Décision (UE) 2025/2370 de la Commission du 21 février 2025 concernant la mesure d’aide d’État SA.106107 (2024/N) que la Belgique envisage de mettre à exécution en faveur de la prolongation de la durée de vie de deux réacteurs nucléaires (Doel 4 et Tihange 3) [notifiée sous le numéro C(2025) 1070]

(1)

Par lettre du 21 juin 2024, la Belgique a notifié à la Commission la mesure visant à soutenir la prolongation de la durée de vie de deux réacteurs nucléaires en Belgique [Doel 4 (ci-après «D4») et Tihange 3 (ci-après «T3»)], conjointement avec les unités concernées par l’exploitation à long terme (ci-après les «unités LTO»). Elle a fourni des informations complémentaires à la Commission par lettres des 9 et 10 juillet 2024, à la suite de la demande de renseignements de la Commission du 4 juillet 2024.

(2)

Par lettre du 22 juillet 2024, la Commission a informé la France de sa décision d’ouvrir la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (ci-après le «TFUE») à l’égard de cette mesure (ci-après la «décision d’ouvrir la procédure»).

(3)

La Belgique a adressé ses observations à la décision d’ouvrir la procédure le 22 août 2024.

(4)

La décision de la Commission d’ouvrir la procédure a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne (2). La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations.

(5)

La Commission a reçu des observations des tiers intéressés. Ces observations ont été communiquées à la Belgique, qui a eu la possibilité de les commenter, ce qu’elle a fait par lettre du 30 octobre 2024.

(6)

La Belgique a fourni des informations complémentaires le 2 septembre 2024, les 23, 27 et 30 octobre 2024, les 8, 14, 18, 22, 25, 27 et 30 novembre 2024, les 2, 4, 5, 12, 13, 17 et 20 décembre 2024, les 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 et 31 janvier 2025, ainsi que le 1er février 2025 (3).

(7)

Le 24 octobre 2024, la Belgique a accepté, à titre exceptionnel, de renoncer à ses droits découlant de l’article 342 du TFUE, lu en liaison avec l’article 3 du règlement no 1/1958 (4), et de voir la présente décision adoptée et notifiée en anglais.

(8)

Jusqu’en 2022, le parc nucléaire belge comprenait sept réacteurs nucléaires, soit quatre réacteurs situés en Flandre (Doel) et trois réacteurs en Wallonie (Tihange). Tous les réacteurs sont entrés en service entre 1975 et 1985 (5) et ont été construits par des entreprises publiques (Ebes, Intercom et Unerg), qui ont finalement fusionné pour devenir Electrabel SA (détenue majoritairement par Tractebel) en 1990 (ci-après «Electrabel»). En 1996, la Société Générale de Belgique (ci-après «SGB») est devenue actionnaire majoritaire de Tractebel et, en 1999, Suez a acquis près de 100 % de la SGB. À la suite de la fusion entre Suez et Gaz de France (ci-après «GDF») en 2008, le propriétaire ultime d’Electrabel est devenu Engie S.A. (ci-après «Engie»).

(9)

Electrabel, filiale à 100 % d’Engie, est l’exploitant nucléaire et le propriétaire majoritaire des sept réacteurs nucléaires belges depuis le début de leur exploitation. Aujourd’hui, la propriété des réacteurs nucléaires belges se répartit comme suit:

(10)

En ce qui concerne les capacités des concernées par l’exploitation à long terme (voir tableau 2):

(11)

La Belgique explique que tous les réacteurs nucléaires belges, y compris les unités LTO, ont été conçus et exploités en tant qu’unités de base fondées sur la technologie des réacteurs à eau pressurisée (ci-après «REP»). Leur conception remonte aux années 1970 et est typique des unités de base, à l’instar des anciens réacteurs nucléaires que l’on trouve partout dans le monde. Ces unités fonctionnent généralement à leur capacité nominale maximale lorsqu’elles sont en service, contrairement aux technologies plus récentes (génération III) qui permettent un fonctionnement flexible, notamment en modifiant la quantité d’électricité produite au fil du temps (ce que l’on appelle l’«intensification ou la réduction de la production» ou le «suivi de charge») et en assurant la régulation de la fréquence et des réserves d’exploitation (11). Lorsque l’unité est exploitée à une charge de base, la production d’électricité n’est généralement réduite ou arrêtée que lorsque cela est nécessaire pour le ravitaillement planifié et/ou l’entretien périodique, l’entretien urgent non planifié visant à remédier aux problèmes d’équipement de l’installation ou les contraintes imprévues de conception et/ou de sécurité. Par conséquent, la réduction de la production d’électricité est davantage motivée par les besoins de l’exploitant nucléaire ou du gestionnaire de réseau de transport (ci-après le «GRT») que par les signaux du marché.

(12)

La Belgique précise que les réacteurs nucléaires belges sont techniquement limités par leur conception, qui restreint fortement les possibilités de modulation de la production, laquelle a longtemps été limitée à la régulation du réseau. Cela s’explique par le fait que les réacteurs nucléaires belges sont exclusivement équipés de barres de commande noires, qui limitent fortement la capacité de modulation, contrairement aux barres de commande grises (12). À l’inverse, par exemple, certains des réacteurs nucléaires français les plus récents sont équipés à la fois de barres de commande noires et grises et sont donc conçus et construits pour permettre des modulations et un suivi de la charge. En raison de la conception des réacteurs nucléaires belges fondée sur des barres de contrôle noires, jusqu’à récemment, la modulation pour des raisons économiques était interdite par l’Agence fédérale belge de sûreté nucléaire (ci-après l’«AFCN») (13). La modulation n’était acceptable que pour des raisons techniques ou à la demande du GRT belge (Elia), afin d’éviter une panne générale (14).

(13)

Toutefois, la Belgique fait valoir qu’en réponse à l’évolution générale des marchés de l’électricité et à la nécessité d’introduire une certaine flexibilité dans leur fonctionnement, des études ont été réalisées afin d’autoriser, dans certains cas, des modulations pour des raisons économiques (ci-après une «modulation économique»). En 2015, Engie, Electrabel et les régulateurs belges ont lancé des études de sécurité (15) en vue d’analyser les conditions à remplir pour autoriser certaines modulations pour des raisons économiques, en examinant notamment l’incidence d’une telle modulation sur le combustible nucléaire. L’étude a conclu qu’un maximum de 30 modulations économiques par cycle du combustible pourrait être acceptable pour Tihange 3 et Doel 4, à condition qu’un certain nombre de conditions techniques — principalement liées au réchauffement et au refroidissement de l’élément combustible — soient respectées:

(14)

En outre, les modulations ne seraient pas possibles pendant certaines périodes (17), par exemple:

(15)

À la suite de ces études, l’AFNC a autorisé l’exploitant à effectuer jusqu’à 30 modulations par cycle (18), ce qui correspond au nombre maximal de modulations pouvant être réalisées dans les limites de la licence d’exploitation actuelle. Compte tenu de ces contraintes, Engie a souligné que l’exploitant évaluait avec prudence chaque décision de modulation, car celle-ci comporte de multiples risques (par exemple, production d’effluents liquides en raison de la modulation, vieillissement plus rapide des installations, risque de déclenchement d’un arrêt automatique, dommages potentiels qui rendraient impossible le redémarrage du réacteur, etc.), qui sont largement documentés par la littérature scientifique (19).

(16)

La Belgique indique (sur la base des informations fournies par Electrabel) que, dans l’état actuel des connaissances, il n’existe aucune solution technologique permettant d’accroître la flexibilité à un coût et dans un délai raisonnables. La mise à niveau technique nécessaire pour transformer un réacteur de base en une centrale à suivi de charge et permettre une plus grande flexibilité nécessiterait une modification complète de la conception, et, en particulier, le remplacement de la cuve du réacteur, ce qui est une opération très longue et complexe. En outre, cela nécessiterait de nouvelles études dans le cadre du rapport de sûreté, ainsi qu’une modification importante de leur licence d’exploitation devant être délivrée par les autorités belges de sûreté nucléaire.

(17)

En outre, la Belgique explique (sur la base des informations fournies par Electrabel) que la flexibilité des réacteurs est également limitée par la spécificité de leur combustible et par la gestion des indisponibilités:

(18)

Comme décrit au point 2.1 de la décision d’ouvrir la procédure, en 2003, le Parlement fédéral belge a adopté une loi interdisant la construction de nouvelles unités nucléaires destinées à la production industrielle d’électricité par fission nucléaire en Belgique et limitant l’exploitation des réacteurs existants à 40 ans, en prévoyant ainsi une sortie du nucléaire entre 2015 et 2025 (ci-après la «loi de 2003» ou la «loi sur la sortie du nucléaire») (23). Comme prévu initialement par la loi sur la sortie du nucléaire, Doel 3 et Tihange 2 ont été déconnectés de manière permanente du réseau respectivement le 23 septembre 2022 et le 31 janvier 2023. Par les lois du 18 décembre 2013 et du 28 juin 2015 (24), la loi sur la sortie du nucléaire a été modifiée et la durée de vie des trois réacteurs les plus anciens, Tihange 1, Doel 1 et Doel 2, a été prolongée de 10 ans, respectivement jusqu’au 30 septembre 2025, jusqu’au 14 février 2025 et jusqu’au 30 novembre 2025 (prolongation de la durée de vie de 10 ans) (25).

(19)

Conformément à la loi sur la sortie du nucléaire, Doel 4 et Tihange 3 devaient fermer en 2025. En conséquence, depuis 2020, les objectifs stratégiques d’Engie concernant les activités nucléaires étaient i) de se retirer des activités de production d’électricité nucléaire en Belgique afin de réduire le risque d’être exposée, en tant qu’opérateur nucléaire, à la volatilité des prix du marché; et ii) de ne plus inclure la production d’électricité nucléaire parmi les activités principales d’Engie. Depuis 2020, ce retrait a entraîné l’arrêt de toutes les études relatives à la prolongation de la durée d’exploitation de ses centrales nucléaires (toutes situées en Belgique). La communication financière d’Engie depuis 2020 est conforme à cet objectif stratégique de retrait et a été prise en considération dans les hypothèses comptables utilisées pour l’établissement des états financiers consolidés, en particulier lors des tests de dépréciation (26).

(20)

Le tableau 1 présente un aperçu des sept réacteurs nucléaires belges, y compris leur propriétaire, leur capacité nette et leurs dates initiales de désactivation conformément à la loi sur la sortie du nucléaire et à ses révisions ultérieures.

Tableau 1

Aperçu des centrales nucléaires en Belgique

(21)

Le 18 mars 2022, le gouvernement fédéral belge (ci-après le «gouvernement belge») a décidé de réexaminer sa décision de sortir du nucléaire, en autorisant la prolongation de la durée de vie opérationnelle (exploitation à long terme) des deux réacteurs nucléaires les plus récents, Doel 4 et Tihange 3, pour une période de 10 ans (ci-après le «projet d’exploitation à long terme»). Cette décision de la Belgique a été prise dans le contexte de la réponse européenne à la guerre menée par la Russie contre l’Ukraine (y compris de la nécessité pour les États membres de l’UE de réduire leur consommation de gaz et leur dépendance à l’égard de cette énergie) et de la crise du gaz qui en a résulté, ainsi que des préoccupations existantes concernant la sécurité de l’approvisionnement en Belgique (voir également section 2.4 ci-dessous) compte tenu des besoins accrus en électrification (pour permettre la transition énergétique) et de la faible disponibilité du parc nucléaire français en 2021-2022 (en raison de problèmes de corrosion imprévus et de travaux de maintenance importants visant à prolonger sa durée d’exploitation) (27).

(22)

Par la suite, en 2022, le gouvernement belge a entamé des négociations avec l’exploitant nucléaire belge, Electrabel, concernant la mise en œuvre de la prolongation de la durée d’exploitation. Les raisons de l’absence d’appel d’offres, qui ont été communiquées par la Belgique et sur lesquelles la Commission n’a pas émis de doutes dans la décision d’ouvrir la procédure, sont mentionnées au considérant 38 de ladite décision et incluent:

(23)

Engie, la société mère d’Electrabel, hésitait initialement à entamer des négociations avec la Belgique concernant le projet d’exploitation à long terme, affirmant que la technologie nucléaire était devenue trop coûteuse et trop risquée et faisant référence à l’intention d’Engie de mettre fin à ses activités nucléaires en Belgique après 2025 (voir considérant 19). L’État belge a donc convenu avec Engie de mettre en place un mécanisme permettant de partager, de manière équilibrée et transparente, les risques et les avantages liés à la prolongation de la durée d’exploitation des deux réacteurs. Selon la Belgique, Engie a clairement indiqué dès le départ qu’en l’absence d’un mécanisme de partage des risques et d’un accord sur les déchets nucléaires provenant de l’exploitation des sept centrales nucléaires en Belgique, elle n’envisagerait pas de prolonger la durée de vie des deux réacteurs nucléaires, ce qui la contraint à modifier considérablement sa stratégie d’entreprise et son exposition au risque (28).

