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)

Durchsuchbarer Text in vereinfachter Darstellung. Tabellen, Abbildungen und verbindliche Gestaltung bitte anhand der Originaldateien prüfen.

und 3 unterscheiden sich hinsichtlich Gegenstand und Natur sowie Zweck und Begünstigten erheblich, seien gleichzeitig abgeschlossen worden und dienen dem allgemeinen Zweck der Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen. Wie oben dargelegt, entspreche jede Komponente einem bestimmten Zweck, wodurch sie einander ergänzen und mögliche kumulative Auswirkungen begrenzt werden. (287) Angesichts eines sich dank der Komponenten 2 und 3 möglicherweise ändernden Risikoprofils von Electrabel können diese Maßnahmen Electrabel als Betreiber kerntechnischer Anlagen tatsächlich zugutekommen und damit das Risikoprofil von Electrabel insgesamt verbessern. Die Komponenten 2 und 3 ändern nichts am Risikoprofil von BE-NUC, dem Hauptbegünstigten der Komponente 1. Wie in einer von Compass Lexecon durchgeführten unabhängigen Analyse bewertet, stelle das Risikoprofil von BE-NUC angesichts der spezifischen Risiken für das Projekt und die Risikoverteilung zwischen BEGOV und BE-NUC den entscheidenden Faktor für die Bewertung der Angemessenheit der Komponente 1 dar. 5. DER STANDPUNKT VON ENGIE (288) Engie übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 9. September 2024. Darin legt Engie Nachweise und Analysen vor, die seine Argumentation stützen, wonach die von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel unbegründet seien. In der Stellungnahme von Engie auf den Einleitungsbeschluss wird die im Einleitungsbeschluss beschriebene ursprüngliche Maßnahme erörtert. Die derzeitige Maßnahme enthalte gegenüber der ursprünglichen Maßnahme Änderungen (die vorgenommen worden seien, um die von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel auszuräumen); dies ist in Abschnitt 3 dieses Beschlusses ausführlich dargelegt. Der Standpunkt von Engie entspricht dem Standpunkt der belgischen Behörden. (289) Engie machte geltend, dass das LTO-Projekt eine Gesamtvereinbarung und das Ergebnis umfangreicher und langwieriger Verhandlungen mit der belgischen Regierung sei, mit dem Leitprinzip, sich weiterhin für Belgien zu engagieren und einen Beitrag zur Versorgungssicherheit des Landes zu leisten, indem dem Ersuchen Belgiens um Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren stattgeben werde, wodurch die öffentliche Strategie, den Betrieb kerntechnischer Anlagen in Belgien nach 2025 einzustellen, aufgegeben werde (siehe Erwägungsgrund 23). Darüber hinaus brachte Engie vor, dass das LTO-Projekt aus folgenden Gründen positive Auswirkungen auf den Binnenmarkt habe: a) Erstens sei das LTO-Projekt von entscheidender Bedeutung für die Sicherstellung der Stromversorgungssicherheit Belgiens in den kommenden Jahren und könnte gleichzeitig die Finanzierungskosten des belgischen Kapazitätsmechanismus senken. Diese positive Auswirkung komme indirekt auch den mit Belgien verbundenen Nachbarmitgliedstaaten zugute, die Strom einführen können (wobei zu beachten ist, dass diese Ausfuhren nicht Direktverkäufen, sondern vom ÜNB verwalteten Ausgleichsmaßnahmen entsprechen). b) Zweitens trage das LTO-Projekt zur Erreichung der Dekarbonisierungsziele des Grünen Deals bei. (290) Engie argumentierte ferner, dass zwischen dem LTO-Projekt (Laufzeitverlängerung von Doel 4 und Tihange 3) und der Laufzeitverlängerung von Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 im Jahr 2015 (im Folgenden „bestehender Langzeitbetrieb“) mehrere Unterschiede bestehen: a) Erstens sei das LTO-Projekt 2022 vom belgischen Staat ins Leben gerufen worden, nachdem Engie (mit Wirkung ab 2020) beschlossen hatte, sich aus Tätigkeiten im kerntechnischen Bereich zurückzuziehen und seine Tätigkeiten auf erneuerbare Energien und Energieinfrastrukturen auszurichten. Daher habe Engie seine Strategie vollständig umstellen müssen, was wiederum zu einer Erhöhung der Kosten des LTO-Projekts geführt habe, zumal Electrabel keine vorläufigen Sicherheitsstudien durchgeführt und keine Rückstellungen für eine mögliche neue Laufzeitverlängerung oder eine Verlängerung der Laufzeit des bestehenden Langzeitbetriebs gebildet hatte. Zum Zeitpunkt des bestehenden Langzeitbetriebs habe Electrabel hingegen noch Vorstudien für die Verlängerung der Betriebsdauer der belgischen Kernreaktoren durchgeführt, da ein solches Szenario seinerzeit als wahrscheinlich angesehen worden sei. b) Zweitens haben sich aufgrund des engen Zeitplans des LTO-Projekts eine Reihe von Kosten ergeben. Auf Ersuchen der belgischen Regierung sei die Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlagen auf den 1. November 2025 vorgezogen worden (anstelle des ursprünglich vorgesehenen Termins 1. November 2026). c) Drittens sei zu erwarten, dass BE-NUC zusätzlich zur Rechtsunsicherheit einer erhöhten Volatilität der Marktpreise (im Vergleich zur Situation im Jahr 2015) ausgesetzt sein werde, wobei der Anteil der erneuerbaren Energien am Energiemix zunehmen werde. Darüber hinaus haben im Jahr 2015 auch deutlich andere Marktbedingungen geherrscht, als fossile Brennstoffe und stabilere Energiequellen einen größeren Anteil am Energiemix hatten und niedrige bzw. negative Preise nur selten auftraten. d) Viertens seien die Finanzergebnisse des bestehenden Langzeitbetriebs durch unerwartet hohe Ausfälle, Investitionsausgaben und niedrigere erzielte Strompreise negativ beeinflusst worden. Seit 2016 seien in den Abschlüssen von Engie mehrere Wertminderungen im Zusammenhang mit den Tätigkeiten des Unternehmens im kerntechnischen Bereich erfasst worden, was zu erheblichen finanziellen Verlusten für die Engie-Gruppe geführt habe (daher die Schlussfolgerung, dass diese Tätigkeiten nicht von einem privaten Marktteilnehmer allein und ohne eine ausgewogene Regelung zur Risikoteilung getragen werden können). e) Schließlich habe die FANK selbst in einem Positionspapier aus dem Jahr 2021 die zahlreichen Unterschiede zwischen dem bestehenden Langzeitbetrieb und dem aktuellen LTO-Projekt deutlich hervorgehoben (118). Um eine Wiederinbetriebnahme zum 1. November 2025, also ein Jahr früher als ursprünglich geplant, zu ermöglichen, habe die FANK die erforderlichen Sicherheitsverbesserungen genehmigt, die über einen Zeitraum von drei Jahren nach der Wiederinbetriebnahme (bis zum 31. Dezember 2028) durchgeführt werden müssen, während die FANK für den bestehenden Langzeitbetrieb einen Zeitraum von fünf Jahren nach der Wiederinbetriebnahme für die Durchführung der erforderlichen Arbeiten genehmigt hatte. (291) Engie brachte vor, dass all diese Faktoren Engie und den belgischen Staat dazu veranlasst haben, eine umfassende Vereinbarung zu schließen, die sowohl die beantragte Verlängerung der Laufzeit (vorbehaltlich einer Minderung des Risikobetrags für Engie) als auch die Entsorgung übertragener abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle vorsehe, und vertrat die Auffassung, dass der bestehende Langzeitbetrieb kein relevanter Bezugsrahmen für die Bewertung der Erforderlichkeit und Geeignetheit der verschiedenen Maßnahmen des vorliegenden LTO-Projekts sei. (292) Die wichtigsten Argumente von Engie zu den von der Kommission im Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel werden im Folgenden näher dargelegt. 