(303) Enfin, en ce qui concerne les paramètres de la conception du CEC, Engie a fait valoir que le prix du marché journalier était le prix de référence du marché approprié.
a) Tout d’abord, Engie a fait valoir que les produits à long terme n’ont aucune incidence sur les décisions d’appel d’une centrale nucléaire dont le coût marginal à court terme est intrinsèquement très faible. Les prix à terme de l’électricité n’ont jamais été négatifs sur aucun marché européen et une telle situation peut être considérée comme très improbable à l’avenir. En conséquence, Engie a fait valoir que les produits à long terme ne fournissaient pas les signaux de marché nécessaires pour arbitrer les décisions d’appel, mais que, quel que soit le prix de référence du marché choisi, l’appel sera toujours déterminé sur la base de la comparaison entre le coût marginal à court terme et les coûts d’opportunité, d’une part, et le prix du marché journalier, d’autre part (en tenant compte des capacités de flexibilité de la centrale).
b) Deuxièmement, Engie a fait valoir que l’utilisation de produits à terme comme prix de référence du marché exposerait BE-NUC à des risques importants et ingérables découlant de la disponibilité insuffisante de produits à long terme appropriés sur le marché belge, étant donné que:
— le marché à terme belge se caractérise par une liquidité faible et en baisse. Les volumes négociés sur le marché à un an sont nettement inférieurs à la production annuelle prévue des unités LTO. Cet écart souligne l’impossibilité pratique d’utiliser des produits de marché à long terme comme prix de référence pour le CEC,
— non seulement l’illiquidité du marché à terme en fait un mauvais indicateur de référence pour calculer le paiement compensatoire par rapport au prix d’exercice, mais son utilisation introduit également des risques importants liés à la formation des prix, aux distorsions du marché et aux coûts d’exécution. En revanche, le prix du marché journalier offre la plus grande liquidité et la plus grande transparence en ce qui concerne la formation des prix, ce qui évite ainsi les problèmes liés à l’opacité de la liquidité, aux coûts de réplication, aux coûts de couverture de substitution et aux exigences de marge, et
— le marché à terme belge n’apporte pas un niveau de détail suffisant pour être un prix de référence du marché approprié.
c) Engie a fait valoir que la réduction considérable de son parc de réacteurs nucléaires à partir de 2025 en raison du déclassement de cinq des sept réacteurs nucléaires entraînait des risques supplémentaires. Cette réduction du parc augmentera le risque d’indisponibilité, car tout temps d’arrêt ou problème opérationnel des unités LTO ne pourra être compensé par d’autres actifs. Par conséquent, le modèle de production de BE-NUC deviendra plus incertain, ce qui augmentera le risque de ne pas pouvoir fournir l’électricité conformément aux contrats à long terme. Dans un tel scénario, BE-NUC serait contrainte de racheter de l’électricité à des prix potentiellement plus élevés, ce qui entraînerait d’importantes pertes financières en plus de la perte de revenus due à la réduction de la production. Ces pertes seraient exacerbées par l’illiquidité des marchés à long terme, où les écarts de cotation importants et les volumes de négociation limités pourraient gonfler davantage le coût du respect des obligations contractuelles.