Beschluss (EU) 2025/2370 der Kommission vom 21. Februar 2025 über die staatliche Beihilfemaßnahme SA.106107 (2024/N), die Belgien für die Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren (Doel 4 und Tihange 3) durchzuführen beabsichtigt (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2025) 1070)

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Amtsblatt der Europäischen Union DE Reihe L 2025/2370 16.12.2025 BESCHLUSS (EU) 2025/2370 DER KOMMISSION vom 21. Februar 2025 über die staatliche Beihilfemaßnahme SA.106107 (2024/N), die Belgien für die Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren (Doel 4 und Tihange 3) durchzuführen beabsichtigt (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2025) 1070) (Nur der englische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 108 Absatz 2 Unterabsatz 1, gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a, nach Aufforderung der Beteiligten zur Stellungnahme gemäß den genannten Bestimmungen (1) und unter Berücksichtigung ihrer Stellungnahmen, in Erwägung nachstehender Gründe: 1. VERFAHREN (1) Mit Schreiben vom 21. Juni 2024 meldete Belgien die Maßnahme zur Unterstützung der Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren in Belgien (Doel 4 (im Folgenden auch „D4“) und Tihange 3 (im Folgenden auch „T3“), zusammen die „LTO-Anlagen“ (für den Langzeitbetrieb vorgesehene Anlagen), bei der Kommission an. Auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 4. Juli 2024 hin übermittelte Belgien der Kommission mit Schreiben vom 9. und 10. Juli 2024 weitere Informationen. (2) Mit Schreiben vom 22. Juli 2024 informierte die Kommission Belgien über ihren Beschluss, wegen der genannten Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) einzuleiten (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“). (3) Belgien übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 22. August 2024. (4) Der Beschluss der Kommission über die Einleitung des Verfahrens wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (2) veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf. (5) Die Kommission erhielt Stellungnahmen von den Beteiligten. Die Kommission leitete diese an Belgien weiter und das Land erhielt Gelegenheit, sich dazu zu äußern; die Stellungnahme Belgiens ging am 30. Oktober 2024 ein. (6) Am 2. September 2024, am 23., 27. und 30. Oktober 2024, am 8., 14., 18., 22., 25., 27. und 30. November 2024, am 2., 4., 5., 12., 13., 17. und 20. Dezember 2024, am 7., 9., 17., 18., 20., 27., 29., 30. und 31. Januar 2025 sowie am 1. Februar 2025 übermittelte Belgien weitere Informationen (3). (7) Mit Schreiben vom 24. Oktober 2024 verzichtete Belgien ausnahmsweise auf seine Rechte gemäß Artikel 342 AEUV in Verbindung mit Artikel 3 der Verordnung Nr. 1 von 1958 (4) und willigte in die Annahme und Bekanntgabe des vorliegenden Beschlusses in englischer Sprache ein. 2. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DES KONTEXTS 2.1. Kernkraftwerke in Belgien (8) Bis 2022 bestanden in Belgien sieben Kernreaktoren, davon vier in Flandern (Doel) und drei in Wallonien (Tihange). Alle Reaktoren wurden zwischen 1975 und 1985 in Betrieb genommen (5) und von öffentlichen Versorgungsunternehmen (Ebes, Intercom und Unerg) gebaut, die 1990 zu Electrabel SA (mehrheitlich im Eigentum von Tractebel) fusionierten (im Folgenden „Electrabel“). 