5.1. Standpunkt von Engie zur Einstufung der staatlichen Beihilfe für das LTO-Projekt als „einzige Maßnahme“ und zu deren Anreizeffekt 5.1.1. Einzige Maßnahme (293) Die Kommission ist der Auffassung, dass die drei Komponenten der Maßnahme als Teil einer einzigen Maßnahme des belgischen Staates bewertet werden können, da sie alle denselben Vorgang betreffen, nämlich die Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen. (294) Engie erklärte, dass keine Einwände gegen die Einstufung als einzige Maßnahme geltend gemacht werden, sofern diese den Kriterien der Rechtsprechung des Gerichtshofs der Europäischen Union entspreche (119). Insbesondere stimmte Engie der in Erwägungsgrund 208 des Einleitungsbeschlusses vertretenen Auffassung der Kommission zu, dass die drei Komponenten der Maßnahme voneinander abhängig seien und insgesamt zur Durchführung der Vereinbarung über die Verlängerung der Laufzeit beitragen, was es ermögliche, sie als eine einzige Maßnahme zu betrachten. Engie räumte ein, dass hinsichtlich seines Risikobetrags und der Entsorgung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle bestimmte Voraussetzungen bestanden haben, die zu einer umfassenden Vereinbarung geführt haben, die über die bloße Einführung eines Vergütungsmechanismus für den verlängerten Betrieb der kerntechnischen Anlagen hinausgegangen sei. Ohne diese vorgeschlagene Einstufung als einzige Maßnahme infrage zu stellen, wies Engie jedoch darauf hin, dass einige Teilmaßnahmen des LTO-Projekts keine staatliche Beihilfe darstellen, da sie Electrabel keinen selektiven Vorteil verschaffen; dabei handele es sich insbesondere um a) die Vereinbarung über Verwaltungsdienstleistungen (ASA), wonach Electrabel Back-Office-Dienstleistungen (einschließlich Sekretariats-, Buchhaltungs- und Steuerdienstleistungen) für BE-NUC erbringen könne und bei der es sich um eine marktübliche Vereinbarung handele, die zu Fremdvergleichsbedingungen geschlossen werde, b) die Auslagerung des Verkaufs des von den LTO-Anlagen im Rahmen der Vereinbarung über Energiemanagementdienstleistungen (EMSA) erzeugten Stroms, die über ein wettbewerbsorientiertes, transparentes, diskriminierungsfreies und bedingungsfreies Ausschreibungsverfahren vergeben werde, wodurch die Einhaltung der Marktbedingungen sichergestellt werde, c) die Entschädigung durch den belgischen Staat für den Verlust der Kostendeckung im Falle eines Nichtzustandekommens des Vertragsabschlusses, die nicht über die Verbindlichkeiten unter normalen Marktbedingungen bei vergleichbaren Rechtsgeschäften hinausgehe, wobei jede Partei für die im Zusammenhang mit (der Ausarbeitung) der Vereinbarung entstandenen Kosten hafte, wenn der Vertragsabschluss aufgrund eines Verschuldens einer der beiden Parteien nicht zustande komme. Für den Fall, dass Engie für das Nichtzustandekommen des Vertragsabschlusses verantwortlich sei, hafte Engie weiterhin zu 100 % für diese Kosten; wenn keine Partei für das Nichtzustandekommen des Vertragsabschlusses verantwortlich sei, sei eine Aufteilung der Kosten vorgesehen. 