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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rtungsarbeiten auf möglichst effiziente Weise zu planen (einschließlich der Heranziehung des DAM-Preises als Referenz-Marktpreis im CfD-Modell). Darüber hinaus hinterfragte die Kommission, ob die Kombination der Vergütungsmaßnahmen die Begünstigten nicht von einem zu großen Anteil der Markt- und Betriebsrisiken entlastet. (237) Drittens äußerte die Kommission hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit der Beihilfe Zweifel an der Verhältnismäßigkeit mehrerer finanzieller Vergütungsmaßnahmen (einschließlich der SDC-Darlehen und der MOCP). Die Kommission war der Auffassung, dass diese Maßnahmen mit einem CfD kombiniert und so konzipiert sind, dass sie die Zielrendite von 7 % erreichen. Eine Bewertung ist nur in Bezug auf die Maßnahmen selbst und die damit verbundene Risikominderung möglich. Daher vertrat die Kommission die Auffassung, dass sie zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses die Verhältnismäßigkeit dieser Zielrendite nicht abstrakt bewerten konnte, und kam zu dem Schluss, dass die Verhältnismäßigkeitsprüfung erst nach der Prüfung der Geeignetheit der Maßnahmen erfolgen kann. Darüber hinaus hatte die Kommission Zweifel an der Festlegung des Betrags der Pauschalzahlung in Höhe von 15 Mrd. EUR für die Übertragung der Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen (insbesondere in Bezug auf den verwendeten Abzinsungssatz und die Höhe des Risikoaufschlags) sowie an der Höhe der zusätzlichen Stilllegungsverbindlichkeiten, die sich aus dem LTO-Projekt ergeben (was zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses noch nicht bekannt war). (238) Schließlich stellte die Kommission die Frage, ob ein unangemessenes CfD-Modell und die Kumulierung aller Finanzhilfemaßnahmen nicht zu unzulässigen Marktverzerrungen führen könnten. Darüber hinaus benötigte die Kommission weitere Zusicherungen hinsichtlich der Identität und Unabhängigkeit der Stelle, die die Produktion der LTO-Anlagen im Rahmen der EMSA auf dem Markt verkauft. 4. DER STANDPUNKT BELGIENS (239) Belgien übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 22. August 2024. Belgien legte zusätzliche unabhängige Analysen vor, die von Compass Lexecon in Bezug auf das CfD-Modell, die SDC-Darlehen und die MOCP (vorgelegt am 22. August 2024) sowie die Abfallbegrenzung (vorgelegt am 30. August 2024) erstellt wurden, um den im Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifeln der Kommission hinsichtlich der Erforderlichkeit, Geeignetheit und Verhältnismäßigkeit des Pakets finanzieller Unterstützungsmaßnahmen (Komponente 1 der Beihilfemaßnahme), der Verhältnismäßigkeit des Abfallabkommens (Komponente 2 der Beihilfemaßnahme), der Vereinbarkeit des CfD-Modells mit dem Unionsrecht und möglicher unverhältnismäßiger Verzerrungen des Wettbewerbs und des Handels zu begegnen. (240) In der Antwort Belgiens auf den Einleitungsbeschluss wird die ursprüngliche Maßnahme (LTO-Projekt) wie im Einleitungsbeschluss beschrieben erörtert. Die vorliegende Maßnahme umfasst Änderungen gegenüber der ursprünglichen Maßnahme (die aufgrund der von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken vorgenommen wurden) und ist in Abschnitt 3 dieses Beschlusses ausführlich dargelegt. (241) Die von Belgien vorgebrachten Argumente werden im Folgenden näher erläutert. 