1996 wurde die Société Générale de Belgique (im Folgenden „SGB“) Mehrheitsaktionärin von Tractebel, und im Jahr 1999 erwarb Suez fast 100 % der SGB. Nach der Fusion von Suez und Gaz de France (im Folgenden „GDF“) im Jahr 2008 ist nunmehr Engie S.A. (im Folgenden „Engie“) Eigentümerin von Electrabel. (9) Electrabel, eine 100%ige Tochtergesellschaft von Engie, ist seit Aufnahme ihres Betriebs Betreiberin und Mehrheitseigentümerin der sieben belgischen Kernreaktoren. Derzeit gestaltet sich die Eigentumsstruktur der belgischen Kernreaktoren wie folgt: — Electrabel hält 100 % an Doel 1 und Doel 2, 89,807 % an Doel 3, Doel 4, Tihange 2 und Tihange 3 und 50 % an Tihange 1; — Luminus, eine Tochtergesellschaft von EDF Belgium, hält 10,193 % der Anteile an Tihange 2, Tihange 3, Doel 3 und Doel 4; — EDF Belgium (6) ist Eigentümerin der verbleibenden 50 % von Tihange 1. (10) Was die Kapazitäten der LTO-Anlagen betrifft (siehe Tabelle 2), — so verfügt Doel 4 derzeit über eine Nennleistung von 1 038 MW im Jahr 2022 (1 026 MW im Jahr 2023) und erzeugte im Jahr 2022 8 940 TWh Strom (7), was einem Anteil von etwa 11 % des gesamten Strombedarfs Belgiens im Jahr 2022 (82,9 TWh (8)) entspricht. — Tihange 3 verfügt derzeit über eine Nennleistung von 1 038 MW im Jahr 2022 (1 030 MW im Jahr 2023) und erzeugte im Jahr 2022 7 366 TWh Strom (9), was einem Anteil von etwa 9 % des gesamten Strombedarfs Belgiens im Jahr 2022 (82,9 TWh (10)) entspricht. (11) Belgien erklärt, dass alle belgischen Kernreaktoren, einschließlich der LTO-Anlagen, als Grundlastkraftwerke auf der Grundlage der Druckwasserreaktor-Technologie („DWR“) entwickelt wurden und betrieben werden. Das Konstruktionsdesign stammt aus den 1970er-Jahren und ist typisch für Grundlastkraftwerke, zu denen auch ältere Kernreaktoren weltweit zählen. Diese Anlagen werden in der Regel bei maximaler Nennleistung betrieben, wenn sie zugeschaltet sind. Neuere Technologien (Generation III) hingegen ermöglichen einen flexiblen Betrieb, einschließlich einer im Laufe der Zeit variablen Leistungsabgabe („Ramping“ oder „Lastfolge“) sowie der Frequenzregelung und der Bereitstellung von Betriebsreserven (11). Im Grundlastbetrieb wird die Leistung in der Regel nur dann gedrosselt oder die Anlage abgeschaltet, wenn dies für geplante Brennelementwechsel und/oder regelmäßige Wartungsarbeiten, für außerplanmäßige dringende Wartungsarbeiten zur Behebung von Anlagenproblemen oder aufgrund unerwarteter baulicher und/oder sicherheitstechnischer Einschränkungen erforderlich ist. Folglich werden Drosselungen der Leistungsabgabe eher durch die Bedürfnisse des Betreibers kerntechnischer Anlagen oder des Übertragungsnetzbetreibers (im Folgenden „ÜNB“) als durch Marktsignale bestimmt. (12) Belgien stellt klar, dass die belgischen Kernreaktoren aufgrund ihrer Bauweise technischen Einschränkungen unterliegen, die die Möglichkeiten der Leistungsmodulation stark einschränken. Diese war lange Zeit auf die Netzregulierung beschränkt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass belgische Kernreaktoren ausschließlich mit schwarzen Reaktorsteuerstäben ausgestattet sind, die im Gegensatz zu grauen Steuerstäben die Modulierfähigkeit stark einschränken (12). Im Gegensatz dazu sind beispielsweise einige der neuesten französischen Kernreaktoren sowohl mit schwarzen als auch mit grauen Steuerstäben ausgestattet, sodass sie für Modulationen