5.1.2. Anreizeffekt (295) Engie betonte, dass der Anreizeffekt, den die Kommission in ihrer Bewertung in den Erwägungsgründen 229 und 239 des Einleitungsbeschlusses als plausibel erachtete, nicht hypothetisch sei, sondern dass kein Zweifel daran bestehe, dass Electrabel ohne das LTO-Projekt, einschließlich der drei Komponenten, den Betrieb der LTO-Anlagen nicht fortgesetzt hätte. Engie brachte hierzu Folgendes vor: a) Electrabel hätte bereits mit der Umsetzung seiner Strategie zum vollständigen Ausstieg aus der Kernenergie begonnen und hätte im Rahmen des damals geltenden rechtlichen Rahmens keine Möglichkeit gehabt, diese Entscheidung (die in der öffentlichen Finanzmitteilung (120) von Engie bekannt gegeben wurde) rückgängig zu machen. b) Der Standpunkt von Engie spiegele sich deutlich in den Positionspapieren und Berichten der FANK zur Durchführbarkeit des Projektes für den Langzeitbetrieb von Doel 4 und Tihange 3 wider (121). c) In seiner Mitteilung über die Verhandlungen mit der belgischen Regierung über das LTO-Projekt habe Engie sehr deutlich gemacht, dass Electrabel ohne eine Regelung zur Risikoteilung und eine Lösung für die Kosten bezüglich abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle aus dem Betrieb der sieben belgischen Kernkraftwerke eine Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen nicht in Betracht ziehen werde (122). Wie aus einem Bericht der FANK und in der Mitteilung des Vorstandsvorsitzenden von Engie (siehe Erwägungsgrund 6 des Einleitungsbeschlusses) hervorgehe, sei dieser Standpunkt bereits zu Beginn der Gespräche über das LTO-Projekt deutlich gemacht worden. (296) Darüber hinaus betonte Engie, dass der Anreiz für Electrabel, den Betrieb der LTO-Anlagen fortzusetzen, sich aus dem gesamten Paket der im Rahmen des LTO-Projekts vorgesehenen Unterstützungsmaßnahmen ergebe, das für diesen Zweck angemessen abgestimmt worden sei. Keine der Teilmaßnahmen hätte für sich allein genommen ausreichende Anreize bieten können. Ebenso hätte die Entfernung eines beliebigen Elements aus dem Paket dazu geführt, dass Engie die Fortsetzung des LTO-Projekts abgelehnt hätte. Engie kommt daher zu dem Schluss, dass die in Erwägungsgrund 235 des Einleitungsbeschlusses genannten Maßnahmen nicht als individuelle Maßnahmen angesehen werden sollten, die einen spezifischen (oder zusätzlichen) Anreiz bieten, sondern insgesamt betrachtet werden sollten. 5.2. Standpunkt von Engie zur Erforderlichkeit, Geeignetheit und Angemessenheit der verschiedenen Teilmaßnahmen der Komponente 1 5.2.1. Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens (297) Engie vertrat die Auffassung, dass die Schaffung einer gemeinsamen Struktur, an der der belgische Staat einen Anteil von 50 % halte, erforderlich sei, um die Ziele des LTO-Projekts, d. h. die rechtzeitige Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlagen bis November 2025, zu erreichen. Engie trug vor, dass das Unternehmen vor der Annahme der Vereinbarung über das LTO-Projekt eine Regelung zur Risikoteilung auf der Grundlage einer 50/50-Aufteilung mit dem belgischen Staat gefordert habe. (298) Den Angaben von Engie zufolge seien die bestehenden Vergütungsmechanismen aus mehreren Gründen für diesen Zweck ungeeignet gewesen: i) die Vergütungsvereinbarung enthalte Restrisiken für Engie, ii) ohne das Gemeinschaftsunternehmen hätte Engie vorübergehend 100 % der Verluste tragen müssen, bis die in den Vereinbarungen anderweitig vorgesehene