(24)

Le processus de négociation a été décrit en détail à la section 3.1 de la décision d’ouvrir la procédure et a abouti à la conclusion, le 13 décembre 2023, d’un accord de mise en œuvre en vue de la relance de l’exploitation des unités LTO avant l’hiver 2025-2026. Comme indiqué au considérant 36 de la décision d’ouvrir la procédure, l’accord de mise en œuvre se compose de trois grands volets, qui ont tous le même objectif, à savoir soutenir l’exécution du projet d’exploitation à long terme:

(25)

L’accord de mise en œuvre a été modifié à deux reprises au cours de l’année 2024 (29). Son contenu est décrit plus en détail à la section 3.

(26)

Voici quelques étapes importantes du projet d’exploitation à long terme:

(27)

En conséquence, la production d’électricité pendant la période 2026-2028 sera relativement faible en raison d’indisponibilités planifiées plus fréquentes que d’habitude des deux réacteurs pendant la phase de redémarrage [ci-après les «indisponibilités planifiées dans le cadre de l’exploitation à long terme (31)»]. L’indisponibilité des unités LTO pendant les indisponibilités planifiées dans le cadre de l’exploitation à long terme devrait être de 24 semaines par an pendant les trois premières années suivant la date de redémarrage en vue de l’exploitation à long terme.

(28)

Outre les indisponibilités planifiées dans le cadre de l’exploitation à long terme, une indisponibilité annuelle normale pour les centrales nucléaires [ci-après «indisponibilité planifiée hors exploitation à long terme (32)»] est attendue pour toute la période de prolongation de la durée de vie (c’est-à-dire pendant la phase de redémarrage et la phase d’exploitation), pouvant aller jusqu’à un an avant la fin de l’exploitation pour Doel 4 et jusqu’à la dernière année d’exploitation pour Tihange 3. Chaque interruption programmée hors exploitation à long terme devrait durer six semaines. Par conséquent, au cours des trois premières années suivant le redémarrage en vue de l’exploitation à long terme, les deux réacteurs nucléaires devraient être arrêtés pendant 30 semaines par an.

(29)

Outre les indisponibilités planifiées (dans le cadre de l’exploitation à long terme ou non), des problèmes imprévus et imprévisibles peuvent survenir et nécessiter un arrêt supplémentaire des unités LTO. Un taux d’indisponibilité fortuite (ci-après «TIF») de 10 % a été pris en considération dans le modèle financier utilisé pour la signature de l’accord de rémunération (33). Cela signifie que Doel 4 et Tihange 3 ont un taux de disponibilité cible de 90 % sur 10 ans, sans tenir compte des indisponibilités planifiées dans le cadre ou non de l’exploitation à long terme.

(30)

En incluant toutes les indisponibilités planifiées et non planifiées, Doel 4 et Tihange 3 ont respectivement un taux de disponibilité cible d’environ 68,4 % et 67,4 %.

(31)

La capacité nominale de production d’électricité, la production annuelle d’électricité et la part de la demande nationale d’électricité en Belgique de Doel 4 et de Tihange 3, avant et après la prolongation de la durée de vie, ont été résumées dans le tableau 2. Comme le montre clairement le tableau 2, la production annuelle estimée d’électricité des unités LTO devrait doubler après la phase de redémarrage.

Tableau 2

Caractéristiques principales de Doel 4 et Tihange 3 (avant et après l’exploitation à long terme)

(32)

Comme mentionné au considérant 17 de la décision d’ouvrir la procédure, le GRT belge, Elia, a mené depuis 2019 trois études nationales sur l’adéquation des ressources (ci-après la «NRAA de 2019», la «NRAA de 2021» et la «NRAA de 2023»), qui ont toutes indiqué que de nouvelles capacités seraient nécessaires d’ici à l’hiver 2025-2026, en raison de la sortie (partielle) du nucléaire en Belgique, qui a débuté avec le déclassement de Doel 3 et de Tihange 2 en 2022 et 2023 (voir tableau 1), un besoin renforcé par le déclassement des capacités de production thermique dans les pays voisins et les problèmes rencontrés par les actifs nucléaires français.

(33)

Afin de répondre à ces préoccupations en matière d’adéquation des ressources, la Belgique a mis en place un mécanisme de capacité, approuvé par la Commission en 2021 et modifié à deux reprises depuis lors (34). Le mécanisme de capacité est un indicateur à l’échelle du marché qui permet de rémunérer les centrales qui sont prêtes à fournir de l’électricité pendant des périodes prédéfinies, qu’elles soient ou non productrices. Le mécanisme de capacité vise à répondre aux préoccupations relatives à l’adéquation des ressources en électricité, tout en soutenant la transition énergétique. Il entrera en vigueur à partir de l’hiver 2025, date à laquelle les deux unités LTO devraient également redémarrer (voir considérant 26).

(34)

Le bouquet énergétique de la Belgique est actuellement dominé par la production d’électricité à partir de gaz et d’énergie nucléaire, bien que la part des énergies renouvelables ait augmenté régulièrement au cours des dernières années. En 2023, la part du nucléaire, du gaz et des énergies renouvelables dans le bouquet de production était respectivement de 39,9 %, 21,4 % et 32,7 % (35).

(35)

Selon la Belgique, les principaux acteurs du marché de la production d’électricité, en termes de capacité installée raccordée au réseau de transport, sont Electrabel (9,3 GW en 2023, soit 65 %), Luminus (2,2 GW en 2023, soit 15 %), RWE (0,7 GW en 2023, soit 5 %), Eneco (0,7 GW en 2023, soit 5 %) et TotalEnergies (0,6 GW en 2023, soit 4 %). La Belgique fait valoir que l’IHH (36), qui illustre la concentration du marché, est passé de 5 510 en 2016 à 4 431 en 2023, ce qui s’explique en partie par le développement accru des sources d’énergie renouvelables (solaire et éolienne) par des acteurs non historiques du marché (37).

(36)

Selon la Belgique, les principaux acteurs de la production d’électricité à partir d’installations raccordées au réseau de transport en Belgique sont Electrabel (39,1 TWh en 2023, soit 70 %), Luminus (6,8 TWh en 2023, soit 12 %), Eneco (2,5 TWh en 2023, soit 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh en 2023, soit 4 %) et RWE (2 TWh en 2023, soit 4 %). La Belgique fait valoir que l’indice IHH sur la concentration du marché est passé de 6 372 en 2016 à 5 143 en 2023, grâce à l’augmentation de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables (38).

(37)

Selon les autorités belges, on dénombrait au total 16 fournisseurs d’électricité au détail en Belgique en 2023. Les principaux fournisseurs d’électricité sont Electrabel (47 % en 2023), Luminus (18,2 % en 2023), TotalEnergies (5,5 % en 2023) et Eneco (5,3 % en 2023). Il existe de nombreux acteurs de très petite taille (39).

(38)

La prolongation de la durée de vie des deux unités LTO facilitera le développement d’une activité économique et contribuera à répondre aux préoccupations liées à l’adéquation des ressources en Belgique (voir section 2.4). En outre, la Belgique indique que la prolongation de la durée de vie des réacteurs nucléaires a également pour but de réduire la dépendance vis-à-vis des importations en général et des combustibles fossiles importés (conformément aux objectifs du programme REPowerEU) en particulier, en contribuant ainsi à la décarbonation du système électrique belge, ainsi que de fournir une capacité de base dans le contexte de l’augmentation prochaine des besoins en électrification en Belgique.

(39)

La Belgique indique que la mesure d’aide vise à remédier à un certain nombre de défaillances du marché qui empêchent Electrabel de continuer d’exploiter les réacteurs nucléaires en Belgique sans apport supplémentaire de la part du gouvernement belge (40).

(40)

La Belgique affirme que, compte tenu de ces défaillances générales du marché liées aux investissements à faible intensité de carbone sur les marchés de l’électricité, ainsi que des risques supplémentaires auxquels est exposé un exploitant nucléaire, un engagement du gouvernement belge à soutenir la prolongation de la durée de vie des unités LTO est nécessaire. La Belgique soutient donc que l’objectif de la mesure notifiée est de remédier à ces défaillances du marché.

(41)

En réponse aux doutes exprimés par la Commission dans sa décision d’ouvrir la procédure (voir section 3.8), la Belgique a modifié certaines parties de la mesure.

(42)

Ces modifications concernent notamment:

(43)

Les modifications susmentionnées sont détaillées à la section 3.3 de la présente décision.

(44)

La présente sous-section décrit les différentes composantes du dispositif de soutien au projet d’exploitation à long terme, y compris les modifications apportées par la Belgique à la suite des doutes exprimés par la Commission dans la décision d’ouvrir la procédure (voir sections 3.3.1, 3.3.2 et 3.3.3), ainsi que les autres options de financement envisagées par la Belgique (voir section 3.3.4).

(45)

Divers mécanismes de soutien financier ont été prévus permettre le financement d’une prolongation sûre et en temps voulu de la durée de vie des deux réacteurs nucléaires. Toutes les sous-mesures de la composante 1 sont décrites en détail dans la suite de la présente section.

(46)

Au cours de l’enquête formelle, la Belgique a présenté les raisons qui justifient tous les éléments du soutien financier:

(47)

Comme mentionné au considérant 22, en raison du calendrier strict établi pour le redémarrage des unités concernées par l’exploitation à long terme, l’exploitant nucléaire, Electrabel, a recensé et convenu d’entreprendre, avec la Belgique, certaines activités de développement nécessaires pour permettre le redémarrage des unités concernées par l’exploitation à long terme dans les délais et pour répondre aux exigences et aux attentes de l’autorité de sûreté, avant de conclure la transaction finale. Ces activités de développement ont été définies dans l’ADC, qui a été modifié pour la dernière fois le 18 juillet 2024 (ADC++) (44).

(48)

L’ADC++ définit les conditions dans lesquelles la Belgique préfinance les coûts et dépenses d’Electrabel pour les activités de développement (45) jusqu’à ce que toutes les modifications législatives requises aient été adoptées et soient entrées en vigueur (ci-après la «condition législative»). Peu après avoir rempli la condition législative (le 15 juillet 2024), Electrabel a commencé à financer ses propres coûts et dépenses liés aux activités de développement et continuera de le faire jusqu’à ce que le montant du financement d’Electrabel soit égal au montant préfinancé par l’État belge (normalement début 2025), après quoi Electrabel et l’État belge financeront les coûts et dépenses liés aux activités de développement à parts égales.

(49)

La Belgique fait valoir que le préfinancement par l’État belge des coûts et dépenses liés aux activités de développement est limité aux coûts et dépenses effectivement supportés (ou à supporter) par Electrabel, ce qui correspond à 89,807 % du coût total des activités de développement. Un mécanisme de contrôle est mis en place, ainsi qu’un «ajustement» à la fin de la période contractuelle. La Belgique soutient par ailleurs que les modalités de financement prévues dans l’ADC++ sont fondées sur le principe de pleine concurrence et d’optimisation des ressources.

(50)

L’État belge investira, conjointement avec l’exploitant nucléaire Electrabel, dans une entreprise commune dénommée BE-NUC, qui détiendra 89,807 % des unités LTO (comme le fait actuellement Electrabel). Les 10,193 % restants de ces unités resteront entre les mains de Luminus. Electrabel et l’État belge détiendront chacun 50 % de BE-NUC et agiront en tant qu’actionnaires à parts égales en ce qui concerne leur participation financière (apport de fonds propres et prêts d’actionnaires) et la répartition des revenus provenant des ventes d’électricité. BE-NUC, en tant que copropriétaire, supportera 89,807 % des investissements nécessaires à la prolongation de l’exploitation tandis que l’État belge supportera donc indirectement 44,9035 % des coûts d’investissement liés au projet d’exploitation à long terme. Les 10,193 % restants seront pris en charge par Luminus.

(51)

Electrabel est et restera le seul exploitant des deux réacteurs nucléaires dans le cadre d’un accord d’exploitation et de maintenance (voir section 3.3.1.4). BE-NUC ne deviendra pas un exploitant nucléaire, mais disposera de droits de contrôle sur les coûts d’exploitation dans le cadre de l’accord d’exploitation et de maintenance.

(52)

La Belgique a indiqué qu’elle n’envisageait pas la possibilité de contracter une dette extérieure pour financer le projet d’exploitation à long terme. Celui-ci sera entièrement financé par ses actionnaires au moyen de fonds propres et de prêts d’actionnaires (voir section 3.3.1.2.2 ci-dessous).

(53)

Il n’y aura pas d’achat par l’État belge de parts de copropriété dans les unités LTO, mais plutôt un transfert (scission partielle des actifs concernés) d’Electrabel à l’entreprise commune, conformément aux étapes décrites au considérant 49 de la décision d’ouvrir la procédure.

(54)

Electrabel cédera ses 89,807 % de droits de propriété sur les unités LTO (ainsi que les permis connexes et tout autre actif nécessaire) à BE-NUC, en échange de la distribution d’actions de BE-NUC à Engie (qui était à l’époque l’unique actionnaire d’Electrabel). L’apport d’Electrabel à BE-NUC sera évalué en tenant compte de la valeur de récupération du bâtiment, de la valeur du terrain et de la valeur des installations immobilières, comme décrit au considérant 51 de la décision d’ouvrir la procédure.