und Lastfolgen ausgelegt und gebaut sind. Aufgrund der Konstruktion der belgischen Kernreaktoren mit schwarzen Steuerstäben war die Modulation aus wirtschaftlichen Gründen bis vor Kurzem von der belgischen Atomaufsichtsbehörde (FANK bzw. „AFCN“ / „FANC“) (13) untersagt. Eine Modulation war nur aus technischen Gründen oder auf Ersuchen des belgischen ÜNB (Elia) zulässig, um Stromausfälle zu verhindern (14). (13) Belgien macht jedoch geltend, dass angesichts der allgemeinen Entwicklung der Strommärkte und der Notwendigkeit, deren Funktionsweise flexibler zu gestalten, Studien durchgeführt worden seien, um bestimmte Fälle einer Modulation aus wirtschaftlichen Gründen („wirtschaftsbedingte Modulation“) zuzulassen. Im Jahr 2015 leiteten Engie, Electrabel und die belgischen Regulierungsbehörden Sicherheitsstudien ein (15), um zu analysieren, welche Bedingungen erfüllt sein müssten, um aus wirtschaftlichen Gründen gewisse Modulationen zuzulassen, wobei unter anderem die Auswirkungen einer solchen Modulation auf den Kernbrennstoff untersucht wurden. Die Studie kam zu dem Schluss, dass maximal 30 wirtschaftsbedingte Modulationen pro Brennstoffzyklus für Tihange 3 und Doel 4 akzeptabel wären, sofern eine Reihe technischer Bedingungen — hauptsächlich im Zusammenhang mit der Erwärmung und Abkühlung des Brennelements — eingehalten werden: — Ramp-Down- und Ramp-Up-Geschwindigkeit auf 1 %/min begrenzt, — Mindestleistung bei 50 % der Nennleistung (16), — mindestens 2 Stunden (3 Stunden, wenn die Modulation im Intraday ausgelöst wird) und maximal 72 Stunden für eine Modulation sowie — mindestens 72 Stunden zwischen zwei Modulationen auf ein und demselben Reaktor zur Stabilisierung. (14) Darüber hinaus wären Modulationen in bestimmten Zeiträumen nicht möglich (17), z. B.: a) am Ende eines Brennstoffkreislaufs in den letzten zwei Monaten, wenn die Borkonzentration im Primärkreislauf niedrig ist (Borsäurekonzentration von weniger als 200 ppm), und b) wenn der Betreiber kerntechnischer Anlagen darum ersucht, keine Modulation vorzunehmen, um in einer bestimmten Situation (z. B. bei monatlichen Messungen des Neutronenflusses, potenziellen Ventillecks, Begehungen des Reaktorgebäudes usw.) oder aufgrund technischer Probleme eine vorübergehende Störung zu vermeiden. (15) Im Anschluss an diese Studien ermächtigte die FANK den Betreiber, bis zu 30 Modulationen pro Zyklus durchzuführen (18), was der Höchstzahl von Modulationen entspricht, die innerhalb der Grenzen der derzeitigen Betriebsgenehmigung durchgeführt werden können. Angesichts dieser Bedingungen wies Engie darauf hin, dass jede Entscheidung zur Modulation vom Betreiber sorgfältig geprüft werde, da sie mit zahlreichen Risiken verbunden sei (z. B. Produktion von Abwässern aufgrund der Modulation, schnellere Alterung der Anlagen, Risiko einer automatischen Abschaltung, mögliche Schäden, die eine Wiederinbetriebnahme des Reaktors unmöglich machen würden usw.). Diese Risiken seien in der Fachliteratur ausführlich dokumentiert (19). (16) Belgien zufolge (auf der Grundlage der Angaben von Electrabel) gibt es nach derzeitigem Kenntnisstand keine technologischen Lösungen, um die Flexibilität zu vertretbaren Kosten und innerhalb eines angemessenen Zeitrahmens zu erhöhen. Die technische Umrüstung eines Grundlastreaktors zu einer Lastfolgeanlage, die eine größere Flexibilität ermöglicht, würde