Entschädigung/Ausgleichszahlung erfolgt wäre, und iii) Engie sei im Begriff gewesen, sein Risiko im Bereich Kernenergie zu begrenzen, und habe die erforderlichen Investitionsausgaben von mehr als [2-2,5] Mrd. EUR für das LTO-Projekt nicht allein tätigen und nicht allein alle potenziellen Verluste aufgrund unerwarteter Nichtverfügbarkeiten und Kostenüberschreitungen tragen wollen. (299) Darüber hinaus argumentierte Engie, dass Engie aufgrund der finanziellen Beteiligung des belgischen Staates an den Gewinnen und Verlusten aus den LTO-Anlagen (insbesondere Dividenden) davon ausgehe, dass der belgische Staat einen zusätzlichen Anreiz habe, die LTO-Anlagen bei seinen künftigen politischen Entscheidungen zu berücksichtigen. Engie kam daher zu dem Schluss, dass die Schaffung der gemeinsamen Struktur die Interessen des belgischen Staates und von Engie miteinander in Einklang bringe. (300) Engie führte außerdem an, dass das Gemeinschaftsunternehmen geeignet und angemessen sei, da Engie als privater Betreiber durch die gemeinsame Kontrolle über die strategischen Entscheidungen in Bezug auf BE-NUC jegliches Risiko einer parteiischen Vorgehensweise des belgischen Staates ausgleichen könne und der belgische Staat und Engie ihre Rechte in der Unternehmensführung von BE-NUC gleichberechtigt ausüben würden. 5.2.2. Standpunkt von Engie zum CfD (301) Hinsichtlich der Erforderlichkeit des CfD machte Engie geltend, dass das LTO-Projekt angesichts des Marktversagens im Zusammenhang mit der Nuklearindustrie und der hohen Volatilität des Strommarktes in den kommenden Jahren einem hohen Risiko einer Finanzierungslücke ausgesetzt sei, wodurch der CfD zu einem notwendigen Instrument zur Erreichung eines Ziels von gemeinsamem Interesse werde. Engie verwies auch auf die kurze Dauer der Laufzeitverlängerung (10 Jahre) im Vergleich zu den durchschnittlichen Investitionen im Kernenergiesektor, die erheblichen Kosten und die Tatsache, dass die LTO-Anlagen in den ersten drei Jahren nicht mit 100 % ihrer Kapazität betrieben werden, da gleichzeitig die Arbeiten zur Verlängerung des Langzeitbetriebs abgeschlossen werden. (302) Engie machte geltend, dass das CfD-Modell und die MPRA geeignet und angemessen seien, um die Anreize für die LTO-Anlagen, effizient auf Marktsignale zu reagieren, aufrechtzuerhalten. In diesem Zusammenhang schließt sich Engie den Argumenten des belgischen Staates in Bezug auf die technischen, regulativen und wirtschaftlichen Zwängen der LTO-Anlagen an (siehe Abschnitt 2.1). Engie argumentierte, dass Engie selbst heute ohne den CfD und mit fünf Kernreaktoren, die eine stärkere Diversifizierungsstrategie ermöglichten, nur über eine sehr begrenzte Flexibilität verfüge, um die Stromerzeugung aus Kernenergie auf kurz- und mittelfristige Marktsignale hin anzupassen. Nach Angaben von Engie sei der CfD innerhalb dieses begrenzten Handlungsspielraums so ausgestaltet worden, dass damit für BE-NUC ein vollständiger Anreiz geschaffen werde, auf Preissignale zu reagieren, soweit dies technisch möglich sei. a) Engie betonte zunächst, dass die LTO-Anlagen im Gegensatz zu flexiblen Stromerzeugungsquellen und Anlagen der neueren Generation bzw. anderen Kernreaktortypen für die Stromerzeugung im Grundlastbereich ausgelegt seien und nur über sehr begrenzte Modulationskapazitäten verfügen, sodass es nicht sinnvoll sei, sie jedes Mal zu modulieren, wenn die Preise negativ oder niedriger als ihre kurzfristigen Grenzkosten seien. Engie