4.1. Standpunkt Belgiens zum Paket finanzieller Maßnahmen (Komponente 1) 4.1.1. Geeignetheit des CfD-Modells (242) Belgien stimmte mit der Kommission darin überein, dass die Förderung marktkonformer Anreize und die Minimierung möglicher unangemessener Verzerrungen für die Gestaltung von Unterstützungsmechanismen von grundlegender Bedeutung sind. (243) Belgien zufolge bestimmen die technischen, regulatorischen und wirtschaftlichen Zwänge der LTO-Anlagen (siehe auch Abschnitt 2.1) die Durchführbarkeit und Geeignetheit des CfD-Modells. Diese Auffassung wird durch eine unabhängige zusätzliche wirtschaftliche Analyse von Compass Lexecon untermauert (111). Belgien argumentierte insbesondere, dass wirtschaftliche Anreize für den Betreiber kerntechnischer Anlagen, in Situationen mit eingeschränkten Reaktionsmöglichkeiten auf Marktbedingungen zu reagieren, zu einer suboptimalen Risikoverteilung führen und die Unsicherheit künftiger Einnahmen ohne Möglichkeit einer abschwächenden Maßnahme erhöhen könnten. Daher könnten höhere Risiken für den Begünstigten, denen nicht durch operative Abgaben begegnet werden kann, zu einem verschlechterten Risiko-Ertrags-Profil der Investition und zu einem wirtschaftlichen Ungleichgewicht des Programms führen (z. B. durch die Notwendigkeit eines höheren Ziel-IRR). Die daraus resultierenden erwarteten Auswirkungen auf die Kosten für die Unterstützung müssten daher gegen die Kosten abgewogen werden, die dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung durch die direkte Übernahme dieses Risikos entstehen. (244) Belgien argumentiert ferner, dass der Händlerbetrieb der LTO-Anlagen und die entsprechenden Gebotsentscheidungen die wirtschaftliche Benchmark für ein CfD-Modell seien, das ein marktkonformes Verhalten aufrechterhalte. (245) Im vorliegenden Fall weist Belgien darauf hin, dass verschiedene technische und betriebliche Zwänge den Spielraum für eine Änderung des Wartungsplans und für Modulationen und damit auch das mit erhöhten wirtschaftlichen Anreizen verbundene Wertschöpfungspotenzial erheblich einschränken: a) Die LTO-Anlagen unterliegen betrieblichen Zwängen, um die Versorgungssicherheit in den Wintermonaten zu gewährleisten, sowie technischen und rechtlichen Anforderungen zur (Neu-)Planung von Ausfällen. b) Die technische Konstruktion der LTO-Anlagen ist für den Betrieb als Grundlastanlagen optimiert, was erhebliche Auswirkungen auf die Sicherheitsvorschriften hat und die Modulationsfähigkeiten einschränkt (z. B. max. 30 Modulationen pro Brennstoffkreislauf mit potenziellem Risiko einer automatischen Abschaltung). c) Die Betriebs- und Modulationszwänge und die damit verbundenen Risiken führen zu Opportunitätskosten für den Betreiber kerntechnischer Anlagen (z. B. Risiko entgangener Einnahmen im Falle einer automatischen Abschaltung, versäumte Modulationsmöglichkeiten aufgrund des Erreichens der Modulationsobergrenze vor Ende des Zyklus). (246) Belgien argumentierte, dass angesichts der Betriebs- und Sicherheitszwänge der LTO-Anlagen einige der nachstehend aufgeführten alternativen CfD-Modelle die Risiken nicht effizienter verteilen und marktkonformes Verhalten nicht wirksamer fördern würden als das vorgeschlagene Modell. Belgien machte insbesondere geltend, dass in einigen Fällen die Verwendung langfristiger Referenzpreise und Referenzmengen effiziente Entscheidungen hinsichtlich des Einsatzes/Betriebs begünstigen könne, da dadurch die CfD-Zahlungen von den erzielten Marktpreisen abgekoppelt