(55)

Cette évaluation de l’apport d’Electrabel se reflète dans le prix d’achat de 24,7 millions d’EUR (sous réserve d’ajustements) que l’État belge devra payer pour acquérir de nouvelles actions et conserver une participation de 50 % dans BE-NUC. Le conseil d’administration de BE-NUC demandera à un contrôleur (légal) ou à un expert-comptable de préparer un rapport sur l’apport en nature, évaluant notamment la valorisation appliquée et les méthodes d’évaluation utilisées à cette fin.

(56)

La Belgique fait valoir que la valorisation des actifs n’a aucune incidence sur l’analyse du scénario contrefactuel. Elle a fourni des éléments prouvant que le transfert d’actifs (bâtiments et terrains) dans le cadre du projet d’exploitation à long terme était neutre. Selon la Belgique, l’utilisation de méthodes prudentes de valorisation des actifs (basées sur la valeur de rebut ou sur la juste valeur) garantit qu’Engie ne tire aucun avantage du transfert d’actifs.

(57)

En outre, les installations immobilières correspondent à des équipements d’exploitation à long terme, qui ont été achetés dans le cadre des services d’exploitation à long terme, des services d’exploitation et de maintenance et des services au titre de l’ADC et qui ont été installés et intégrés dans les unités LTO avant la scission partielle. Pour des raisons liées au droit immobilier belge, et afin d’éviter une double comptabilisation, ces équipements d’exploitation à long terme spécifiques ne sont pas payés directement, mais sont pris en considération dans la scission partielle, avec les terrains et les bâtiments. En outre, la Belgique confirme que les flux de liquidités liés à ces équipements d’exploitation à long terme sont déjà pris en considération dans le modèle financier de signature.

(58)

Un pacte d’actionnaires a été conclu entre Electrabel, le gouvernement belge et BE-NUC afin de définir la gouvernance d’entreprise de BE-NUC et les droits de chacun de ses actionnaires. Conformément à cet accord, le conseil d’administration de BE-NUC est composé de quatre administrateurs, dont deux sont nommés sur proposition du gouvernement belge et deux sur proposition d’Electrabel. Le président et le directeur financier de BE-NUC sont automatiquement des administrateurs nommés par le gouvernement belge. Le quorum au conseil d’administration est la majorité simple et ses résolutions sont votées à la majorité simple. Des dispositions relatives aux conflits d’intérêts ont été mises en place.

(59)

Comme mentionné au considérant 55 de la décision d’ouvrir la procédure, les actifs non européens actuellement détenus par Electrabel seront transférés à Engie. Engie, en tant que société mère d’Electrabel, garantit que cette dernière conserve des actifs d’une valeur d’au moins 4 milliards d’EUR au moment de la clôture de la transaction (sur la base d’une valeur nette calculée au 30 juin 2023). En outre, après la clôture, d’autres garanties s’appliquent, telles que la surveillance continue et renforcée de la situation financière de l’exploitant nucléaire par la CPN et la garantie illimitée et irrévocable accordée par Engie pour certaines obligations de l’exploitant nucléaire.

(60)

La Belgique fait valoir que l’entreprise commune constitue un investissement pari passu, étant donné que les deux actionnaires s’engagent dans l’entreprise commune à des conditions égales et, en tant qu’actionnaires, avec le même niveau de risque et de rendement.

(61)

Le rôle de l’État belge en tant qu’actionnaire présuppose, entre autres, le financement des coûts d’investissement (CAPEX) et des coûts d’exploitation (OPEX) de BE-NUC, la gestion des actions et l’exercice des droits des actionnaires (par exemple, les droits de vote), ainsi que le soutien des deux administrateurs de BE-NUC, nommés sur proposition de l’État belge (voir considérant 58).

(62)

L’apport en capital social comprend:

(63)

La Belgique précise que les conditions générales du prêt d’actionnaire d’Electrabel et du prêt d’actionnaire du gouvernement belge sont identiques. Ces deux prêts seront accordés aux conditions du marché, à des taux d’intérêt qui n’ont pas encore été fixés, mais qui, selon les accords de prêt d’actionnaire, seront déterminés par le conseil d’administration de BE-NUC conformément au pacte d’actionnaires, sur la base des taux du marché en vigueur et de tout financement par emprunt comparable auprès de tiers susceptible d’être disponible au moment opportun. Conformément à la procédure convenue entre le gouvernement belge et Engie, cette dernière a dressé une liste de conditions fixant les conditions générales des deux prêts d’actionnaires. Cette liste décrit la méthode utilisée pour fixer le taux d’intérêt. La Belgique indique que cette méthode est conforme aux politiques d’Engie en matière de prix de transfert et respecte le principe BEPS de l’OCDE (46), garantissant ainsi que le taux d’intérêt est fixé à un niveau conforme au principe de pleine concurrence. Conformément à la liste des conditions, le taux d’intérêt devrait être un taux variable, fixé au taux EURIBOR à 6 mois (avec un plancher de 0 %) majoré d’une marge prévue d’environ [0-3] %.

(64)

La Belgique indique que l’introduction d’un prêt d’actionnaire en plus de l’apport en fonds propres résulte de considérations financières et transactionnelles. D’une part, l’octroi du prêt d’actionnaire offre une plus grande souplesse au moment d’élaborer les calendriers de prélèvement et de remboursement. En particulier, les conditions de remboursement du prêt peuvent être convenues avec moins de contraintes réglementaires que les paiements de dividendes ou les remboursements de fonds propres. D’autre part, le prêt pourrait optimiser la structure financière en ce qui concerne le revenu imposable (jusqu’à 30 % de l’EBITDA est remboursable pour déduire les intérêts).

(65)

Sur la base des calculs préliminaires figurant dans le modèle financier de signature, l’apport total en capital social (apport en fonds propres et prêts des actionnaires) s’élève à [2 000-2 500] millions d’EUR (47), qui doivent être fournis à 89,807 % par le gouvernement belge et Electrabel à des conditions pari passu en […] tranches de […] à […] afin de financer, entre autres, les dépenses CAPEX du projet d’exploitation à long terme (les 10,193 % restants étant financés par Luminus). La contribution au capital social doit être remboursée aux actionnaires de BE-NUC au moyen d’une série de réductions du capital-actions et de remboursements de prêts d’actionnaires et doit être rémunérée par la distribution de dividendes et d’intérêts sur les prêts d’actionnaires. La répartition de la contribution au capital social (2 000 à 2 500 millions d’EUR) entre l’apport en fonds propres et les prêts d’actionnaires n’a pas encore été décidée.

(66)

La Belgique fait valoir que les obligations de financement des actionnaires et le prêt d’actionnaire peuvent être considérés comme un financement pari passu et que le prêt d’actionnaire sera accordé aux conditions du marché, de sorte que le financement des actionnaires ne confère pas d’avantage sélectif aux bénéficiaires.

(67)

Un accord de rémunération a été conclu entre BE-NUC, Luminus et la contrepartie à l’accord de rémunération, qui sera un service autonome jouissant d’une indépendance comptable au sein de l’État belge («BE-WATT»). L’accord de rémunération vise à remédier à l’incertitude des prix du marché et à réduire les risques liés aux revenus du projet d’exploitation à long terme pour les propriétaires des unités LTO, à savoir BE-NUC et Luminus. Ainsi, BE-NUC et Luminus devraient tirer de l’exploitation des unités LTO des revenus suffisants pour garantir leur fonctionnement sûr et fiable et leur viabilité économique, tout en permettant aux actionnaires d’envisager le rendement financier conforme au marché requis.

(68)

La Belgique précise notamment que les principes de financement de la transaction sont les suivants:

(69)

Les mécanismes de soutien financier (CEC, paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital et prêts liés au coût de la période d’arrêt) sont expliqués plus en détail aux sections 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 et 3.3.1.3.4 ci-dessous.

(70)

En termes généraux, le TRI (cible) est le niveau de rendement minimum que les investisseurs acceptent pour compenser un certain niveau de risque dans un projet d’investissement. Le TRI cible est souvent appelé «taux critique de rentabilité», qui est le seuil que le TRI d’un projet doit atteindre ou dépasser avant que le projet ne soit entrepris. En théorie, le taux critique de rentabilité requis est égal à la somme du coût du capital (par exemple, le coût moyen pondéré du capital ou «CMPC») et d’une prime de risque. En d’autres termes, il s’agit d’une combinaison des taux de rendement de projets/actifs comparables et d’ajustements visant à s’aligner sur un profil de risque particulier, comprenant des primes spécifiques au projet afin de couvrir les risques supplémentaires non diversifiables.

(71)

Dans le cas présent, les coûts totaux moyens actualisés de l’énergie produite (ci-après «LCOE» pour «levelised cost of electricity») correspondent au niveau minimum du prix moyen de l’électricité (ou du prix d’exercice dans la conception du CEC) à obtenir pour que le projet d’exploitation à long terme atteigne son TRI cible. Comme mentionné au considérant 72 de la décision d’ouvrir la procédure, le prix d’exercice préliminaire dans le modèle financier de signature, fondé sur l’hypothèse d’un coût de modernisation des unités LTO d’environ [2-2,5] milliards d’EUR, a été fixé à [80-90] EUR par MWh (aux prix de 2022). Selon la Belgique, lorsqu’on examine l’application du mécanisme (renforcé) de partage des pertes/gains (ci-après l’«ajustement au titre des risques liés au prix du marché») le prix d’exercice, fondé sur le modèle financier de signature, peut varier de [80-90] EUR par MWh à [80-90] EUR par MWh (aux prix de 2022).

(72)

La Belgique soutient que le TRI cible est un taux de rendement prudent compte tenu de l’exposition au risque du projet d’exploitation à long terme, fondé sur: i) une analyse comparative des taux de rendement d’autres investissements nucléaires à l’échelle mondiale et d’autres actifs du secteur de l’électricité en Belgique (voir section 3.3.1.3.1.1); ii) une évaluation du coût du capital de BE-NUC [à la fois le CMPC et le coût des fonds propres (CFP)] sur la base du modèle d’évaluation des actifs financiers (voir section 3.3.1.3.1.2); et iii) une simulation du TRI attendu ajusté au titre du modèle d’évaluation des actifs financiers compte tenu de l’évolution des conditions du marché, qui montre que le TRI attendu du projet d’exploitation à long terme a diminué par rapport au moment de la négociation de l’accord de mise en œuvre (voir section 3.3.1.3.1.3).

(73)

La Belgique a fourni une analyse comparative internationale des taux de rendement cibles et du coût du capital pour les entreprises exploitant des centrales nucléaires dans différentes régions géographiques, ainsi que pour les centrales électriques au gaz rémunérées dans le cadre du mécanisme de capacité belge et les entreprises exploitant d’autres types d’infrastructures de transport et de stockage d’énergie en Belgique. L’exercice d’évaluation comparative a été affiné après l’adoption de la décision d’ouvrir la procédure, notamment en ce qui concerne une description plus détaillée de la nature des cadres réglementaires et d’éventuels régimes supplémentaires ayant une incidence sur la répartition des risques pour les entreprises et les projets envisagés. Le tableau 3 donne une vue d’ensemble du taux de rendement public cible ou des estimations du CMPC des projets et des entreprises inclus dans l’évaluation comparative.

Tableau 3

Estimations du CMPC public pour les projets/entreprises inclus dans l’évaluation comparative

(74)

Le tableau 4 présente une vue d’ensemble des éléments traitant des risques dans les projets ou entreprises comparés.

Tableau 4

Éléments traitant des risques pour les projets/entreprises comparés

(75)

Selon la Belgique, cet exercice d’évaluation comparative met en évidence trois éléments:

(76)

Par conséquent, la Belgique considère que le TRI cible de 6 à 8 % du projet se situe dans la fourchette probable des rendements du marché qui n’entraîneront pas de surcompensation.

(77)

Outre l’exercice d’évaluation comparative, afin de confirmer si le TRI cible de 7 % se situe ou non dans la fourchette probable des rendements conformes au marché, la Belgique a fourni une évaluation du coût du capital réalisée à l’aide de deux indicateurs, le CMPC et le CFP sans effet de levier, étant donné que BE-NUC n’est pas financée par la dette.

(78)

La Belgique a obtenu des estimations du CMPC et du CFP sans effet de levier comprises entre 6,2 % et 7,4 % (ce qui correspond à une prime de risque pour le projet de 3,1 à 4,3 % au-dessus du taux sans risque). Selon la Belgique, cela démontre et confirme une nouvelle fois que le TRI cible de 7 % est proportionné et n’entraîne pas de surcompensation. Les sections ci-dessous expliquent plus en détail comment le CMPC et le CFP ont été estimés.

