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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elle erfasst werden. a) Die Vergütungsvereinbarung ermögliche Anpassungen des Ausübungspreises des CfD zugunsten von BE-NUC durch bestimmte „Wiederaufnahmegründe“, die jedoch mit Einschränkungen und Ausschlüssen verbunden seien. So wäre beispielsweise eine Abschaltung einer oder beider LTO-Anlagen aus Sicherheitsgründen nach einem Notfall oder aufgrund einer Änderung internationaler Vorschriften nicht durch die Vergütungsvereinbarung abgedeckt. Darüber hinaus würden Ausfälle aufgrund bestimmter technischer Probleme nicht unter die Vergütungsvereinbarung fallen; hierbei handele es sich beispielsweise um folgende Probleme: sicherheitsbedingte Ausfälle nach routinemäßigen behördlichen Kontrollen, die Teil der erwarteten Betriebsabläufe sind; zwingende Modernisierungen, die aufgrund bestehender oder verbreiteter internationaler Vorschriften erforderlich seien, wie beispielsweise der im Anschluss an die Ereignisse in Fukushima angenommenen Richtlinie 2014/87/Euratom des Rates (126); vorsorgliche Abschaltungen aufgrund internationaler Vorfälle, bei denen es sich um vorhersehbare regulatorische Reaktionen handele; strengere Umweltvorschriften, die von den regionalen Behörden auferlegt werden und häufig mehrere Sektoren betreffen; Unterbrechungen der Lieferkette, die notwendige Instandhaltungs- oder Reparaturarbeiten verhindern und unvorhergesehener Abbau kritischer Ausrüstung. b) Die Wahrscheinlichkeit des Eintretens solcher technischer, regulatorischer bzw. notfallbedingter Ereignisse sei nicht so gering wie im Einleitungsbeschluss angegeben und könne sich sowohl auf die Betriebskosten der LTO-Anlagen als auch auf deren Verfügbarkeit auswirken. Engie erwähnte in diesem Zusammenhang: — Ein Unfall wie in Tschernobyl oder Fukushima könne trotz der strengen aktuellen Vorschriften im Bereich der nuklearen Sicherheit nicht ausgeschlossen werden. — Die Aufnahme der OPEX- und Kapitalzahlungen in einer bestimmten Mindesthöhe in die Vereinbarung beruhe auf den Erfahrungen und der historischen Daten über den Betrieb der belgischen Kernkraftwerke von Electrabel: Im Zeitraum 2012-2022 sei es bei sieben belgischen kerntechnischen Anlagen zu elf erheblichen unerwarteten Ausfällen aufgrund technischer Probleme gekommen. — Es gebe mehrere aktuelle Beispiele für längere Nichtverfügbarkeitszeiten anderer Kernkraftwerke weltweit (z. B. Ringhals 4 in Schweden im Jahr 2022, Civaux 1 in Frankreich im Jahr 2021, Taishan 1 in China im Jahr 2021). c) Alle Ereignisse, die zu Kosten unterhalb einer Schwelle von 5 Mio. EUR führen, gelten nicht als „Wiederaufnahmegründe“ und werden daher von dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung nicht erstattet. (306) Engie brachte vor, dass die MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe keine unbegrenzte Beihilfe darstellen (entgegen der Auffassung der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss), da mit der Vergütungsvereinbarung dem Vertragspartner ein Kündigungsrecht eingeräumt werde, das es ermögliche, sein Risiko zu begrenzen. (307) Engie brachte vor, dass die Verlängerung der SDC-Darlehen zur Deckung des über die Wiederinbetriebnahme hinausgehenden Kostenanteils durch den belgischen Staat aufgrund der auf Antrag von Engie vorgezogenen Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlage (von 2026 auf 2025) grundsätzlich bewilligt worden sei, was bedeute, dass die LTO-Arbeiten während des Betriebs der Anlagen durchgeführt werden müssten, was in den ersten drei Betriebsjahren zur Erzielung geringerer Einnahmen führen werde. Dies entspreche dem zwischen Engie und dem belgischen Staat vereinbarten