würden. Dies sei jedoch im vorliegenden Fall angesichts der betrieblichen Zwänge der LTO-Anlagen und des einzigartigen Verfügbarkeitsmusters im Zeitraum der LTO-Arbeiten möglicherweise nicht angemessen, wie nachstehend erläutert: a) Erstens würde die Verwendung des Preises langfristiger Produkte als alternativer MRP (z. B. Terminkontrakte, jährliche DA-Durchschnittswerte) anstelle des DAM-Preises das einzigartige Verfügbarkeitsmuster im Zeitraum der LTO-Arbeiten nicht berücksichtigen, da dies ein erhebliches Risiko einer Diskrepanz zwischen dem Referenzpreis und den erzielten Preisen mit sich bringen könnte, die von BE-NUC durch operative Abgaben nicht effizient abgesichert oder gesteuert werden könnten (siehe Erwägungsgrund 98). Unterschiedliche Rahmenbedingungen und Betriebszwänge könnten jedoch alternative MRP rechtfertigen. b) Zweitens könne die Berechnung des Vergütungsbetrags auf der Grundlage einer Referenzmenge anstelle der tatsächlichen Produktion zusätzliche Marktrisiken mit sich bringen, die von BE-NUC nicht effizient abgesichert oder gesteuert werden könnten. Auch hier könne die Verwendung von Referenzmengen bei unterschiedlichen Rahmenbedingungen oder Technologie- und Betriebszwängen angebracht sein. c) Gleichzeitig wäre, wie bereits in den Erwägungsgründen 11 und 12 erläutert, aufgrund der strengen Betriebs- und Modulationszwänge für LTO-Anlagen das Potenzial für eine zusätzliche Wertschöpfung durch verstärkte Marktanreize aufgrund alternativer Ausgestaltungsmerkmale des CfD im Vergleich zum gewählten CfD-Modell begrenzt (siehe unten). (247) Belgien zufolge zielte das gewählte CfD-Modell in Verbindung mit seinen spezifischen Regelungen (der MPRA und der Modulationsregelung) darauf ab, das Marktrisiko durch operative Anreize auszugleichen, die sowohl Investitionen als auch die kurzfristige Markteffizienz fördern. Es erleichtere eine zeitnahe Reaktion auf Marktsignale, ohne unnötige Komplexität zu verursachen, und sei auf die technischen und regulatorischen Zwänge der LTO-Anlagen abgestimmt. Belgien verwies in diesem Zusammenhang auf folgende Aspekte: a) die MPRA, die angesichts des (begrenzten) verfügbaren Spielraums für die Anpassung der Wartungspläne einen angemessenen Anreiz für die Produktion in Zeiten hoher Marktpreise bietet, und b) die Modulationsregelung, die so konzipiert wurde, dass sie den technischen und regulatorischen Zwängen der LTO-Anlagen und den marktbasierten Tätigkeiten in der Praxis Rechnung trägt. Mit der festen Modulationsschwelle sollte ein Ausgleich zwischen dem potenziellen Nutzen der Modulation und den damit verbundenen Opportunitätskosten auf der Grundlage eines einfachen Mechanismus hergestellt werden. (248) Aus den oben dargelegten Gründen kam Belgien zu dem Schluss, dass die Bedenken der Kommission hinsichtlich der Geeignetheit des CfD-Modells im Einleitungsbeschluss unbegründet sind. (249) Während des förmlichen Prüfverfahrens beschloss Belgien jedoch, das CfD-Modell und den MPRA-Mechanismus zu ändern, um marktkonforme Anreize zu stärken und Marktentwicklungen gebührend zu berücksichtigen. a) Erstens beschloss Belgien, das CfD-Modell zu ändern, indem es die Entscheidungsbefugnis über wirtschaftsbedingte Modulationen an den EMSA-Partner übertrug (wodurch die Modulationsregelung im ursprünglichen Entwurf gestrichen wurde) und die feste Vergütung des EMSA-Partners durch eine Kombination aus einer festen und einer variablen Gebühr zu ersetzen, wodurch