(79)

Le premier indicateur permettant d’estimer le coût du capital est le CMPC, qui représente le taux de rendement minimal que le projet doit offrir pour attirer des capitaux. Ce rendement minimal correspond au rendement que les investisseurs potentiels pourraient obtenir s’ils décidaient d’investir dans un autre projet présentant des caractéristiques équivalentes en termes de flux de liquidités, de calendrier et de risque. Le CMPC après impôts est calculé à l’aide de la formule suivante:

(80)

Le CMPC est donc la somme i) du CFP pondéré proportionnellement à la valeur de marché des fonds propres dans le capital total (wE); et ii) du coût de la dette (après impôts) pondéré par la part de la valeur de marché de la dette dans le capital total (1-wE). Le CFP est calculé sur la base du modèle d’évaluation des actifs financiers (ci-après le «MEDAF»), un modèle standard permettant de mesurer le rendement exigé par un investisseur pour couvrir le coût d’opportunité de la valeur de l’argent sur un horizon d’investissement donné (le taux sans risque) et pour l’exposition au risque de marché (51). L’exposition au risque de marché est représentée par la valeur bêta des capitaux propres à effet de levier (β E ). En raison de la volatilité des paramètres, les données utilisées pour le MEDAF ont été calculées sous forme de fourchettes.

(81)

En ce qui concerne le calcul du bêta des fonds propres avec effet de levier, la Belgique fait valoir que, comme l’entreprise commune est une société nouvelle et privée qui détient deux unités nucléaires concernées par l’exploitation à long terme existantes avec une durée de vie prévue de 10 ans, son bêta ne peut être calculé à partir des données du marché ou des données historiques et doit donc être estimé à partir d’un groupe de sociétés cotées comparables. Toutefois, étant donné qu’il n’existe aucune entreprise de services publics comparable exposée à 100 % à la production nucléaire, la Belgique a pris en considération un échantillon composé des cinq entreprises de services publics européennes cotées en bourse les plus exposées aux activités nucléaires, c’est-à-dire des projets comparables dont 15 à 65 % de la production provient de centrales nucléaires, dans le cadre d’un portefeuille diversifié (voir tableau 5).

Tableau 5

Bêtas des actifs pour des entreprises de services publics comparables ayant une exposition nucléaire variable

(82)

La Belgique a expliqué que toutes ces entreprises de services publics étaient des sociétés cotées en bourse diversifiées, qui détenaient une exposition considérable à des actifs de réseau réglementés au moyen d’une BAR et/ou à des actifs dans le domaine des énergies renouvelables bénéficiant d’un soutien, contrairement à l’entreprise commune, qui est une entité privée détenant une exposition à 100 % à la production nucléaire faisant l’objet de l’accord de rémunération. Par conséquent, les risques systémiques estimés sur la base de ces entreprises comparables sous-estimeraient probablement le risque systémique de BE-NUC.

(83)

La Belgique a utilisé les paramètres du tableau 6 pour les intégrer dans la formule du CMPC et, sur la base de ces données et d’autres données supplémentaires observées tout au long de l’année 2023, a obtenu un CMPC théorique compris entre 6,2 % et 7,4 %, incluant une prime de 3,1 à 4,3 % par rapport au taux sans risque.

Tableau 6

Estimation du CMPC de BE-NUC et principaux paramètres sous-jacents

(84)

La deuxième méthode est basée sur le CFP, qui mesure le rendement du projet requis pour les actionnaires, en supposant qu’il n’y ait pas de financement par emprunt, comme c’est le cas pour le projet d’exploitation à long terme. Bien que l’approche du CFP utilise également le MEDAF, elle s’appuie sur le CFP sans effet de levier (c’est-à-dire sans endettement) (52). Le CFP sans effet de levier est calculé comme suit:

(85)

L’approche suivante a été utilisée pour estimer chaque paramètre de l’équation du CFP (voir tableau 7):

(86)

En intégrant les estimations ci-dessus dans l’équation du CFP, on obtient une estimation du CFP sans effet de levier comprise entre 6,2 % et 7,5 % (voir le tableau 7), incluant une prime de 3,1 % à 4,3 % au-dessus du taux sans risque, ce qui correspond aux résultats obtenus pour le CMPC.

Tableau 7

Estimations du coût des fonds propres sans effet de levier de BE-NUC et paramètres sous-jacents (fourchette complète)

(87)

Compte tenu des paramètres estimés ci-dessus (pour les fourchettes possibles tout au long de l’année 2023), la Belgique estime trois scénarios plausibles pour le CFP sans effet de levier au moment de l’accord entre les parties en 2023, correspondant à une fourchette de 6,8 % à 7,3 % (voir le tableau 8).

Tableau 8

Trois scénarios pour le coût des fonds propres sans effet de levier de BE-NUC (fourchette réduite)

(88)

La Belgique reconnaît les limitations de l’approche fondée sur le MEDAF pour estimer le coût du capital de BE-NUC, compte tenu de l’absence de sociétés cotées en bourse directement comparables et des spécificités du profil de risque et de l’approche de financement du projet (54). La Belgique met notamment en avant la spécificité du secteur nucléaire et la comparabilité limitée avec d’autres groupes d’actifs.

(89)

En outre, la Belgique examine les différentes primes généralement exigées par les investisseurs pour investir dans la pratique dans des projets d’investissement à long terme comparables par rapport à l’estimation du CMPC obtenue en appliquant l’approche fondée sur le MEDAF. La Belgique avance une justification possible de la nécessité de tenir compte de cette prime par rapport à l’estimation du CMPC en raison du risque de blocage du capital pour les projets d’investissement à long terme qui ne peuvent être diversifiés et qui ne sont pas récompensés dans le cadre du MEDAF (55). En outre, un autre argument avancé pour justifier la nécessité de tenir compte d’une prime concerne la pénurie de capitaux nécessaires pour atteindre les objectifs de la politique énergétique en Europe, vu l’existence d’une concurrence importante pour les investissements entre les projets disponibles, qui augmente le taux de rendement requis pour attirer les capitaux. La Belgique fait valoir qu’il est courant parmi les entreprises de services publics d’ajouter une prime comprise entre 1,5 % et 4 % et fournit quelques exemples pour prouver ses dires (56). Enfin, la Belgique soutient également qu’une autre raison de tenir compte d’une prime de financement par rapport à l’estimation du CMPC est la prime d’illiquidité (57) due à la nature de cet investissement, une justification qui est étayée à la fois par des études universitaires (qui indiquent une fourchette pertinente de 0,7 % à 7,3 %) (58) et par des professionnels du secteur (59). Ces primes pourraient être ajoutées aux estimations du CMPC ou du CFP obtenues à l’aide de l’approche fondée sur le MEDAF, comme expliqué dans les sections précédentes, et justifient l’argument de la Belgique selon lequel le TRI cible est un taux de rendement prudent compte tenu de l’exposition au risque du projet.

(90)

La Belgique explique que l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché a pour effet que le TRI cible varie de manière dynamique, après l’ajustement, entre 6 % et 8 %. Selon elle, même si le TRI cible est fixé à 7 % avant l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché, dans les circonstances actuelles du marché (caractérisé par des prix de marché attendus inférieurs à ceux en vigueur au moment du modèle financier de signature), on peut s’attendre à un TRI inférieur à celui qui avait été estimé au moment de la négociation de l’accord de coopération.

(91)

Pour démontrer cela, la Belgique a fourni une analyse de l’évolution des attentes du marché sur la période 2025-2035 depuis la négociation de l’accord de rémunération sur la base de diverses sources, ainsi que de l’incidence de ces projections révisées sur le TRI attendu du projet d’exploitation à long terme (grâce à l’application de l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché).

(92)

Le graphique 1 présente les courbes de prix initiales à la fin de 2023 (c’est-à-dire au moment de la signature des accords). Dans les différentes projections de prix, les prix du marché ont tout d’abord — dans le scénario de référence représenté par des lignes pleines — à une valeur de 120 EUR/MWh en 2025, pour ensuite baisser vers une valeur moyenne de 87 EUR/MWh au cours de la période allant jusqu’en 2033.

Graphique 1

Courbes du prix de base initial dans le modèle financier de signature (EUR/MWh) (aux prix de 2022)

(93)

Le graphique 2 montre que les projections actuelles des prix de l’électricité dans le scénario de référence (60), représentées par des lignes pleines, ont diminué par rapport à celles utilisées au moment du modèle financier de signature. […] La projection des prix dans le scénario de référence au quatrième trimestre 2022, utilisée entre autres comme courbe de référence dans le modèle financier de signature, est par exemple représentée par une ligne pointillée rouge dans ce graphique. Alors qu’à la fin de 2022, les prix étaient estimés à 120 EUR par MWh en 2025, ils sont actuellement estimés à 85 EUR par MWh, voire à un niveau encore plus bas en 2025. Les évolutions du marché depuis 2022 ont réduit les projections des prix de gros de l’électricité au cours de la prochaine décennie, notamment en raison de la baisse des projections relatives aux prix des matières premières (gaz et CO2), entre autres. Le graphique 2 montre également que les projections actuelles du scénario de référence prévoyaient des prix relativement stables entre 2025 et 2035, allant de 69 EUR/MWh à 86 EUR/MWh.

Graphique 2

Courbes des prix de base mises à jour à l’automne 2024 (EUR/MWh) (aux prix de 2022)

(94)

La Belgique conclut, sur la base des chiffres ci-dessus, que les anticipations de prix du marché ont été revues à la baisse.

(95)

La Belgique fait valoir que la zone grise indiquée dans les graphiques ci-dessus représente la fourchette de prix (telle que prévue initialement dans l’accord de rémunération) pour les ajustements du TRI cible au titre des risques liés au prix du marché, c’est-à-dire la fourchette de prix du marché dans laquelle le TRI cible est ajusté (61). La revue à la baisse des anticipations de prix du marché suggère dès lors une baisse du TRI attendu ajusté au titre des risques liés au prix du marché. Selon les paramètres d’ajustement initial au titre des risques liés au prix du marché initialement prévus dans l’accord, le TRI attendu du projet d’exploitation à long terme serait de 6,7 % au troisième trimestre de 2024 (si toutes les hypothèses du modèle financier de signature sont remplies). Avec l’actualisation des paramètres d’ajustement au titre des risques liés au prix du marché (voir section 3.3.1.3.2), qui rend les revenus et le TRI de BE-NUC plus sensibles aux conditions des prix du marché, le TRI attendu serait ramené à 6,5 % (si toutes les hypothèses du modèle financier de signature sont remplies) en tenant compte des mêmes projections de prix (voir tableau 9).

Tableau 9

TRI attendu (avec ajustement au titre des risques liés au prix du marché initial et mis à jour) par rapport au TRI cible (T3 2024)

(96)

Le CEC s’appliquera entre l’État belge et BE-NUC, ainsi qu’entre l’État belge et Luminus, l’autre copropriétaire des deux réacteurs nucléaires. Cela signifie que l’État belge garantira un prix cible prédéfini (le «prix d’exercice»), qui sera indexé tout au long de la période de l’accord de rémunération, pour la production électrique totale mesurée des unités LTO. Si le prix de référence du marché est supérieur au prix d’exercice, BE-NUC et Luminus verseront la différence positive multipliée par la production réelle mesurée à l’État belge. Si le prix de référence du marché est inférieur, l’État belge versera la différence négative multipliée par la production réelle mesurée à BE-NUC et Luminus. Les paiements compensatoires deviennent exigibles à la première date d’injection (la date à laquelle l’unité concernée par l’exploitation à long terme injecte de l’électricité dans le réseau à haute tension pour la première fois après sa date légale initiale de fin de vie) et seront effectués proportionnellement à la part de BE-NUC et de Luminus dans l’électricité produite par les unités LTO.

(97)

Les principaux paramètres du CEC sont les suivants:

(98)

Selon la Belgique, sur la base d’une analyse indépendante réalisée par Compass Lexecon (62), le choix initial du marché journalier comme prix de référence du marché dans le CEC est approprié dans le contexte du projet d’exploitation à long terme, en particulier pendant la période des travaux relatifs à l’exploitation à long terme (la phase de redémarrage qui se termine le 31 décembre 2028). En outre, la Belgique fait valoir que la flexibilité intégrée dans l’accord de rémunération ouvre la voie à d’autres choix de prix de référence du marché pendant la durée du contrat, en fonction de l’évolution du contexte et des besoins du marché belge, tout en maintenant l’équilibre risque-rendement de la conception initiale du CEC. La Belgique justifie en outre l’utilisation du marché journalier par les éléments suivants:

(99)

Une étude sur la stratégie de gestion des risques de marché de BE-WATT (la contrepartie du CEC) a été commandée par le Service public fédéral («SPF») Économie. Cette étude en cours vise à prendre des mesures préparatoires en vue de la mise en œuvre opérationnelle de BE-WATT, en particulier en ce qui concerne la mission de cette entité en matière de gestion des risques. En particulier:

(100)

Le gouvernement belge, en tant que contrepartie à l’accord de rémunération, pourra revoir le choix initial du prix de référence du marché jusqu’à trois fois au cours de la durée du contrat, sous réserve de l’accord de BE-NUC et de Luminus, à compter de la fin de la période initiale des travaux d’exploitation à long terme, par exemple en fonction de l’évolution du contexte et des besoins du marché belge, tout en maintenant l’équilibre risque-rendement de la conception initiale du CEC.