stellte klar, dass die Modulation der wirtschaftlichen Leistung der kerntechnischen Anlagen in Belgien erst seit 2015 von der FANK unter strengen technischen Auflagen, wie in den Erwägungsgründen 13 bis 15 dieser Entscheidung erläutert, genehmigt werde. Angesichts dieser Auflagen (in Kombination mit dem Risiko einer automatischen Abschaltung bei jeder Modulation, dem Risiko einer durch eine solche Abschaltung verursachten Bilanzkreisabweichung und dem Wegfall von Einsparungen bei den Brennelementen während der Modulation) erklärte Engie, dass der Betreiber kerntechnischer Anlagen die Stromerzeugung der Anlagen nicht frei an negative Preise anpassen könne und die begrenzten Modulationskapazitäten optimal genutzt werden sollten. b) Zweitens stellen die MPRA und die Änderung der Laufzeit des Zyklus der Brennelemente sicher, dass die geplanten Betriebsunterbrechungen in den Sommermonaten erfolgen, in denen die Preise in der Vergangenheit am niedrigsten waren und voraussichtlich auch am niedrigsten sein werden. Dadurch werde sichergestellt, dass die LTO-Anlagen verfügbar seien, wenn der Strombedarf (und die Preise) voraussichtlich am höchsten sind. Engie fügte hinzu, dass die Vorbereitung eines geplanten Ausfalls einer kerntechnischen Anlage etwa zwölf Monate in Anspruch nehme, dem Markt im Voraus mitgeteilt werden müsse und eine große Zahl von Interessenträgern beteiligt sei. Nach der Planung könne der Betreiber kerntechnischer Anlagen das Datum des Ausfalls nicht ohne vorherige Genehmigung des Netzbetreibers ändern. In der Praxis können Ausfälle zwar unter Berücksichtigung der langfristigen Marktbedingungen geplant werden, doch bei der Terminierung von Instandhaltungsarbeiten in Kernkraftwerken könne nicht auf kurzfristige Marktsignale reagiert werden. c) Drittens brachte Engie vor, dass die MPRA BE-NUC einen ausreichenden Anreiz biete, den höchsten Marktpreis zu erzielen, indem Ausfälle für Zeiten geplant werden, in denen die Preise voraussichtlich am niedrigsten seien, und widersprach nachdrücklich der vorläufigen Auffassung der Kommission, dass die Auswirkungen der MPRA „in der Praxis gering“ seien (wie in Erwägungsgrund 290 des Einleitungsbeschlusses ausgeführt). (303) Schließlich brachte Engie hinsichtlich der Parameter für die Gestaltung des CfD vor, dass der DAM-Preis der geeignete MRP sei. a) Engie argumentierte erstens, dass langfristige Produkte keinen Einfluss auf die Einsatzentscheidungen eines Kernkraftwerks haben, dessen kurzfristige Grenzkosten naturgemäß sehr niedrig seien. Die Terminpreise für Strom haben in keinem europäischen Markt jemals negative Werte erreicht, und ein solches Ereignis könne auch für die Zukunft als sehr unwahrscheinlich angesehen werden. Daher, so Engie, geben langfristige Produkte nicht die erforderlichen Marktsignale für die Einsatzentscheidungen, sondern der Einsatz werde unabhängig vom gewählten MRP stets durch den Vergleich zwischen den kurzfristigen Grenzkosten und den Opportunitätskosten einerseits und dem DAM-Preis andererseits (unter Berücksichtigung der Flexibilitätskapazitäten des Kraftwerks) bestimmt. b) Zweitens trug Engie vor, dass die Verwendung von Terminprodukten als MRP BE-NUC erheblichen und nicht beherrschbaren Risiken aussetzen würde, die sich aus der unzureichenden Verfügbarkeit geeigneter langfristiger Produkte auf dem belgischen Markt aus folgenden Gründen ergeben: — Der belgische Terminmarkt sei durch eine geringe und rückläufige