eine vollständige Änderung der Konstruktion erfordern, insbesondere den Austausch des Reaktordruckbehälterdeckels, was ein sehr langwieriger und komplexer Prozess ist. Außerdem wären neue Studien im Rahmen des Sicherheitsanalyseberichts sowie eine wesentliche Änderung der Betriebsgenehmigung erforderlich, die von den belgischen Atomaufsichtsbehörden ausgestellt werden müsste. (17) Darüber hinaus erklärt Belgien (auf der Grundlage der Angaben von Electrabel), dass die Flexibilität der Reaktoren auch durch die Besonderheiten ihres Brennstoffs und das Ausfallmanagement eingeschränkt sei: a) Der Brennstoff ist auf eine bestimmte Zyklusdauer und eine bestimmte Anzahl möglicher Modulationen zugeschnitten. Eine größere Flexibilität der Reaktoren würde eine Änderung der Brennstoff-Anreicherung erfordern, was nicht möglich ist, da der Brennstoff bereits für die gesamte Projektlaufzeit bestellt wurde. Sollten die LTO-Anlagen „aufgerüstet“ werden, um die Anzahl der verfügbaren Modulationen zu erhöhen, müsste der Brennstoff neu bestellt werden, was mit unverhältnismäßig hohen Kosten verbunden wäre. b) Aufgrund der technischen und rechtlichen Auflagen der FANK (20) verfügt der Betreiber kerntechnischer Anlagen nur über einen sehr begrenzten Spielraum für die Planung von Abschaltungen für Wartungsarbeiten, Instandhaltungsmaßnahmen und Brennelementwechsel. Geplante Ausfälle sind sehr komplex und müssten Monate oder sogar Jahre im Voraus vorbereitet werden. Im Rahmen der REMIT-Verordnung (21) müssen Marktteilnehmer die Termine von Ausfällen rechtzeitig veröffentlichen, beispielsweise über die NordPool-Plattform für dringende Marktmeldungen (Urgent Market Messages, „UMM“) (22), in der Praxis in der Regel drei Jahre im Voraus. Darüber hinaus können Ausfalltermine nach ihrer Bekanntgabe nur sehr schwer geändert werden (aufgrund der betrieblichen Zwänge wie der Verfügbarkeit von Ersatzteilen und Auftragnehmern), und diese Änderungen können vom ÜNB beanstandet werden, der, wenn er der Ansicht ist, dass die Abweichung zu einer Störung des Netzes führt, vom Betreiber kerntechnischer Anlagen eine Entschädigung verlangen kann. In jedem Fall können die Ausfalltermine nach Mitte Juli des Vorjahres ohne vorherige Genehmigung des ÜNB nicht mehr geändert werden. c) Auf operativer Ebene werden die LTO-Anlagen in 12-monatigen Brennstoffzyklen betrieben (anstelle der derzeitigen 18-monatigen Brennstoffzyklen). Diese Entscheidung wurde aufgrund einer wirtschaftlichen Abwägung getroffen: — Erstens, um die Produktionszeit der LTO-Anlagen in den kommenden Wintern zu maximieren, wenn die Nachfrage nach Strom am höchsten ist — und damit auch die Preise –, während die Produktion von Strom aus erneuerbaren Energien geringer ist. Daher wurde vereinbart, die LTO-Anlagen in einem 12-monatigen Brennstoffzyklus zu betreiben, sodass regelmäßige Ausfälle aufgrund von Brennelementwechseln zeitlich aufeinander abgestimmt werden können und jedes Jahr im Sommer stattfinden. — Zweitens ist es in der Atomenergiebranche üblich, die Abschaltungen in Monaten mit niedrigeren Preisen zu planen, um mittel- und langfristige Marktsignale zu berücksichtigen. Daher wurde die Gesamtplanung für die Abschaltungen in Doel 4 und Tihange 3 von Anfang an optimiert, um die Auswirkungen auf den Marktpreis so gering wie möglich zu halten. Dies wurde durch die Umstellung von einem 18-monatigen auf einen 12-monatigen Brennstoffzyklus erreicht (wie oben erläutert). 