(101)

Le prix d’exercice sera indexé annuellement sur la base d’un calcul d’indexation pondéré et pourra être révisé à certains moments:

(102)

Le prix d’exercice sera calculé à partir des informations issues du modèle financier détaillé qui sera élaboré et mis à jour par BE-NUC, dans le respect des paramètres notifiés par la Belgique. Le modèle financier (et toute mise à jour de celui-ci) est soumis à l’approbation de la contrepartie à l’accord de rémunération. En cas de refus de cette approbation, BE-NUC et la contrepartie à l’accord de rémunération peuvent soumettre la détermination d’un tel modèle financier à un expert indépendant, conformément à une procédure spécifique de détermination par un expert.

(103)

La Belgique fait valoir que le CEC réduit l’exposition de BE-NUC au risque de marché et aux variations des prix du marché.

(104)

La Belgique fait valoir que, si le CEC réduit l’exposition de BE-NUC au risque de marché et aux variations des prix du marché, il comprend des mécanismes de partage des risques qui devraient garantir que BE-NUC demeure exposée à certains risques et certaines incitations liés au marché. En particulier, l’accord de rémunération prévoit un mécanisme de partage des pertes/gains (l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché) lorsque les prix du marché s’avèrent inférieurs ou supérieurs au prix d’exercice.

(105)

L’objectif de l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché est d’inciter BE-NUC à optimiser sa structure de coûts avant de fixer et de réviser le prix d’exercice (2025/2029), à maximiser la production des réacteurs lorsque des prix élevés sont attendus et que le système électrique est proche de la pénurie et à réduire les profits exceptionnels.

(106)

L’ajustement au titre des risques liés au prix du marché est dérivé et calculé comme suit:

(107)

Dans la conception initiale de l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché (ci-après l’«ajustement initial au titre des risques liés au prix du marché»), la fourchette entre le prix d’exercice et le seuil supérieur (ou inférieur) a été divisée en 30 «valeurs de l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché» positives (ou négatives). Par rapport à l’«ajustement initial au titre des risques liés au prix du marché», l’«ajustement actualisé au titre des risques liés au prix du marché» est déclenché plus rapidement, c’est-à-dire que le mécanisme de partage des pertes/gains correspond à une fourchette de prix du marché comprise entre +/- 20 % au lieu de +/- 30 %.

(108)

En conséquence, la Belgique estime que l’ajustement (actualisé) au titre des risques liés au prix du marché incite (davantage) BE-NUC à:

(109)

En outre, la Belgique fait valoir que, dans la conception modifiée du CEC, le pouvoir décisionnel quant au moment où une décision de modulation économique doit être prise est transféré au partenaire signataire de l’ASGE (voir section 3.3.1.5). La rémunération au titre de l’ASGE ne sera pas seulement fixe comme prévu initialement, mais comprendra une partie fixe et une partie variable, ce qui incitera à utiliser au mieux le quota de 30 modulations par cycle de combustible (voir considérant 13). Par rapport à la conception initiale du CEC, dans laquelle les décisions de modulation étaient prises sur la base d’un seuil de modulation fixe, la conception modifiée du CEC ne repose plus sur un seuil de modulation fixe, mais encourage à effectuer les modulations aux moments où elles sont les plus rentables (c’est-à-dire lorsqu’il est prévu que les prix soient fortement négatifs pendant une période suffisamment longue). La rémunération de l’ASGE est détaillée à la section 3.3.1.5.2.

(110)

Enfin, la Belgique fait valoir que, pour les raisons exposées au considérant 80 de la décision d’ouvrir la procédure, le CEC est un instrument approprié et proportionné pour remédier aux défaillances du marché et aux risques nucléaires spécifiques recensés, ce qui permet ainsi d’atteindre les objectifs de la mesure tout en préservant l’efficacité des signaux du marché. La Belgique précise que les recettes provenant du CEC seront versées au budget général de l’État, mais feront l’objet d’une comptabilité séparée. Elles seront principalement utilisées pour financer les paiements de la contrepartie à l’accord de rémunération dans le cadre du CEC. Si les recettes du CEC dépassaient les montants nécessaires pour financer ses coûts, elles pourraient alors être utilisées pour financer les coûts d’un autre CEC. La Belgique s’engage à ce que les recettes restantes du CEC soient utilisées à des fins de distribution aux entreprises. Elle s’engage en outre à informer la Commission dans le cas où les recettes du CEC seraient distribuées aux entreprises et, si nécessaire, à notifier une telle mesure. La Belgique confirme également avoir inclus des clauses de pénalité en cas de résiliation unilatérale anticipée injustifiée du CEC.

(111)

Si les recettes de BE-NUC ne suffisent pas à couvrir les coûts payables au cours d’un mois donné au titre de l’accord d’exploitation et de maintenance, ainsi que toutes les autres dépenses d’investissement liées aux coûts d’exploitation, de combustible et de maintenance nécessaires au fonctionnement des unités LTO, la contrepartie à l’accord de rémunération doit verser un complément de paiement à BE-NUC afin de garantir un flux de liquidités suffisant pour couvrir ces coûts, afin d’assurer la viabilité économique à long terme de l’entreprise commune (63).

(112)

Le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital comprend deux éléments: montant minimal de coûts d’exploitation (OPEX): i) un paiement compensatoire afin de garantir des flux de liquidités suffisants pour couvrir les coûts nécessaires au fonctionnement des unités LTO et préserver la viabilité économique à long terme de l’entreprise commune; et ii) une protection des coûts à hauteur de 50 % sur le capital investi par rapport aux coûts d’investissement amortis de la prolongation de l’exploitation à long terme (tous les trois ans).

(113)

La Belgique indique que tout événement susceptible de réduire la disponibilité des unités LTO pendant une période significative au cours de l’année et/ou des pannes répétées sur plusieurs années pourraient entraîner des pertes importantes pour BE-NUC.

(114)

La Belgique a demandé à Electrabel d’évaluer le risque d’événements majeurs imprévus tout au long de la durée de vie des unités LTO sur la base de données historiques. Electrabel fait valoir qu’il existe une forte probabilité d’occurrence d’un événement imprévu majeur (64) au cours de la période de 10 ans de prolongation de la durée de vie des unités LTO. Pour étayer cette affirmation, Electrabel a recensé les cas historiques d’indisponibilité pour chacun des sept réacteurs nucléaires au cours de la période de 11 ans comprise entre 2012 et 2022 (voir tableau 10). Electrabel affirme que cette approche historique fournit des informations utiles pour les raisons suivantes:

(115)

Les données présentées dans le tableau 10 montrent que des événements imprévus majeurs indépendants de la volonté de l’exploitant nucléaire et ayant entraîné une indisponibilité se sont produits dans les sept unités nucléaires au cours de la période 2012-2022, ce qui a entraîné une indisponibilité moyenne de 59 % par unité (en plus des indisponibilités planifiées), soit une indisponibilité moyenne de 7 mois par événement. Pour l’ensemble des sept centrales nucléaires belges, il y a eu 11 événements imprévus majeurs ayant entraîné une indisponibilité au cours de la période 2012-2022. Parmi les causes de ces événements figuraient la présence de flocons d’hydrogène dans la cuve sous pression du réacteur, la dégradation du béton (nécessitant des réparations importantes), des pannes d’équipement, des fuites et un sabotage. La Belgique estime donc qu’il y a eu en moyenne environ 1,6 (11/7) événement imprévu majeur ayant entraîné une indisponibilité par réacteur et par décennie.

(116)

La Belgique soutient que, lorsqu’il existe plusieurs unités nucléaires (ou un parc nucléaire) en cours d’exploitation, la perte de revenus pendant la période d’indisponibilité d’une ou de plusieurs unités peut être partiellement compensée par les revenus générés par les autres unités. Dans le cas du projet d’exploitation à long terme, toutefois, ces risques systémiques (d’événements entraînant une indisponibilité qui affecteraient la plupart des unités en même temps) devraient s’intensifier à mesure que le parc nucléaire belge diminuera à partir de 2025 et deviendra moins diversifié, d’autant plus que les deux unités LTO sont de même technologie. Un événement majeur affectant les deux unités LTO pendant une partie importante de l’année n’est donc pas considéré comme improbable.

(117)

La probabilité de 59 % d’indisponibilité des unités, qui équivaut à environ sept mois, correspond à la durée moyenne d’un événement imprévu majeur entraînant une indisponibilité. Electrabel considère que cette durée est une estimation réaliste, sur la base de sa propre expérience de l’exploitation des unités LTO en Belgique, car les événements majeurs nécessitent d’importants travaux d’ingénierie, l’achat de pièces de rechange, une analyse d’impact sur la sécurité et de longues discussions avec l’autorité de sûreté nucléaire avant de pouvoir redémarrer les réacteurs nucléaires.

(118)

La Belgique explique en outre que les RD régulières, fondées sur la ligne directrice SSG-25 de l’AIEA (66), qui ont été effectués tous les 10 ans depuis le début de l’exploitation, ont donné lieu à d’importantes améliorations de la conception ainsi qu’à des investissements destinés à faire face au vieillissement et à l’obsolescence des unités nucléaires et à contribuer à maintenir leur sécurité et leur fiabilité. Néanmoins, malgré ces révisions périodiques, l’exploitant nucléaire ne peut exclure la possibilité que de nouveaux problèmes surviennent, qui entraîneraient des périodes d’indisponibilité importantes pour les unités nucléaires.

(119)

Afin d’estimer l’incidence sur BE-NUC de la survenue d’un événement imprévu majeur entraînant une indisponibilité pendant la période de prolongation de la durée de vie des unités LTO, ainsi que l’effet du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital, la Belgique a examiné des scénarios plausibles d’événements majeurs entraînant une indisponibilité (voir tableau 11) sur la base des données du tableau 10. Comme pour les autres évaluations, pour les calculs présentés à titre d’illustration, la Belgique s’est appuyée sur le modèle financier de signature daté du 13 décembre 2023.

(120)

La Belgique indique que l’analyse ci-dessus montre que le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital est conçu pour couvrir les effets d’événements majeurs potentiels menaçant la viabilité économique de l’entreprise commune et laisse à celle-ci le soin de supporter de nombreux risques d’indisponibilité: dans le scénario 1, le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital n’est pas déclenché en cas d’événement majeur moyen et ne garantit pas les rendements aux actionnaires qui continuent de supporter le risque de ne pas récupérer leurs investissements.

(121)

Dans certains scénarios, le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital pourrait entraîner un coût relativement important pour l’État belge, car il sera déclenché afin de faire face aux événements d’indisponibilité à forte incidence, comme illustré ci-dessus. Afin de répondre à cette préoccupation, la Belgique a introduit un plafond pour les versements du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital. En conséquence, la contrepartie à l’accord de rémunération (l’État belge) exercera son droit de résiliation en vertu de l’accord de rémunération (67) si le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital atteint un montant versé de 2 milliards d’EUR (ci-après le «déclenchement du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital»), à condition que cela semble approprié à la lumière, notamment:

(122)

La Belgique fait valoir qu’il existe des circonstances dans lesquelles une résiliation ne serait pas appropriée:

(123)

Si la contrepartie à l’accord de rémunération décide de ne pas exercer son ou ses droits de résiliation, la Belgique soumettra son raisonnement à la Commission pour évaluation.

(124)

Le montant du seuil de déclenchement du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital correspond à la limite supérieure des versements du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital dans un scénario où les deux unités LTO sont simultanément indisponibles pendant deux années consécutives. En effet, les versements attendus du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital pour des fermetures de deux ans dépendront de l’année au cours de laquelle ces fermetures auront lieu. La Belgique a fourni des calculs annuels pour les versements annuels du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital ainsi que les totaux sur deux années consécutives (voir tableau 12) calculés sur la base des prévisions préliminaires du modèle financier de signature daté du 13 décembre 2023.

Tableau 12

Simulation des versements du paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital

(125)

Afin d’estimer la période de référence de deux ans utilisée pour calculer le plafond proposé pour le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital, fixé à 2 milliards d’EUR, la Belgique fournit quelques exemples de réacteurs nucléaires qui ont été définitivement arrêtés pour des raisons techniques aux États-Unis (étant donné que cela ne s’est jamais produit en Europe jusqu’à présent) (68). Selon la Belgique, ces exemples montrent que la période de référence de deux ans est conforme à la réalité industrielle, car une période de deux ans après la détection d’un problème nécessitant l’arrêt des deux unités LTO peut généralement être considérée comme un délai raisonnable pour réfléchir à la poursuite des réparations ou envisager un arrêt définitif.