Grundsatz, dass die Gesellschafter alle Kosten aus der Verlängerung des Langzeitbetriebs tragen, während BE-NUC die Betriebs- und Instandhaltungskosten aus eigenen Einnahmen finanziere. (308) Hinsichtlich der Angemessenheit der im Rahmen des LTO-Projekts bereitgestellten Finanzmechanismen argumentierte Engie, dass diese BE-NUC nicht vor betrieblichen Risiken schützen, wie dies die Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss dargelegt hatte. BE-NUC sei unter anderem teilweise einem Verfügbarkeitsrisiko während der gesamten Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen sowie Betriebskostenüberschreitungen nach dem Angleichungsstichtag ausgesetzt, was die Generierung von Zahlungsmitteln verhindern und sich negativ auf die Rendite von BE-NUC auswirken könnte. Diese Kosten betreffen unter anderem den Anstieg der Personalkosten (Programme zur Mitarbeiterbindung und zusätzliche Kosten für die Einstellung/Schulung von Personal für den weiteren Betrieb), die Betriebs- und Instandhaltungskosten (Anstieg der Materialpreise, Engpässe in der Lieferkette für wichtige Ersatzteile und Komponenten, Anforderungen der FANK (alle Projektänderungen unterliegen einer umfassenden Überprüfung und Beanstandung durch die FANK vor ihrer Genehmigung), ungeplante größere Ausfälle von Anlagen vor der Wiederinbetriebnahme usw.) und Kosten der Brennelemente (Verträge sind teilweise an die Marktentwicklung gekoppelt). (309) Darüber hinaus argumentierte Engie, dass Electrabel als Betreiber der LTO-Anlagen ein starkes Interesse daran habe, die Verfügbarkeit der LTO-Anlagen unter normalen Betriebsbedingungen zu maximieren, um die Zahlung eines pauschalierten Schadensersatzes zu vermeiden, falls die Verfügbarkeit in einem Vertragsjahr unter [90-100] % sinke. (310) Engie legte eine Simulation vor, aus der hervorgehe, wie sich Ereignisse, die nicht unter die MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe fallen, auf die Rentabilität des Langzeitbetriebs auswirken würden: i) Ereignisse, die zu verringerter Verfügbarkeit führen, während der Betriebsphase zur Veranschaulichung (erhöhte störungsbedingte Ausfallrate (FOR)) und ii) Erhöhungen einiger Betriebskosten nach dem Angleichungsstichtag aufgrund unvorhergesehener Kosten sowie eine Kombination beider Ereignisse. Tabelle 16 zeigt, dass diese Ereignisse erhebliche negative Auswirkungen auf den IRR von BE-NUC haben könnten. Tabelle 16 Auswirkungen auf die LTO-Rentabilität (100 %) von Ereignissen, die nicht durch die MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe abgedeckt sind Basisszenario (keine verminderte Verfügbarkeit) FOR +5 % FOR +10 % Basisszenario (keine Betriebskostenüberschreitung) IRR = [5-10] % NGW = minus [100-300] Mio. EUR IRR = [0-5] % NGW = minus [200-400] Mio. EUR Betriebskosten (OPEX) +5 % IRR = [5-10] % NGW = minus [0-200] Mio. EUR IRR = [5-10] % NGW = minus [100-300] Mio. EUR IRR = [0-5] % NGW = minus [200-400] Mio. EUR Betriebskosten (OPEX) +10 % IRR = [5-10] % NGW = minus [0-200] Mio. EUR IRR = [0-5] % NGW = minus [100-300] Mio. EUR IRR = [0-5] % NGW = minus [200-400] Mio. EUR Quelle: Stellungnahme von Engie zum Einleitungsbeschluss (311) Engie argumentierte ferner, dass der Zinssatz für die SDC-Darlehen angemessen und geeignet sei, wie eine unabhängige Analyse gezeigt habe (127). Engie fügte hinzu, dass die SDC-Darlehen vorbehaltlich einer ausreichenden Generierung von Zahlungsmitteln durch BE-NUC zuzüglich Zinsen am Ende des LTO-Zeitraums zurückgezahlt werden sollen. 