Anreize für eine dynamische Modulation unter Berücksichtigung der Marktentwicklungen und der technischen Zwänge (und potenziellen automatischen Abschaltrisiken) der LTO-Anlagen geschaffen wurden. Eine ausführliche Beschreibung der geänderten Vergütungsformel findet sich in Abschnitt 3.3.1.5.2. b) Zweitens hat Belgien den MPRA-Mechanismus intensiviert, sodass sich der erwartete und realisierte interne IRR stärker an die sich ändernden Marktbedingungen anlehnt. Eine ausführliche Beschreibung dieser Änderung findet sich in Abschnitt 3.3.1.3.2. 4.1.2. Struktur des Gemeinschaftsunternehmens (250) Electrabel und der belgische Staat planen die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens mit einer 50:50-Beteiligung, das die relevanten Vermögenswerte halten wird, um den weiteren Betrieb der LTO-Anlagen zu ermöglichen. (251) Belgien machte geltend, dass dieser Ansatz es dem belgischen Staat ermögliche, die Projektgesellschaft gleichberechtigt mitzubestimmen, da die beiden Gesellschafter das Gemeinschaftsunternehmen zu gleichen Bedingungen und als Gesellschafter mit dem gleichen Risiko (entsprechend dem üblichen Gesellschafterrisiko und der üblichen Finanzierung) und den gleichen Vorteilen (insbesondere Dividenden) gegründet hätten. Außerdem könne der belgische Staat so ein gewisses Maß an Eigentumsrechten an kritischer Infrastruktur behalten. 4.1.3. MOCP und SDC-Darlehen (252) Belgien erklärte, dass, falls die Einnahmen von BE-NUC nicht ausreichen, um die für den Betrieb der LTO-Anlagen erforderlichen Kosten (die Kosten der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung und sonstige Betriebs-, Brennstoff- und Instandhaltungsinvestitionskosten) zu decken, der belgische Staat als Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung verpflichtet ist, eine Ausgleichszahlung an BE-NUC (und Luminus) zu leisten. BE-NUC muss diesbezüglich einen jährlichen Abgleichsbericht vorlegen. Diese Mindest-OPEX-Zahlung soll ausreichende Liquidität zur Deckung dieser Kosten sicherstellen, um die langfristige Rentabilität und Solvenz von BE-NUC zu sichern. Darüber hinaus wird der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung eine Kapitalzahlung leisten, die aus einer 50-prozentigen Kostenabsicherung für das investierte Kapital im Verhältnis zu den amortisierten Kapitalkosten der Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen besteht. Sowohl die Mindest-OPEX- als auch die Kapitalzahlung werden als MOCP bezeichnet und gelten ab dem Zeitpunkt der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs. (253) Belgien erklärte, dass es sowohl BE-NUC als auch Luminus mit Wirkung vom 1. Juli 2025 auch Kreditlinien zur Verfügung stellen werde, um die Betriebs- und Instandhaltungskosten zu finanzieren, die während bestimmter Stillstandszeiten gemäß Abschnitt 3.2(A) („Beschaffung von SDC-Darlehen“) der Vergütungsvereinbarung anfallen. Konkret wird der belgische Staat anstelle von zusätzlichem Kapital für BE-NUC und Luminus SDC-Darlehen zu einem begrenzten Zinssatz und mit einem festgelegten Tilgungsplan bereitstellen, die in zwei Tranchen finanziert werden: a) die Kosten während der Abschaltung der Kernkraftwerke (1. Juli 2025 bei Doel 4 und 1. September 2025 bei Tihange 3) und bis zum Zeitpunkt der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs b) die Kosten während der planmäßigen LTO-Arbeiten vom Zeitpunkt der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs bis zum 