(126)

Afin de rendre opérationnel le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital, BE-NUC obtiendra, soit auprès de ses actionnaires, soit auprès d’une partie externe, une facilité de financement du fonds de roulement au plus tard à la date du premier redémarrage de l’exploitation à long terme. Cette facilité sert à financer les besoins en fonds de roulement découlant de l’exploitation des unités LTO. BE-NUC sera autorisée à utiliser la facilité de financement du fonds de roulement si la différence entre ses entrées et ses sorties de liquidités est inférieure aux dépenses d’exploitation estimées pour la période de dépenses à venir prévue dans l’accord de rémunération. Le montant de la facilité de financement du fonds de roulement sera au moins égal à la moyenne du total des dépenses opérationnelles estimées pour une période de trois mois. La facilité de financement du fonds de roulement sert en réalité de passerelle intra-annuelle vers le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital annuel, en agissant comme une facilité de crédit renouvelable qui serait remboursée chaque année, si elle était utilisée, par le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital fourni par la Belgique.

(127)

Les conditions de la facilité de financement du fonds de roulement, qui sera négociée aux conditions du marché au plus tard à la première date de redémarrage de l’exploitation à long terme, ne sont pas encore connues. Toutefois, la Belgique a précisé que le taux d’intérêt de la facilité de financement du fonds de roulement sera déterminé selon la même méthode que celle convenue pour les prêts des actionnaires (voir considérant 63).

(128)

Outre le paiement minimal des charges d’exploitation et des charges de capital, qui assure la stabilité financière pendant toute la période de prolongation de 10 ans, le gouvernement belge accordera, pendant les trois premières années du projet d’exploitation à long terme (phase de redémarrage), un prêt à BE-NUC et Luminus à des conditions identiques. Ces prêts seront dimensionnés en fonction de leur part proportionnelle dans les unités LTO et, par conséquent, de leur part respective dans les coûts d’arrêt et d’exploitation à compter du 1er juillet 2025. Comme indiqué par la Belgique, les prêts liés au coût de la période d’arrêt sont fournis afin de garantir la liquidité jusqu’en 2028, étant donné que les coûts d’exploitation ne peuvent pas être financés par des flux de liquidités en raison des travaux liés à l’exploitation à long terme.

(129)

Les prêts liés au coût de la période d’arrêt, qui sont accordés à un taux d’intérêt plafonné et remboursables selon un calendrier de remboursement précis, se composent de deux facilités différentes (une par unité concernée par l’exploitation à long terme), chacune constituée de deux tranches:

(130)

Les conditions des prêts liés au coût de la période d’arrêt sont énoncées au considérant 96 de la décision d’ouvrir la procédure et n’ont pas été modifiées. Les prêts liés au coût de la période d’arrêt sont remboursables à un taux d’intérêt maximal de 6 % et sont d’un rang égal aux rendements des actionnaires. En ce qui concerne la méthode utilisée pour déterminer le taux d’intérêt, la Belgique explique qu’elle résulte d’une négociation entre les parties à l’accord de rémunération et que le taux maximal de 6 % correspond à la limite inférieure de la fourchette du TRI cible comprise entre 6 % et 8 % (compte tenu de l’ajustement au titre des risques liés au prix du marché).

(131)

Comme indiqué au considérant 97 de la décision d’ouvrir la procédure, les prêts liés au coût de la période d’arrêt devraient être utilisés pour un montant total de [500-700] millions d’EUR en […] versements effectués entre […] et […], d’un montant compris entre […] et […], y compris les intérêts capitalisés. Ces calculs et montants seront mis à jour dans le modèle financier approuvé par la contrepartie à l’accord de rémunération au cours de l’année 2025, avant la date de redémarrage de l’exploitation à long terme, sur la base du coût de la prolongation de l’exploitation conformément aux exigences de sûreté nucléaire fixées par l’Agence belge de sûreté nucléaire, estimé sur la base des devis soumis par les contractants.

(132)

La Belgique fait valoir que les prêts liés au coût de la période d’arrêt ne profitent pas de manière disproportionnée aux actionnaires: les risques de ne pas réaliser les rendements escomptés sont partagés proportionnellement entre les actionnaires de l’entreprise commune et la contrepartie à l’accord de rémunération, car en cas de baisse des bénéfices, tant le TRI du projet d’exploitation à long terme que les prêts liés au coût de la période d’arrêt diminueront. En réalité, les prêts liés au coût de la période d’arrêt ne seront pas (du tout) remboursés uniquement si le projet d’exploitation à long terme ne génère pas suffisamment de bénéfices pour payer les rendements sur l’investissement des actionnaires (69). Par conséquent, la Belgique fait valoir que les prêts liés au coût de la période d’arrêt n’entraînent aucun risque supplémentaire pour le fournisseur au titre de l’accord de rémunération au-delà des risques liés à la performance et à la rentabilité du projet d’exploitation à long terme, car la facilité n’est pas utilisée pour financer les dépenses en capital (mais uniquement les coûts d’investissement amortis de la prolongation de l’exploitation à long terme pendant la phase de redémarrage).

(133)

En vertu de l’accord d’exploitation et de maintenance, Electrabel doit fournir les services suivants à BE-NUC:

(134)

Certains services sont explicitement exclus de l’accord d’exploitation et de maintenance, notamment les services, travaux ou activités liés au déclassement et au déclassement des unités LTO, qui restent sous la responsabilité d’Electrabel (voir section 3.3.2.4).

(135)

Conformément à l’article 12.1 de l’accord d’exploitation et de maintenance et sous réserve de certains ajustements et certaines exceptions, BE-NUC paiera à Electrabel 89,807 % (un chiffre tenant compte de la participation de Luminus de 10,193 % dans les unités LTO) de tous les coûts engagés pour la fourniture des services d’exploitation à long terme et des services d’exploitation et de maintenance, plus la marge correspondante, soit:

(136)

La Belgique fait valoir que les niveaux de marge sont alignés sur ceux appliqués dans le cadre de l’accord de partenariat pour l’exploitation à long terme conclu avec Luminus (qui couvre lui-même un large éventail de services, y compris, mais sans s’y limiter, l’exploitation et la maintenance). L’accord initial qui couvrait des services similaires fournis à un tiers, Luminus, conclu le 26 juin 2003 et reconfirmé le 13 décembre 2023, constitue une référence pertinente pour étayer la position selon laquelle l’accord d’exploitation et de maintenance reflète les coûts de pleine concurrence d’opérations nucléaires. En outre, la Belgique fait valoir que les risques financiers supportés par Electrabel sont plus importants que dans le cadre de l’accord de partenariat avec Luminus, car, en vertu de l’accord d’exploitation et de maintenance, la marge d’Electrabel sera réduite en cas de dépassements de coûts (non excusables) (c’est-à-dire des coûts non inclus dans le budget proposé par Electrabel et validé par les parties) et en cas d’indisponibilité de la centrale au-delà d’un délai cible.

(137)

En outre, la Belgique fait valoir que l’accord d’exploitation et de maintenance prévoit certains contrôles des coûts, notamment le droit pour BE-NUC de vérifier le calcul des commissions et l’exécution des services par Electrabel et de demander un examen comparatif des prix pratiqués par Electrabel pour les services techniques affiliés.

(138)

Enfin, en tant que (seul) exploitant des unités LTO et prestataire de services à BE-NUC dans le cadre de l’accord d’exploitation et de maintenance, Electrabel sera incitée à faire en sorte que les unités LTO atteignent les performances techniques et économiques requises. En particulier, dans le cadre de l’accord d’exploitation et de maintenance:

(139)

En conséquence, la Belgique conclut que l’accord d’exploitation et de maintenance se limite à couvrir les coûts encourus et que les conditions financières de cet accord sont fixées de manière à refléter les conditions du marché.

(140)

Bien que BE-NUC soit le propriétaire technique de 89,807 % de l’électricité produite par les unités LTO (les 10,193 % restants appartenant à Luminus), elle transfère la propriété de cette électricité au gestionnaire de l’énergie, qui se chargera de sa vente (70). À cette fin, BE-NUC conclura un ASGE avec un partenaire qui lui achètera l’électricité à BE-NUC et se chargera de la vendre.

(141)

L’ASGE définira les principales conditions et la répartition des risques et élaborera ainsi de manière détaillée une SED tout en décrivant le rôle joué par le gestionnaire des ventes d’énergie (ci-après le «partenaire de l’ASGE») à cet égard, dans le cadre des paramètres fixés. Le partenaire de l’ASGE désigné dans le cadre de l’ASGE sera l’acheteur et le propriétaire de la part détenue par BE-NUC dans l’électricité produite par les unités LTO et sera soumis à une SED prédéfinie. Cette SED pourra être révisée et modifiée de temps à autre à la suite d’une procédure détaillée dans l’accord de rémunération. Le gouvernement belge (BE-WATT), en sa qualité de contrepartie à l’accord de rémunération, peut imposer la SED dans la mesure où il respecte ses conditions telles que définies dans l’accord de rémunération. Le partenaire de l’ASGE a un rôle consultatif en la matière.

(142)

Afin d’introduire l’électricité produite sur le marché de gros de l’électricité de manière concurrentielle et transparente, Electrabel et l’État belge ont convenu de lancer un appel d’offres public pour ces services, en garantissant ainsi la transparence et la concurrence (voir section 3.3.1.5.1). Le droit relatif aux marchés publics et toutes les garanties nécessaires s’y rapportant s’appliquent à cette procédure d’appel d’offres.

(143)

La Belgique indique que la procédure d’appel d’offres est volontairement menée conformément à la loi belge du 17 juin 2016 relative aux marchés publics et à l’arrêté royal du 18 juin 2017 relatif à la passation des marchés publics dans les secteurs des services publics (71).

(144)

L’ASGE sera attribué dans le cadre d’une procédure négociée avec mise en concurrence préalable (72), qui est une procédure standard dans le secteur des services publics. L’appel d’offres a été publié sur les plateformes belges (73) et européennes (74), permettant ainsi à tous les candidats potentiels d’y participer.

(145)

Compte tenu de l’importance du service faisant l’objet de l’appel d’offres et de sa sensibilité du point de vue de la concurrence, la Belgique a mis en œuvre des dispositions et des garanties supplémentaires afin de garantir la réalisation des objectifs de l’ASGE et la bonne exécution des services attendus:

(146)

En outre, la Belgique indique que l’appel d’offres comprend un ensemble de critères de sélection visant à garantir que tous les soumissionnaires remplissent les conditions de professionnalisme et disposent de l’infrastructure nécessaire à la bonne exécution de l’ASGE. Ces critères de qualification sont toutefois limités au minimum possible, chacun d’entre eux renvoyant à une exigence requise pour les services envisagés, afin de garantir une concurrence maximale pendant l’appel d’offres.

(147)

Par rapport aux informations dont disposait la Commission au moment de la décision d’ouvrir la procédure, la Belgique a fourni davantage de détails sur les critères de qualification. Le soumissionnaire doit (le cas échéant, pour les quatre premiers critères décrits ci-dessous, en s’appuyant sur les capacités d’une autre entité):

(148)

Pendant la durée de l’ASGE, les conditions suivantes s’appliquent entre autres au partenaire de l’ASGE:

(149)

En ce qui concerne le calendrier de l’appel d’offres, la Belgique indique qu’elle entend clôturer l’appel d’offres en temps utile, au plus tard le 15 mai 2025, afin que le partenaire de l’ASGE dispose de suffisamment de temps pour effectuer les préparatifs nécessaires avant le redémarrage des unités LTO.

(150)

Les services faisant l’objet de l’appel d’offres comprennent notamment, en ce qui concerne les actifs énergétiques, i) les «services de représentation des actifs énergétiques à terme et réalisés», ii) les «services d’optimisation et d’exploitation journaliers et intrajournaliers; iii) les services liés aux obligations réglementaires du marché, iv) les services de contractualisation des GRT belges; et v) la négociation, l’accès au marché et l’analyse du marché. En raison de l’interdépendance entre les différentes tâches énumérées et de la pratique courante sur le marché consistant à regrouper ces services dans un seul contrat commercial afin de garantir l’efficacité opérationnelle, ces services seront intégrés dans une seule définition de service de l’ASGE.

(151)

La Belgique a précisé que le partenaire de l’ASGE n’agissait pas en tant qu’agent ou pour le compte de BE-NUC, mais vendait l’électricité achetée puisqu’il en était le propriétaire. En outre, dans la conception modifiée du CEC, le partenaire de l’ASGE se voit conférer le pouvoir décisionnel en ce qui concerne les modulations économiques afin d’encourager une utilisation efficace du quota limité de modulations et de mieux répondre aux signaux du marché (voir considérants 153 et suivants).

(152)

La Belgique indique que le règlement entre le partenaire de l’ASGE et BE-NUC est fondé sur le marché journalier, afin de limiter le risque de base pour BE-NUC; en effet, cela signifie que, en combinaison avec le paiement compensatoire effectué par BE-NUC au moyen d’un CEC dans lequel le prix de référence du marché est le prix du marché journalier, BE-NUC reçoit le prix d’exercice (voir section 3.3.1.3.2) (82). La Belgique confirme que le partenaire de l’ASGE sera libre de négocier sur le marché de son choix et n’est pas tenu d’enchérir sur le marché journalier.

