent que les indisponibilités planifiées seront programmées pendant la période estivale, lorsque les prix sont habituellement et devraient être les plus bas. Les unités LTO seront, de la sorte, disponibles lorsque la demande d’électricité (et les prix) devrait être à son plus haut niveau. Engie a également ajouté qu’une indisponibilité planifiée d’une unité nucléaire nécessitait environ 12 mois de préparation, devait être communiquée à l’avance au marché et impliquait un grand nombre de parties prenantes. Une fois l’interruption programmée, l’exploitant nucléaire ne peut pas modifier sa date sans l’accord préalable du gestionnaire de réseau. Par conséquent, dans la pratique, si les indisponibilités peuvent être planifiées en fonction des conditions du marché à long terme, la programmation des opérations de maintenance des centrales nucléaires ne répond pas aux signaux du marché à court terme;
c) troisièmement, Engie fait valoir que l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché incite suffisamment BE-NUC à maximiser et à capter le prix le plus élevé du marché en programmant les indisponibilités au moment où les prix devraient être les plus bas et conteste vivement l’avis préliminaire de la Commission selon lequel les effets de l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché «sont peu significatifs dans la pratique» (comme mentionné au considérant 290 de la décision d’ouvrir la procédure).