31. Dezember 2028 (zur Klarstellung: Alle weiteren Verluste, die durch außerplanmäßige Ausfälle entstehen, sind durch die MOCP zu decken). (254) Belgien erklärte, dass mit der MOCP Risiken mit erheblichen Auswirkungen bekämpft würden, die zu Verlusten während der Betriebsphase führen könnten. Zusammen mit den SDC-Darlehen in der Phase vor der Wiederinbetriebnahme seien diese Maßnahmen unerlässlich, um sicherzustellen, dass das Projekt ausreichende Zahlungsströme generiert, um den Betreiber der kerntechnischen Anlagen zu bezahlen und die langfristige Betriebsfähigkeit aufrechtzuerhalten. Belgien argumentiert, dass dem Kernkraftwerk ohne diese Maßnahmen im Falle längerer Ausfälle oder regulatorischer (politischer) Änderungen, die zu einer Nichtverfügbarkeit führen, der Konkurs drohen könnte. (255) Zur weiteren Untermauerung dieser Behauptungen legte Belgien, gestützt auf eine von Compass Lexecon erstellte unabhängige Analyse (112), folgende Erläuterungen vor: a) Investitionen von Händlern in kerntechnische Anlagen sind mit unkontrollierbaren und weitreichenden Risiken im Zusammenhang mit Regulierung/Politik und Technologie verbunden, die sich auf die Verfügbarkeit von Kraftwerken auswirken können. Nuklearprojekte weisen eine überwiegend feste Kostenstruktur auf, wodurch ihre finanzielle Lage besonders stark von Ausfallzeiten beeinflusst wird. Anders als beim RAB-Modell reicht ein CfD-System allein nicht aus, um diese schwerwiegenden Ausfallrisiken zu bewältigen, sodass ein zusätzlicher Risikomanagementmechanismus erforderlich ist. b) Die MOCP ist erforderlich, um sich teilweise gegen Szenarien mit erheblichen Verlusten abzusichern, die die wirtschaftliche und finanzielle Tragfähigkeit (und Solvenz) der LTO-Anlagen gefährden könnten. Die SDC-Darlehen sind erforderlich, um die fixen Betriebskosten zu finanzieren, die für die Instandhaltung der LTO-Anlagen vor ihrer Wiederinbetriebnahme und während der geplanten LTO-Verlängerungsarbeiten anfallen. c) Angesichts der bisherigen Leistungsbilanz belgischer und ausländischer Kernkraftwerke ist ein erheblicher Ausfall beider Kernkraftwerksanlagen für einen wesentlichen Teil des Jahres nicht unwahrscheinlich. Mit Blick auf die Zukunft dürften diese systemischen Risiken zunehmen, da die Zahl der belgischen Kernkraftwerke ab 2025 schrumpft. Darüber hinaus könnte es zu häufigeren, weniger schwerwiegenden Ereignissen kommen, die dennoch zu Verlusten für das LTO-Projekt führen würden, was die Notwendigkeit des MOCP-Mechanismus weiter rechtfertigt. (256) Belgien kam daher zu dem Schluss, dass die MOCP und die SDC-Darlehen geeignet und angemessen sind: a) Die MOCP schützt das LTO-Projekt nicht vor allen Betriebsrisiken, sodass sie als Maßnahme geeignet ist, da sie lediglich dazu dient, erheblichen Ausfällen entgegenzuwirken und eine Insolvenz von BE-NUC zu verhindern. Sonstige operative Risiken verbleiben bei den Gesellschaftern, was zu zahlreichen Szenarien führt, in denen die Rentabilität sinkt und der Projekt-IRR von 7 % selbst mit der Beihilfemaßnahme nicht erreicht wird. b) Die MOCP ist angemessen, da sie sich auf die zur Vermeidung von Verlusten erforderlichen Fehlbeträge beschränkt (Mindest-OPEX-Komponente) und im Falle von Investitionsverlusten (d. h. negativer Projekt-IRR) nur 50 % der Eigenkapitalbeiträge (Kapitalzahlungskomponente) abdeckt. Mit anderen Worten: Selbst mit der MOCP können Gesellschafter bis zu 50 % ihrer Investition verlieren. c) Das