(153)

Comme expliqué à la section 2.1 et au considérant 109, étant donné que les unités LTO sont limitées à 30 modulations par cycle et n’ont donc pas la possibilité technique et réglementaire de modifier leur production à tout moment, la rémunération du partenaire de l’ASGE a été modifiée afin d’inciter à utiliser au mieux le nombre limité de modulations autorisées. Au lieu d’une simple commission fixe (déterminée par l’appel d’offres), la formule de rémunération modifiée comprend également une commission variable (fondée sur une formule prédéterminée et dépendant du paiement de règlement de la modulation et de la correction). Cette rémunération expose le partenaire de l’ASGE à une partie des gains potentiels liés aux modulations en cas de prix négatifs (ainsi qu’à une partie des pertes potentielles liées aux modulations en cas de prix positifs, le cas échéant), tout en l’exposant directement aux coûts des déséquilibres et aux coûts intrajournaliers indiqués ci-dessous. Par conséquent, la commission variable sera composée d’un pourcentage fixe («alpha») des gains déclenchant une modulation sur le marché journalier et d’un pourcentage différencié («bêta») des coûts et revenus des déséquilibres et coûts et revenus sur le marché intrajournalier, c’est-à-dire les paiements de règlement correctifs (qui peuvent comprendre les gains résultant du déclenchement d’une modulation sur le marché intrajournalier), où:

(154)

La formule définie dans le graphique 3 s’applique à l’ensemble du volume pendant les modulations, y compris si la modulation se produit lorsque les prix sont positifs (par exemple pendant les périodes d’intensification ou de réduction de la production) et pas seulement pendant les périodes de prix négatifs (84). La commission variable est payée par BE-NUC dans le cadre de l’ASGE, mais ces coûts et/ou revenus seront répercutés sur BE-WATT dans le cadre de l’accord de rémunération.

(155)

Selon la Belgique, grâce à la formule de rémunération modifiée, le partenaire de l’ASGE est incité, entre autres, à utiliser les modulations économiques de manière optimale aux échéances journalières et intrajournalières et à réduire les coûts intrajournaliers et les coûts liés aux déséquilibres. La Belgique soutient que les paramètres alpha et bêta sont choisis afin de préserver le bon fonctionnement du marché, tout en évitant de dissuader les participants à l’appel d’offres peu enclins à prendre des risques.

(156)

La formule de rémunération modifiée aura une incidence sur le comportement des participants à l’appel d’offres en ce qui concerne la commission fixe. Les soumissionnaires tiendront compte, dans leurs offres, des gains qu’ils prévoient de tirer des modulations (valeur de l’option), ainsi que des coûts et des recettes potentielles liés aux paiements intrajournaliers et aux paiements de l’énergie d’ajustement. La Belgique fait valoir que les documents d’appel d’offres expliqueront la structure de rémunération (incitation) afin que les soumissionnaires comprennent clairement les pertes/gains que la formule de rémunération modifiée est susceptible de générer. La Belgique évaluera la pertinence de la formule de rémunération (modifiée) du partenaire de l’ASGE ainsi que la conformité au marché et l’efficacité des incitations qu’elle offre sur les différents marchés. Cette évaluation sera effectuée au plus tard deux ans après le début des activités, afin de permettre une révision en temps utile du contrat ou l’organisation d’un nouvel appel d’offres, ce qui est possible après 3,5 ans (85). Toutefois, afin de maintenir les incitations appropriées pour le partenaire de l’ASGE, les paramètres alpha et bêta ne peuvent être révisés qu’à la hausse (86).

(157)

La Belgique soutient que l’adaptation de la rémunération au titre de l’ASGE aligne les incitations du partenaire de l’ASGE, qui dispose du pouvoir décisionnel en ce qui concerne les modulations économiques (sous réserve de la décision finale de l’opérateur, par exemple en cas de problèmes de sécurité ou de réglementation), sur les signaux du marché, en répondant ainsi aux préoccupations de la Commission à cet égard. Dans le même temps, le partenaire de l’ASGE dispose des incitations appropriées pour remplir sa mission de BRP sans être entièrement exposé à des déséquilibres qui échappent à son contrôle. La Belgique indique par ailleurs qu’il y aura un partage continu d’informations précises (y compris des mises à jour régulières sur la disponibilité, les capacités techniques, etc., des unités LTO) entre BE-NUC, l’exploitant nucléaire et le partenaire de l’ASGE, afin de permettre à ce dernier de prendre des décisions éclairées en matière de modulation économique, celui-ci étant ainsi équipé pour prendre des décisions efficaces.

(158)

La Belgique confirme également que la contrepartie du CEC (BE-WATT) élaborera une stratégie de gestion des risques pour sa position ouverte, comme le prévoit la loi, et que sa mise en œuvre contribuera à la liquidité des marchés à terme de l’électricité (voir considérant 99). L’adoption de la stratégie est soumise à l’avis de l’autorité de régulation, qui procède à cette occasion à une évaluation de l’incidence de la stratégie sur les marchés de l’électricité concernés.

(159)

Le partenaire de l’ASGE sera, en principe, sélectionné dans le cadre d’un appel d’offres transparent, ouvert et concurrentiel (voir section 3.3.1.5.1). L’entité commerciale d’Engie, GEMS (Global Energy Management & Sales), une unité commerciale du groupe Engie indépendante sur le plan managérial de l’unité commerciale «Nucléaire», peut également participer à l’appel d’offres. Des dispositions et mesures spécifiques ont été prévues au cas où GEMS participerait à la procédure d’appel d’offres afin de garantir un processus équitable.

(160)

La Belgique affirme que des mesures suffisantes sont et seront prises et mises en œuvre afin de détecter et de prévenir efficacement tout conflit d’intérêts potentiel. Ces mesures peuvent être résumées comme suit:

(161)

Si la procédure d’appel d’offres ne permet pas de désigner un candidat approprié, à titre de solution de repli ultime, si aucun ASGE n’a été conclu en temps utile au plus tard le 15 mai 2025, GEMS assurera temporairement la fourniture des services au titre de l’ASGE. Ces services seront fournis conformément aux conditions à convenir entre les parties pendant une période limitée, afin que BE-NUC puisse attribuer l’ASGE au moyen d’une autre procédure d’appel d’offres. En cas de réussite de la procédure d’appel d’offres, le candidat retenu reprendra la fourniture des services au titre de l’ASGE assurée par GEMS une fois l’expiration de la période d’exécution de ces services par GEMS. Le nombre de renouvellements de la procédure d’appel d’offres n’est pas limité.

(162)

La Belgique fait valoir que cet arrangement est nécessaire et adéquat pour assurer la continuité du service public (à savoir la vente de l’électricité produite par les unités nucléaires), mais que cette solution est strictement limitée dans le temps et réduite au minimum nécessaire.

(163)

En conclusion, la Belgique affirme qu’elle veillera à ce que BE-NUC respecte rigoureusement la législation et les principes en matière de marchés publics. Le processus de consultation approfondi offre des garanties supplémentaires assurant que l’achat de services est effectué dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres concurrentielle, transparente, non discriminatoire et inconditionnelle. La Belgique estime par conséquent que tout risque de verrouillage du marché et d’autres pratiques anticoncurrentielles potentielles de la part d’Engie est évité et que toutes les mesures et garanties ont été adoptées afin d’assurer la désignation d’un partenaire de l’ASGE indépendant. À titre de solution de repli uniquement, GEMS fournirait temporairement ces services, ce qui est nécessaire et adéquat pour garantir la continuité du service public.

(164)

La transaction comporte deux autres sous-mesures, à savoir l’accord de services administratifs conclu entre Electrabel et BE-NUC et un accord prévoyant des dispositions d’indemnisation des pertes liées à la couverture des coûts en cas de non-conclusion de l’accord. Ces sous-mesures ont été expliquées aux sections 3.3.10 et 3.3.11 de la décision d’ouvrir la procédure.

(165)

Comme expliqué au considérant 121 de la décision d’ouvrir la procédure, le cadre législatif applicable aux déchets radioactifs et au combustible usé dans l’Union repose sur les deux principes fondamentaux suivants: i) le principe du pollueur-payeur (87); et ii) la responsabilité ultime des États membres (y compris au niveau financier) en ce qui concerne la gestion responsable et sûre (y compris l’élimination) du combustible usé et des déchets radioactifs (88).

(166)

Comme expliqué à la section 3.4.2 de la décision d’ouverture, en vertu de la réglementation en vigueur en Belgique, l’exploitant nucléaire est financièrement [par l’intermédiaire de la société de provisionnement nucléaire, Synatom, et conjointement avec EDF Belgium et Luminus (ci-après les «sociétés contributrices»)] et opérationnellement responsable du déclassement des sept centrales nucléaires, ainsi que du conditionnement et de la gestion des déchets radioactifs et du combustible usé, ainsi que de leur stockage à long terme après leur acceptation par l’ONDRAF jusqu’à leur élimination définitive. Les provisions nucléaires pour le combustible usé et les déchets de déclassement sont financées par Electrabel et les sociétés contributrices, gérées par Synatom, et soumises au contrôle prudentiel d’une autorité publique indépendante, la commission des provisions nucléaires («CPN»). Comme indiqué aux considérants 123 à 125 de la décision d’ouverture, la Belgique fait valoir qu’Electrabel conservera certaines responsabilités en tant que seul exploitant des unités concernées par l’exploitation à long terme, découlant i) de la législation européenne et belge; et ii) des obligations contractuelles de l’accord de mise en œuvre, en respectant dès lors le principe du «pollueur-payeur».

(167)

La CPN et l’ONDRAF sont les autorités de contrôle en Belgique:

(168)

Comme mentionné au considérant 129 et au tableau 4 de la décision d’ouvrir la procédure, sur la base de la dernière révision triennale de la CPN de juillet 2023, le montant total actuel des provisions liées aux passifs nucléaires s’élève à 18 225 millions d’EUR, ce qui comprend les provisions pour les activités de démantèlement (8 122 millions d’EUR), la gestion du combustible usé (9 070 millions d’EUR) et les déchets d’exploitation (1 033 millions d’EUR) (89).

(169)

Dans le cadre des négociations relatives au projet d’exploitation à long terme, Engie et l’État belge ont convenu de plafonner le passif à long terme des producteurs de déchets radioactifs résultant de la production d’électricité à partir d’énergie nucléaire (ci-après l’«accord relatif à un plafond de déchets»), afin de réduire l’incertitude à cet égard (voir section 3.4.3 de la décision d’ouvrir la procédure). Cet accord relatif à un plafond de déchets prévoit le transfert des responsabilités financières liées à la production, à la détention ou à la propriété des déchets radioactifs conditionnés et du combustible usé des sept unités nucléaires belges, sous réserve des critères contractuels applicables au transfert de l’exploitant nucléaire (Electrabel) à l’État belge et après la mise en conformité avec ces critères, moyennant le paiement d’une somme forfaitaire (90).

(170)

Ce montant forfaitaire a été établi pour chaque catégorie de déchets nucléaires. Comme expliqué au considérant 131 de la décision d’ouvrir la procédure, les déchets nucléaires radioactifs peuvent être divisés en trois catégories, conformément à la classification radiologique historique de l’ONDRAF et à la classification de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA): déchets de catégorie A (déchets à vie courte dont la radioactivité est faible ou moyenne); déchets de catégorie B (déchets à vie longue dont la radioactivité est faible ou moyenne); et déchets de catégorie C (déchets à vie courte et longue dont la radioactivité est élevée) et le combustible usé.

(171)

Le tableau 13 ci-dessous présente la répartition des provisions existantes, d’un montant de 18 225 millions d’EUR, entre Electrabel (8 410 millions d’EUR) et le gouvernement belge (9 815 millions d’EUR), conformément à l’accord relatif à un plafond de déchets, et inclut la répartition par catégorie de déchets.

Tableau 13

Ventilation de l’accord relatif à un plafond de déchets

(172)

Les principes de l’accord relatif à un plafond applicable aux déchets n’ont pas été modifiés et sont décrits au considérant 133 de la décision d’ouvrir la procédure. Ils peuvent être résumés comme suit:

(173)

Comme indiqué au considérant 107 a) et expliqué en détail aux sections 3.4.5.1 et 3.4.5.2 de la décision d’ouvrir la procédure, les montants plafonnés à 15 milliards d’EUR ont été fixés sur la base du montant actuel des provisions nucléaires de l’exploitant nucléaire (le montant de base) et d’une prime de risque. La Belgique a indiqué que le montant de base comprend déjà des marges pour les imprévus, les incertitudes et autres risques pouvant survenir dans le cadre du déclassement, la gestion des déchets radioactifs et la gestion du combustible usé. Les dispositions relatives au paiement des montants plafonnés sont expliquées à la section 3.4.5.3 de la décision d’ouvrir la procédure et n’ont pas été modifiées.

(174)

La Belgique a expliqué que les montants plafonnés à transférer à l’État belge comprennent déjà tous les passifs historiques Un tiers fait valoir que l’utilisation de l’énergie nucléaire pour la production d’électricité (jusqu’à la date légale initiale de fin de vie de toutes les centrales nucléaires belges en 2025). Par conséquent, tous les déchets nucléaires et tout le combustible usé qui ont été produits ou que produiront les centrales belges au cours de leur durée de vie légale sont déjà pris en considération dans les montants plafonnés.