2.2. Atomausstieg in Belgien (18) Wie in Abschnitt 2.1 des Einleitungsbeschlusses beschrieben, hat das belgische Bundesparlament im Jahr 2003 ein Gesetz verabschiedet, das den Bau neuer Kernkraftwerke zur industriellen Stromerzeugung durch Kernspaltung in Belgien verbietet und die Betriebsdauer der bereits bestehenden Reaktoren auf 40 Jahre begrenzt, wobei ein Atomausstieg zwischen 2015 und 2025 beschlossen wurde („Gesetz von 2003“ oder „Gesetz über den Atomausstieg“) (23). Wie ursprünglich im Gesetz über den Atomausstieg vorgesehen, wurden Doel 3 und Tihange 2 am 23. September 2022 bzw. am 31. Januar 2023 dauerhaft vom Netz abgekoppelt. Mit den Gesetzen vom 18. Dezember 2013 und 28. Juni 2015 (24) wurde das Gesetz über den Atomausstieg geändert und die Laufzeit der drei ältesten Reaktoren, Tihange 1, Doel 1 und Doel 2, um zehn Jahre verlängert, und zwar jeweils bis zum 30. September 2025, 14. Februar 2025 und 30. November 2025 (Verlängerung der Laufzeit um zehn Jahre) (25). (19) Nach dem Gesetz über den Atomausstieg sollten Doel 4 und Tihange 3 bis 2025 geschlossen werden. Infolgedessen bestand die strategische Zielsetzung von Engie in Bezug auf die nuklearen Tätigkeiten seit 2020 darin, i) sich aus den Tätigkeiten zur Erzeugung von Kernenergie in Belgien zurückzuziehen, um das Risiko der Marktvolatilität als Betreiber kerntechnischer Anlagen zu verringern, und ii) die Stromerzeugung aus Kernenergie nicht mehr als Teil des Hauptgeschäfts von Engie zu positionieren. Seit 2020 hat dieser Rückzug zu einer Einstellung sämtlicher Studien im Zusammenhang mit der Verlängerung der Laufzeiten seiner Kernkraftwerke (die sich alle in Belgien befinden) geführt. Die Finanzmitteilung von Engie seit 2020 steht im Einklang mit diesem strategischen Ziel der Rücknahme und wurde bei den Rechnungslegungsgrundsätzen, die bei der Erstellung des konsolidierten Jahresabschlusses zugrunde gelegt wurden, berücksichtigt. Dies gilt insbesondere für die Prüfungen auf Wertminderung (26). (20) Tabelle 1 bietet einen Überblick über die sieben belgischen Kernreaktoren, einschließlich ihrer Eigentumsverhältnisse, Nettokapazität und ursprünglichen Abschaltungstermine gemäß dem Gesetz über den Atomausstieg sowie über die nachfolgenden Änderungen. Tabelle 1 Überblick über die Kernkraftwerke in Belgien Kernreaktor Eigentumsverhältnisse Nettokapazität 2023 (MWe) Datum der Abschaltung (Gesetz über den Atomausstieg) Datum der Abschaltung (geändert) Doel 1 Electrabel (100 %) 445 15. Februar 2015 14. Februar 2025 Doel 2 Electrabel (100 %) 433 1. Dezember 2015 30. November 2025 Doel 3 Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %) 1 006 1. Oktober 2022 Abschaltung am 23. September 2022 Doel 4 Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %) 1 026 1. Juli 2025 31. Oktober 2035 (*1) Tihange 1 Electrabel (50 %) EDF Belgium (50 %) 962 1. Oktober 2015 30. September 2025 Tihange 2 Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %) 1 008 1. Februar 2023 Abschaltung am 31. Januar 2023 Tihange 3 Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %) 1 030 1. September 2025 31. Oktober 2035 (*1) Quelle: Belgische Behörden — Es wird auf die Website des Föderalen Öffentlichen Dienstes (FÖD) Wirtschaft zur Kernenergieerzeugung in Belgien verwiesen, zuletzt abgerufen am 18. Juni 2024: Parc de production de centrales nucléaires en Belgique | FÖD Wirtschaft. Wie bereits erwähnt, wurden Doel 3 und Tihange 2 stillgelegt. Der folgende Bericht gibt Aufschluss über ihre frühere Nettoleistung: International Atomic Energy Agency, Operating Experience with Nuclear Power Stations in Member States (Betriebserfahrung mit Kernkraftwerken in den Mitgliedstaaten, IAEO), Wien (2022) (zugänglich über die Website des FÖD Wirtschaft). 