SDC-Darlehen stellt Liquidität in Form einer Finanzierung bereit, die auf die Einnahmeausfälle begrenzt ist, sodass die Beihilfe geeignet ist. d) Das SDC-Darlehen ist verhältnismäßig, da es zur Verlustminderung auf ein Minimum beschränkt und verzinst zurückzuzahlen ist. (257) Nach dem förmlichen Prüfverfahren hat Belgien beschlossen, die potenziellen MOCP-Zahlungen auf maximal 2 Mrd. EUR zu begrenzen, indem es von seinem Kündigungsrecht bzw. seinen Kündigungsrechten gemäß der Vergütungsvereinbarung Gebrauch machen würde, es sei denn, eine Analyse des belgischen Staates ergebe, dass eine solche Kündigung die Versorgungssicherheit Belgiens beeinträchtigen könnte und/oder aus finanzieller Sicht nicht angemessen wäre. Weitere Einzelheiten sind in Abschnitt 3.3.1.3.3. zu finden. 4.1.4. Gesellschafterdarlehen und WCF (258) Nach Angaben Belgiens erklären sich der belgische Staat und Electrabel als Gesellschafter bereit, ihren Anteil an dem Finanzierungsbedarf von BE-NUC oder an unvorhergesehenen Finanzierungslücken zu finanzieren (soweit diese Kosten und Aufwendungen betreffen, die nicht durch andere Mechanismen wie Einnahmen von BE-NUC, Differenzzahlungen an BE-NUC im Rahmen der Vergütungsvereinbarung, das SDC-Darlehen usw. finanziert werden, um eine doppelte Finanzierung zu vermeiden). (259) Belgien erklärte, dass Electrabel und der belgische Staat individuelle und identische Vereinbarungen über die Gesellschafterdarlehen mit BE-NUC getroffen hätten. Die Zinssätze seien nicht festgeschrieben worden, jedoch sehe die Gesellschafterdarlehensvereinbarung vor, dass der Zinssatz für jedes Gesellschafterdarlehen zu marktüblichen Konditionen festgesetzt werde, die vom Vorstand von BE-NUC gemäß der Gesellschaftervereinbarung unter Berücksichtigung der aktuellen Marktzinsen und vergleichbarer Fremdfinanzierungen Dritter, die zum jeweiligen Zeitpunkt verfügbar seien, ermittelt würden. Die Rückzahlungsbedingungen für die Beträge und die Zinssätze seien identisch. (260) Die WCF dient Belgien zufolge der Finanzierung des Betriebskapitalbedarfs, der sich aus dem Betrieb der LTO-Anlagen ergibt. BE-NUC darf Mittel aus der WCF in Anspruch nehmen, wenn die Differenz zwischen den Mittelzuflüssen und Mittelabflüssen geringer ist als die in der Vergütungsvereinbarung festgelegten geschätzten Betriebskosten für den kommenden Ausgabenzeitraum. Der Betrag der WCF muss mindestens den geschätzten durchschnittlichen Betriebskosten für einen Zeitraum von drei Monaten entsprechen. Belgien stellte klar, dass die WCF in der Praxis als Überbrückung innerhalb des Jahres bis zur jährlichen MOCP diene und als revolvierende Kreditfazilität fungiere, die bei Inanspruchnahme der vom belgischen Staat bereitgestellten MOCP jährlich zurückgezahlt würde. (261) Belgien stellte klar, dass Electrabel eine Methode für das Gesellschafterdarlehen von Electrabel vorschlagen werde, die in einem Termsheet beschrieben und dem Verwaltungsrat von BE-NUC mitgeteilt werde, um anschließend auf das Darlehen des belgischen Staates sowie auf die WCF übertragen zu werden. Die Rückzahlungsbedingungen für die Beträge und die Zinssätze seien identisch. Belgien brachte vor, dass die Methode noch erörtert werde und zu einem späteren Zeitpunkt mitgeteilt werde. 