(175)

La Belgique précise également que le volume réel des déchets ne sera connu qu’une fois que ceux-ci auront été conditionnés et physiquement transférés à l’État belge. Le montant forfaitaire de 15 milliards d’EUR ne couvre donc que les volumes prédéterminés de déchets concernés (les crédits de volume) convenus dans l’accord de mise en œuvre. Si le volume réel des déchets produits en question est supérieur aux crédits de volume, Engie paiera une redevance d’ajustement du volume pour chaque crédit de volume supplémentaire (voir considérant 133 de la décision d’ouvrir la procédure).

(176)

De même, tous les déchets opérationnels (ci-après les «déchets liés à l’exploitation à long terme») et l’ensemble du combustible usé (ci-après le «combustible usé lié à l’exploitation à long terme») résultant de la prolongation de la durée de vie des unités LTO seront financés par BE-NUC et Luminus pour chaque volume de déchets supplémentaire. Pour chaque quantité supplémentaire de déchets liés à l’exploitation à long terme et de combustible usé lié à l’exploitation à long terme, deux séries de paiements seront exigées:

(177)

La Belgique explique en outre que le modèle financier de signature tient compte des coûts de gestion ou des coûts de l’aval du cycle concernant les déchets et le combustible usé liés à l’exploitation à long terme, estimés à environ 0,9 million d’EUR par assemblage (aux prix de 2022), dont environ 0,3 million d’EUR par assemblage pour le stockage sur site et environ 0,6 million d’EUR par assemblage pour la redevance d’ajustement du volume relative aux déchets liés à l’exploitation à long terme pour le combustible usé.

(178)

Comme expliqué à la section 3.4.4 de la décision d’ouvrir la procédure, la Belgique a créé une nouvelle institution publique sui generis, Hedera, dont le rôle est double:

(179)

Les montants du plafond de déchets reçus par Hedera doivent être sécurisés et investis, afin de générer le rendement nécessaire pour payer les coûts de gestion des déchets transférés lorsqu’ils sont dus. Hedera est un fonds séparé qui a été placé sous le contrôle de la CPN, l’organisme national spécialisé qui joue un rôle clé dans la garantie d’une gestion, d’un contrôle et d’une l’utilisation adéquats des fonds (93). Cela se reflète dans le double rôle attribué à Hedera, qui consiste à garantir que: i) les montants reçus sont sécurisés et génèrent les rendements nécessaires (94); et que ii) les coûts de gestion des déchets et du combustible usé ainsi que des passifs transférés sont suffisamment contrôlés (95). En outre, les ressources financières devront être suffisamment isolées du budget général de l’État belge (comme le prévoit la loi Hedera) pour s’assurer qu’elles ne soient utilisées que pour payer les coûts du stockage à long terme et du stockage définitif et qu’elles ne puissent être utilisées à d’autres fins ou pour absorber d’éventuels déficits budgétaires futurs.

(180)

La Belgique indique que l’accord relatif à un plafond de déchets comprend et s’accompagne d’autres mesures d’atténuation des risques, notamment:

(181)

Comme indiqué au considérant 172 de la décision d’ouvrir la procédure, la Belgique reconnaît que l’accord concernant les déchets nucléaires a une incidence positive sur le profil de risque de l’exploitant nucléaire, étant donné qu’une partie importante de ses passifs nucléaires seront couverts par les montants plafonnés et que ce profil de risque différent justifie et nécessite une révision de l’ensemble des mesures visant à garantir la sécurité et la surveillance de la situation financière de l’exploitant nucléaire: le paiement forfaitaire de 15 milliards d’EUR à Hedera justifie la sortie des actifs non européens d’Electrabel du périmètre d’Electrabel (ainsi que le contrôle effectué dans ce cadre par la CPN). Engie, en tant que société mère française d’Electrabel, veillera à ce qu’au moment de la conclusion de l’accord entre l’État belge et Electrabel, au moins 4 milliards d’EUR d’actifs (valeur des fonds propres au 30 juin 2023) demeurent aux mains d’Electrabel. En outre, Engie accorde une garantie de société mère illimitée et irrévocable à première demande pour i) les obligations de déclassement d’Electrabel (qui comprennent également le risque que la valeur des provisions soit insuffisante); ii) le risque lié au volume dans le cadre du plafond; et iii) le remboursement des prêts (actuels ou futurs) contractés auprès de Synatom.

(182)

La Belgique considère que les passifs transférés concernant les déchets nucléaires et les passifs de déclassement supplémentaires résultant du projet d’exploitation à long terme ne confèrent aucun avantage économique à Electrabel et aux sociétés contributrices, étant donné qu’ils reflètent de manière adéquate le risque de fluctuations ultérieures des coûts pris en charge par l’État et que la structure du transfert des risques est telle qu’un investisseur privé aurait accepté de supporter ces risques.

(183)

La Belgique fait valoir que les provisions nucléaires qui ont été collectées par l’exploitant nucléaire/Synatom avant l’accord relatif à un plafond de déchets ont été calculées en utilisant un coefficient d’actualisation de 2,5 % pour les activités de démantèlement (y compris les déchets de démantèlement) et un coefficient d’actualisation de 3 % pour toutes les activités relatives au combustible usé (comme décidé par la CPN lors de la révision triennale de fin 2022).

(184)

La Belgique précise que l’utilisation de deux coefficients d’actualisation différents pour calculer les provisions (pour les passifs liés au démantèlement et pour ceux liés au combustible usé) se justifie par la différence de durée et reflète la valeur temporelle de l’argent (97).

(185)

Comme indiqué au considérant 198, l’accord relatif à un plafond de déchets n’implique qu’un transfert des passifs liés aux déchets nucléaires et au combustible usé à l’État belge, tandis que les passifs de déclassement et au démantèlement restent à la charge de l’exploitant nucléaire (à l’exception des dyssynergies causées par le projet d’exploitation à long terme; voir considérant 199). Par conséquent, la Belgique soutient que, pour le calcul de la valeur actuelle des passifs liés aux déchets nucléaires et au combustible usé transférés, un coefficient d’actualisation unique de 3 % (1 % de taux réel + 2 % d’inflation) a été retenu afin de tenir compte du fait que les passifs liés aux déchets nucléaires et au combustible usé ont une durée plus longue que ceux liés au déclassement (voir considérant 148 de la décision d’ouvrir la procédure).

(186)

La Belgique a demandé l’avis de la CPN concernant le coefficient d’actualisation le plus approprié à utiliser pour calculer le plafond de déchets (98). Comme mentionné au considérant 149 de la décision d’ouvrir la procédure, la CPN a proposé d’ajuster le coefficient d’actualisation pour les passifs liés aux déchets nucléaires/au déclassement et au combustible usé en appliquant une approche en deux étapes, consistant à appliquer un coefficient d’actualisation fondé sur le taux OLO réel à 30 ans (3,17 %) pour les 30 premières années, puis à appliquer un coefficient d’actualisation de 2,17 % basé sur une estimation fondée sur le taux OLO sans risque pour les 30 années suivantes.

(187)

La Belgique rappelle que la période de négociation a été longue (1,5 an) et que le choix d’un coefficient d’actualisation unique de 3 % a été motivé par la nécessité de disposer d’un certain degré de prévisibilité en ce qui concerne le coefficient d’actualisation utilisé dans le cadre des négociations avec Engie. En effet, le coefficient d’actualisation a une incidence directe sur le calcul de la somme forfaitaire à transférer. La Belgique explique que la méthode appliquée par la CPN dans son avis de 2023 a ensuite été utilisée, conjointement avec le taux à terme ultime de l’Autorité européenne des assurances et des pensions professionnelles (AEAPP) (99), pour confirmer a posteriori que le coefficient d’actualisation de 3 % était un taux à long terme prudent.

(188)

La Belgique a d’abord demandé à un consultant indépendant de calculer le coefficient d’actualisation «unique» équivalent à l’approche en deux étapes de la CPN, en utilisant les taux sans risque suggérés par la CPN, ainsi que d’autres données relatives aux taux OLO (100). L’analyse montre que l’approche suggérée par la CPN est particulièrement sensible à la période retenue pour le calcul. Par exemple, l’approche en deux étapes aboutit à un coefficient d’actualisation équivalent de 2,8 % en utilisant les taux sans risque suggérés par la CPN, à un taux équivalent de 3,1 % en appliquant la méthode de la CPN sur la base des données relatives aux taux OLO disponibles au moment de la décision d’ouvrir la procédure et à un taux équivalent de 3,2 % au moment de la signature de l’accord de mise en œuvre. Comme le montre le tableau 14, l’approche en deux étapes suggérée par la CPN donne deux coefficients d’actualisation équivalents avec une différence de 40 points de base lorsque l’on considère deux périodes différentes séparées de neuf mois uniquement.

(189)

Deuxièmement, le tableau 14 montre également la comparaison avec le taux à terme ultime de l’AEAPP, puisque la référence de l’AEAPP a également été utilisée dans la précédente affaire concernant l’Allemagne (SA.45296 (101)), où un coefficient d’actualisation de 4,58 % avait été jugé proportionné.

Tableau 14

Évolution du taux équivalent de la CPN et du taux de l’AEAPP depuis l’avis de la CPN de mars 2023

(190)

Comme le montre clairement le tableau 14, le coefficient d’actualisation de 3 % retenu se situe entre

(191)

De plus, le taux de 3 % semble plus prudent que la suggestion de la CPN et que le taux à terme ultime au moment de la signature de l’accord et par la suite.

(192)

La Belgique soutient également qu’un coefficient d’actualisation de 1 % en chiffres réels semble prudent par rapport au taux de rendement que Hedera peut espérer obtenir en appliquant une approche prudente et appropriée de sa gestion actif-passif. À titre de comparaison, la Belgique renvoie au portefeuille d’actifs spécifique d’EDF destiné à garantir le financement sûr de ses passifs nucléaires à long terme, décrit dans le document d’enregistrement universel d’EDF de 2023 (103). Ce portefeuille est géré selon une approche actif-passif et se compose d’un ensemble d’actifs diversifiés comparables à la description du portefeuille hypothétique géré par Hedera, pour lequel un rendement comparable peut donc raisonnablement être supposé.

(193)

Enfin, la Belgique suppose, dans son calcul du plafond de déchets, un taux d’inflation constant de 2 %, qui correspond à l’objectif explicite d’inflation à long terme de la Banque centrale européenne (ci-après la «BCE»). La BCE considère que l’indice des prix à la consommation (ci-après l’«IPC») est l’indicateur approprié de l’inflation. Comme mentionné au considérant 150 b) de la décision d’ouvrir la procédure, la CPN a exprimé ses préoccupations quant au fait que l’inflation réelle des coûts de construction nucléaire (calculée sur la base de l’indice ABEX) pourrait être supérieure à l’inflation mesurée par l’IPC. La Belgique affirme que l’objectif d’inflation de 2 % de la BCE est le bon indicateur de l’inflation pour le calcul du plafond de déchets, pour les raisons suivantes:

(194)

Pour les raisons exposées ci-dessus, la Belgique considère que le coefficient d’actualisation de 3 % est un taux approprié et prudent pour l’actualisation des passifs à long terme.

(195)

Comme indiqué au considérant 153 de la décision d’ouvrir la procédure, la Belgique fait valoir qu’une importante prime de risque supplémentaire de 5 185 millions d’EUR a été ajoutée au montant de base de 9 815 millions d’EUR afin de couvrir les incertitudes restantes. Comme indiqué au considérant 154 de la décision d’ouvrir la procédure, la prime de risque est fondée sur une note technique de l’ONDRAF (104), qui analyse les incertitudes et les risques liés au transfert de la responsabilité financière de la gestion des déchets radioactifs et du combustible usé des sept centrales nucléaires belges à l’État belge (voir note de bas de page no 80 de la décision d’ouvrir la procédure). Comme indiqué au considérant 156 de la décision d’ouvrir la procédure, la Belgique soutient que la prime de risque de 52,83 % est adéquate et dépasse la prime de risque de 35,47 % appliquée dans l’affaire relative à l’Allemagne [SA.45296 (voir note de bas de page no 101)].

(196)

Outre les précisions concernant la prime de risque exposées au considérant 154 de la décision d’ouvrir la procédure, la Belgique a précisé plus en détail, au cours de la procédure formelle d’examen, comment la prime de risque avait été calculée sur la base de la note technique de l’ONDRAF. Le tableau 15 fournit les précisions détaillées et la composition de la prime de risque, qui a donné lieu à des montants de 5 033 millions d’EUR (limite inférieure) et de 5 133 millions d’EUR (limite supérieure). Dans le cadre des négociations sur l’accord relatif au plafond pour les déchets, la prime de risque a été fixée à un montant légèrement supérieur, à savoir 5 185 millions d’EUR, afin d’aboutir à un paiement forfaitaire de 15 milliards d’EUR (voir tableau 13).

Tableau 15

Composition détaillée et calcul de la prime de risque

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