5.2.4. Standpunkt von Engie zu den Bedingungen der WCF und der Gesellschafterdarlehen (312) Engie stellte klar, dass der Zinssatz für die Gesellschafterdarlehen und die WCF ein Zinssatz zu Fremdvergleichsbedingungen sein werde, der vom Vorstand von BE-NUC unter Bezugnahme auf die geltenden Marktzinsen und vergleichbare Fremdfinanzierungen Dritter, die zum maßgeblichen Zeitpunkt verfügbar sind, festgelegt werde. (313) Engie stellte außerdem klar, dass ein Termsheet ausgearbeitet worden sei, in dem die Methodik zur Festlegung der Zinssätze beschrieben werde. Engie erläuterte, dass diese Methode mit den Verrechnungspreisrichtlinien von Engie für Darlehen im verbundenen Unternehmen im Einklang stehe und den Grundsätzen zur Gewinnverkürzung und Gewinnverlagerung (BEPS) der OECD entspreche, wonach der Zinssatz zu Fremdvergleichsbedingungen festgesetzt werden müsse (siehe Erwägungsgrund 63). (314) Engie kam daher zu dem Schluss, dass der Zinssatz sowohl für die WCF als auch für die Gesellschafterdarlehen angemessen sei. 5.2.5. Standpunkt von Engie zur EMSA (315) Erstens betonte Engie, dass das Unternehmen der Engie-Gruppe (GEMS), das im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens oder als vorübergehende Ausweichlösung als EMSA-Partner ausgewählt werden könnte, vollständig unabhängig vom Geschäftsbereich Kernenergie sein werde. Engie stellte klar, dass seit Januar 2024 einerseits geeignete Ausschreibungsverfahren und andererseits Firewalls innerhalb der Engie-Gruppe eingerichtet wurden, um jegliche Beteiligung von Electrabel an der Auswahl des EMSA-Partners zu vermeiden. (316) Zweitens brachte Engie vor, dass durch die mögliche Auswahl von GEMS im Rahmen der Ausschreibung über Energiemanagementdienstleistungen keine Gefahr einer Marktabschottung bestehe. Engie argumentierte, dass GEMS als Partei im Rahmen eines präzisen Mandats handeln werde, in dem die BIS festgelegt werde (von der nicht abgewichen werden könne), in Form einer Gebühr vergütet werde und das Eigentum an dem Strom bis zu dessen Verkauf bei BE-NUC verbleiben werde. Da die entsprechenden Verkäufe von BE-NUC nicht GEMS bzw. der Engie-Gruppe zugerechnet werden könnten, könnte es daher zu keiner Stärkung der Stellung von Electrabel auf dem belgischen Markt kommen, sollte GEMS als EMSA-Partner benannt werden. (317) Drittens entspreche das Ausschreibungsverfahren zur Auswahl des EMSA-Partners den in der Praxis der Kommission festgelegten Anforderungen an ein wettbewerbsorientiertes, transparentes, diskriminierungsfreies und bedingungsfreies Verfahren. Es sei auf EU-Ebene veröffentlicht worden und werde die Qualifikationskriterien (insbesondere hinsichtlich der Finanzkraft und der Betriebserfahrung des Antragstellers) festlegen. Sollte GEMS im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens ausgewählt werden, könne die Benennung von GEMS zum EMSA-Partner daher als angemessen angesehen werden. Engie argumentierte ferner, dass im Falle eines erfolglosen Ausschreibungsverfahrens und der Benennung von GEMS als EMSA-Partner als Ausweichlösung das Kriterium der Angemessenheit dennoch erfüllt sei: Die Vergütung von GEMS erfolge zu marktüblichen Bedingungen, die im Falle von Meinungsverschiedenheiten zwischen den Parteien von einem unabhängigen Sachverständigen festgelegt werde, sodass diese Vergütung nicht über das hinausgehe, was zur Erreichung des Zwecks der EMSA-Dienstleistungen unbedingt erforderlich sei. Darüber hinaus erklärte Engie, dass diese Ausweichlösung nur vorübergehend sei und der belgische Staat unverzüglich mit der Durchführung einer neuen Ausschreibung beginnen werde. 