Liquidität gekennzeichnet. Die auf dem Year-Ahead-Markt gehandelten Mengen liegen deutlich unter der erwarteten Jahresproduktion der LTO-Anlagen (123). Diese Diskrepanz verdeutliche, dass langfristige Marktprodukte als Referenzpreis für den CfD ungeeignet seien. — Die Illiquidität des Terminmarktes mache ihn nicht nur zu einem schlechten Referenzwert für die Berechnung der Differenzzahlung zum Ausübungspreis, sondern berge auch erhebliche Risiken in Bezug auf die Preisbildung, Marktverzerrungen und Ausführungskosten. Der DAM-Preis hingegen biete höchste Liquidität und Transparenz bei der Preisbildung, wodurch Probleme im Zusammenhang mit intransparenter Liquidität, Kosten für die Reproduzierbarkeit, Kosten für Proxy-Hedging und Einschussanforderungen vermieden werden. — Der belgische Terminmarkt verfüge nicht über ausreichende Granularität, um als geeigneter MRP dienen zu können (124). c) Engie brachte vor, dass zusätzliche Risiken dadurch entstehen, dass sein Bestand an Kernreaktoren ab 2025 aufgrund der Stilllegung von fünf der sieben Kernreaktoren erheblich reduziert werde. Diese Reduzierung werde das Risiko der Nichtverfügbarkeit erhöhen, da Ausfälle oder operative Probleme der LTO-Anlagen nicht durch andere Anlagen kompensiert werden können. Folglich werde das Produktionsmuster von BE-NUC unsicherer werden, wodurch sich das Risiko erhöhe, dass aufgrund langfristiger Verträge Strom nicht geliefert werden könne. In solchen Szenarien wäre BE-NUC gezwungen, Strom zu potenziell höheren Preisen zurückzukaufen, was zu erheblichen finanziellen Verlusten zusätzlich zu den Einnahmeverlusten aufgrund geringerer Erzeugung führen würde. Diese Verluste würden durch die Illiquidität der langfristigen Märkte noch verschärft, wo große Geld-Brief-Spannen und begrenzte Handelsvolumina die Kosten für die Erfüllung vertraglicher Verpflichtungen weiter erhöhen könnten (125). 5.2.3. Standpunkt von Engie zu den MOCP und dem SDC-Darlehen (304) Engie betonte, dass die Notwendigkeit der MOCP und der SDC-Darlehen in erster Linie mit dem besonderen Kontext des LTO-Projekts zusammenhänge, der sich aus folgenden Faktoren ergebe: i) der späten Entscheidung zur Verlängerung der Laufzeit von Doel 4 und Tihange 3 und dem begrenzten Zeitrahmen für die Vorbereitung und Umsetzung der erforderlichen LTO-Arbeiten, ii) den alternden Anlagen und dem erhöhten Systemrisiko durch zwei Anlagen derselben Technologie, iii) der gleichzeitigen Wiederinbetriebnahme und dem Betrieb der LTO-Anlagen während der ersten drei Jahre sowie iv) den Stromgestehungskosten der laufzeitverlängerten kerntechnischen Anlagen, die stärker auf Betrieb und Instandhaltung ausgerichtet seien als bei einer neuen Anlage. (305) Engie brachte ferner vor, dass sowohl die OPEX- und Kapitalzahlungen in einer bestimmten Mindesthöhe als auch die SDC-Darlehen unbedingt erforderlich seien, da i) die vom belgischen Staat gemäß der Vergütungsvereinbarung zu leistenden Zahlungen keine erheblichen Ausfälle abdecken, die durch technische Probleme oder aufgrund internationaler regulatorischer Unvorhersehbarkeiten oder nuklearer Notfälle verursacht werden, ii) es sich entgegen der Feststellung in Erwägungsgrund 269 Buchstabe b des Einleitungsbeschlusses bei diesen unerwarteten Ereignissen nicht um „extreme, wenig wahrscheinliche“ Szenarien handele, sondern um Ereignisse, deren Eintreten in den nächsten zehn Jahren wahrscheinlich sei und iii) nur Ereignisse oberhalb einer bestimmten Schw