2.3. Beschluss Belgiens zur weiteren Nutzung von Kernenergie (21) Am 18. März 2022 beschloss die belgische Föderalregierung (im Folgenden auch „belgische Regierung“), den Atomausstieg zu überdenken und die Verlängerung der Betriebsdauer (Langzeitbetrieb, „LTO“) der beiden jüngsten Kernreaktoren Doel 4 und Tihange 3 um zehn Jahre zu genehmigen („LTO-Projekt“). Die Entscheidung Belgiens erfolgte im Zusammenhang mit der Reaktion der EU auf den Krieg Russlands gegen die Ukraine (einschließlich der Notwendigkeit, dass die EU-Mitgliedstaaten ihren Gasverbrauch und ihre Abhängigkeit von Gas verringern) und der daraus resultierenden Gaskrise sowie der bereits bestehenden Bedenken hinsichtlich der Versorgungssicherheit in Belgien (siehe auch Abschnitt 2.4) angesichts des gestiegenen Elektrifizierungsbedarfs (um die Energiewende zu ermöglichen) und der geringen Verfügbarkeit des französischen Kernkraftwerke im Zeitraum 2021-2022 (aufgrund unvorhergesehener Korrosionsprobleme und umfangreicher Wartungsarbeiten zur Verlängerung ihrer Betriebsdauer) (27). (22) Anschließend nahm die belgische Regierung im Jahr 2022 Verhandlungen mit dem belgischen Betreiber kerntechnischer Anlagen Electrabel über die Umsetzung der Laufzeitverlängerung auf. Die Gründe für die Nichtdurchführung einer Ausschreibung, die Belgien genannt und zu denen die Kommission im Einleitungsbeschluss keine Zweifel geäußert hat, sind in Erwägungsgrund 38 des Einleitungsbeschlusses aufgeführt und umfassen folgende Aspekte: a) Besitz des erforderlichen Know-hows und der erforderlichen Genehmigungen: Der Zugang zu Kapazitäten zur Erzeugung von Kernkraft erfordert spezielles, auch länderspezifisches Know-how, das nicht allen Marktteilnehmern zur Verfügung steht, was die Kommission bereits in Bezug auf Electrabel im Besonderen (siehe Fußnote 30 im Einleitungsbeschluss) und die Betreiber kerntechnischer Anlagen im Allgemeinen (siehe Fußnote 31 im Einleitungsbeschluss) eingeräumt hat; das Know-how, das geistige Eigentum und die einschlägigen Genehmigungen für Kernkraftwerke in Belgien sind einzigartig und derzeit ausschließlich im Besitz von Electrabel. b) Zeitplan: Der Zeitraum zwischen der Entscheidung der belgischen Regierung über das LTO-Projekt und dem geplanten Wiederinbetriebnahmezeitpunkt der LTO-Anlagen ist sehr kurz, und eine Wiederinbetriebnahme im September 2025 (bei Tihange 3) bzw. November 2025 (bei Doel 4) erfordert die Durchführung bestimmter Vorbereitungsarbeiten und Machbarkeitsstudien („Entwicklungsmaßnahmen“ [siehe Fußnote 32 des Einleitungsbeschlusses]) vor dem tatsächlichen Beginn der Arbeiten. Electrabel war als einziger Betreiber kerntechnischer Anlagen in Belgien das einzige Unternehmen, das über das erforderliche Fachwissen, die Ressourcen und die Instrumente verfügte, um diese Maßnahmen schnell und effektiv umzusetzen. Daher hätte kein anderer Betreiber als Electrabel im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens ausgewählt werden können, und die Einleitung eines Ausschreibungsverfahrens zur Auswahl des Betreibers der LTO-Anlagen hätte angesichts der Besonderheiten und Zwänge des LTO-Projekts nicht zu einem sinnvollen Ergebnis geführt. (23) Engie, die Muttergesellschaft von Electrabel, zögerte zunächst, Verhandlungen mit Belgien über das LTO-Projekt aufzunehmen, und begründete dies damit, dass die Kerntechnik zu teuer und zu riskant geworden sei, und verwies auf die Absicht von Engie, den Kernkraftwerksbetrieb in Belgien nach 2025 einzustellen (siehe Erwägungsgrund 19). Daher hat der belgische Staat mit Engie vereinbart, einen Mechanismus einzurichten, um die Risiken und Vorteile im Zusammenhang mit der Verlängerung der Laufzeit der beiden Reaktoren in ausgewogener und transparenter Weise zu teilen. Belgien zufolge hat Engie von Anfang an deutlich gemacht, dass es ohne einen Mechanismus zur Aufteilung der Risiken und eine Vereinbarung über die Entsorgung der aus dem Betrieb der sieben Kernkraftwerke in Belgien anfallenden radioaktiven Abfälle keine Verlängerung der Laufzeit der beiden Kernreaktoren in Betracht ziehen würde, da dies Engie zu einer wesentlichen Änderung seiner Unternehmensstrategie und einer Erhöhung seines Risikos zwingen würde (28). (24) Der Verhandlungsprozess wurde in Abschnitt 3.1. des Einleitungsbeschlusses ausführlich beschrieben und führte am 13. Dezember 2023 zum Abschluss einer Durchführungsvereinbarung mit dem Ziel, den Betrieb der LTO-Anlagen vor dem Winter 2025-2026 wieder aufzunehmen. Wie in Erwägungsgrund 36 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, besteht die Durchführungsvereinbarung aus drei Hauptkomponenten, die alle denselben Zweck verfolgen, nämlich die Durchführung des LTO-Projekts zu unterstützen: a) „Komponente 1“: die Reihe von Teilmaßnahmen im Zusammenhang mit der Vergütung und den finanziellen Vereinbarungen, die stabile Einnahmen für die beiden Kernreaktoren gewährleisten, sowie die Änderungen in der Aktionärsstruktur durch die Gründung von BE-NUC (siehe Abschnitt 3.3.1.); b) „Komponente 2“: die Reihe von Teilmaßnahmen im Zusammenhang mit der Stilllegung der Kernkraftwerke und der langfristigen Lagerung und Endlagerung der übertragenen radioaktiven Abfälle und abgebrannten Brennelemente (einschließlich der Änderung des Sicherheitspakets zur Überwachung der Finanzlage des Betreibers kerntechnischer Anlagen unter Berücksichtigung des aufgrund der vereinbarten Obergrenze geänderten Risikoprofils) (siehe Abschnitt 3.3.2.); c) „Komponente 3“: die Vereinbarungen über die Risikoteilung und Entschädigung bei bestimmten Gesetzesänderungen (siehe Abschnitt 3.3.3.). (25) Die Durchführungsvereinbarung wurde im Laufe des Jahres 2024 zweimal geändert (29). Ihr Inhalt wird in Abschnitt 3 ausführlicher beschrieben. (26) Folgende Meilensteine sind für das LTO-Projekt von Bedeutung: a) Nach Abschluss des Abkommens werden weitere Vorbereitungen getroffen, um die Produktion spätestens am 1. September (Tihange 3) und am 1. November (Doel 4) 2025 wieder aufzunehmen. b) Der Zeitraum zwischen dem ursprünglichen Abschalttermin der Reaktoren (gemäß dem Gesetz über den Atomausstieg von 2003, d. h. dem 1. Juli 2025 im Fall von Doel 4 und dem 1. September 2025 im Fall von Tihange 3 — siehe Tabelle 1) und dem Datum der Wiederaufnahme der Produktion wird zur Vorbereitung der