4.2. Standpunkt Belgiens zur EMSA 4.2.1. Vergabe der EMSA im Rahmen eines wettbewerblichen Ausschreibungsverfahrens (262) In Bezug auf den Erwerb von Energiemanagerdienstleistungen im Rahmen der EMSA machte Belgien geltend, dass der Erwerb dieser Dienstleistungen im Rahmen eines wettbewerbsorientierten, transparenten, diskriminierungsfreien und bedingungsfreien Ausschreibungsverfahrens erfolge. Insbesondere werde der EMSA-Vertrag im Wege eines Verhandlungsverfahrens mit vorherigem Aufruf zum Wettbewerb vergeben (Artikel 120 des belgischen Gesetzes über die öffentlichen Aufträge vom 17. Juni 2016), was im Versorgungssektor ein Standardverfahren darstelle. Belgien kommt daher zu dem Schluss, dass die EMSA dem Energiemanager (EMSA-Partner) keinen Vorteil verschafft und dass der EMSA-Partner nicht von der staatlichen Beihilfe profitiert. (263) Belgien brachte vor, dass die Anwendung der Richtlinien über die Vergabe öffentlicher Aufträge zwar bereits eine Reihe von Garantien biete, angesichts der Bedeutung der ausgeschriebenen Dienstleistungen und der Sensibilität aus wettbewerbspolitischer Sicht jedoch zusätzliche Bestimmungen und Garantien eingeführt worden seien, um sicherzustellen, dass bei der Ausschreibung ein ausreichender Wettbewerb herrscht. (264) Insbesondere hat Belgien erklärt, dass vor der Erstellung der Ausschreibungsunterlagen ein Auskunftsersuchen zur EMSA eingeleitet wurde, um die Meinungen des Marktes einzuholen, darunter auch zu zahlreichen Themen im Zusammenhang mit dem Inhalt des EMSA-Vertrags. Darüber hinaus enthalte die Ausschreibung spezifische Auswahlkriterien, mit denen sichergestellt werde, dass die infrage kommenden bzw. ausgewählten Teilnehmer angesichts der Bedeutung und Sensibilität der ausgeschriebenen Dienstleistung für den vorgesehenen Zweck geeignet seien. Weitere Einzelheiten zum Ausschreibungsverfahren und zu den Auswahlkriterien sind Abschnitt 3.3.1.5.1. zu entnehmen. (265) Wie in Abschnitt 3.3.1.5.2. dargelegt, beschloss Belgien nach dem förmlichen Prüfverfahren, die Entscheidungsbefugnis in Bezug auf die wirtschaftsbedingten Modulationen dem EMSA-Partner zu übertragen und die feste Vergütung des EMSA-Partners durch eine Kombination aus einer festen und einer variablen Gebühr zu ersetzen, wodurch stärkere Anreize geschaffen werden, die Modulationen entsprechend den Marktsignalen vorzunehmen und gleichzeitig den technischen Zwängen (und potenziellen Risiken einer automatischen Abschaltung) der LTO-Anlagen Rechnung zu tragen. 4.2.2. Zusätzliche Schutzmaßnahmen in Bezug auf den Energiemanager (266) Belgien brachte vor, dass spezifische Maßnahmen hinsichtlich der möglichen Beteiligung von GEMS, dem Handelsunternehmen von Engie (ein vom Geschäftsbereich Kernenergie verwaltungstechnisch unabhängiger Geschäftsbereich der Engie-Gruppe), an dem Ausschreibungsverfahren vorgesehen seien. (267) Belgien stellte ferner klar, dass ausreichende Maßnahmen ergriffen und umgesetzt werden, um potenzielle Interessenkonflikte wirksam zu erkennen und zu verhindern. Diese Maßnahmen lassen sich wie folgt zusammenfassen: a) Das Auskunftsersuchen ermögliche Markttests, und jeder Beteiligte könne in diesem Zusammenhang andere Bedingungen und Vorschläge unterbreiten, die im Auskunftsersuchen berücksichtigt werden sollen, wodurch sichergestellt werde, dass das Angebot keine Hindernisse enthalte, die einen interessierten Teilnehmer gegenüber GEMS (oder einem Unternehmen der Engie-Gruppe) benachteiligen. Electrabel (oder ein anderes Unternehmen der Engie-Gruppe) werde nicht an der Erstellung der Ausschreibungsunterlagen im Anschluss an die (Ergebnisse des) Auskunftsersuchens beteili