5.3. Standpunkt von Engie zum Abfallabkommen (318) Engie trug vor, dass der Gesamtbetrag der Abfallbegrenzung ausreiche, um etwaige zusätzliche Risiken abzudecken, die bei der Berechnung des Grundbetrags nicht berücksichtigt worden seien. Engie weist ferner darauf hin, dass die Abfallbegrenzung so festgelegt sei, dass deutlich weniger Risiken auf den Staat übertragen werden als in dem von der Kommission validierten deutschen Präzedenzfall. Engie brachte insbesondere folgende Argumente vor: a) Die Abfälle werden nicht automatisch nach Zahlung im Rahmen der Abfallbegrenzung an Hedera weitergeleitet. Nur Abfälle, die sehr strenge vertragliche Übertragungskriterien (CTC) erfüllen, werden übertragen, andernfalls bleibe Electrabel dafür haftbar. Die CTC wurden zwischen Sachverständigen vereinbart und beruhen auf den aktuellen bewährten Verfahren. Darüber hinaus müsse Electrabel, falls die Übertragung weiterer Mengen erforderlich sei, einen zusätzlichen Betrag an Hedera zahlen, eine sogenannte Mengenanpassungsgebühr. b) In der deutschen Rechtssache seien Unsicherheiten hinsichtlich des Standorts der Lagerstätten für Abfall geblieben, während im vorliegenden Fall die Endlagerstätte für Abfälle der Kategorie A bereits bekannt sei, was die Unsicherheiten erheblich verringere. c) Im Gegensatz zur deutschen Rechtssache enthalte der Grundbetrag des LTO-Projekts bereits einen hohen Betrag für unvorhergesehene Ausgaben. d) In der deutschen Rechtssache sei ein nominaler Abzinsungssatz von 4,58 % (festgelegt auf Basis der EIOPA-Zinssätze) verwendet worden. Vor dem Hintergrund des deutlich (+56 Basispunkte) gestiegenen EIOPA-Zinssatzes erscheine der im LTO-Projekt verwendete, deutlich niedrigere (-158 Basispunkte) Abzinsungssatz von 3 % (nominal) dem aktuellen Zinsniveau voll und ganz angemessen. Darüber hinaus sei der im LTO-Projekt verwendete reale Zinssatz von 1 % im Vergleich zu anderen europäischen Ländern konservativ. e) Hedera werde in der Lage sein, einen Kapitalertrag zu erzielen, der zur Deckung seiner Zahlungsverpflichtungen ausreiche. Die von […] für die Überprüfung durch CPN/CNV im Jahr 2022 durchgeführte Studie zum Aktiv-Passiv-Management stütze diese Auffassung. (319) Engie kam daher zu dem Schluss, dass der von Electrabel im Rahmen des Abfallabkommens gezahlte Betrag die von BEGOV übernommenen Unsicherheiten adäquat abdecke und daher angemessen sei. (320) In Bezug auf die Stilllegungsverbindlichkeiten führte Engie aus, dass Electrabel als Betreiber der sieben belgischen kerntechnischen Anlagen weiterhin für seine Stilllegungsverpflichtungen hafte. Engie räumte jedoch ein, dass Belgien die direkt aus dem LTO-Projekt resultierenden (erhöhten) Stilllegungskosten durch eine einmalige (vollständige und endgültige) Pauschalzahlung an Electrabel tragen werde. (321) Engie verwies auf die Empfehlung der CPN/CNV zu den Verbindlichkeiten aus der Stilllegung und dem Abbau der LTO-Anlagen, in dem diese festgestellt habe, dass der Langzeitbetrieb zu einem Anstieg der Stilllegungskosten (in Overnight-Kosten) (Dyssynergie) in Höhe von [100-500] Mio. EUR (in Werten des Jahres 2021) oder, aktualisiert, in Höhe von [100-500] Mio. EUR (Werte des Jahres 2023) führen würde. Engie kam daher zu dem Schluss, dass der Betrag für die Übertragung zusätzlicher Stilllegungsverbindlichkeiten, die sich aus dem Langzeitbetrieb gemäß der Definition in der CPN/CNV ergeben, angemessen sei. 6. STELLUNGNAHMEN DRITTER (322) Neben der Stellungnahme von Engie gingen bei der Kommission im Rahmen der öffentlichen Konsultation zum Einleitungsbeschluss, die bis zum 9. September 2024 dauerte, Stellungnahmen von sieben weiteren Konsultationsteilnehmern ein. (323) Es gingen Stellungnahmen von Mitgliedstaaten, Unternehmen, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen ein. Auf die Stellungnahmen Dritter wird ohne konkrete Nennung der jeweiligen Stellungnahme ebenfalls in den einschlägigen Teilen der Bewertung eingegangen. (324) Nachstehend werden die für die Bewertung der staatlichen Beihilfe relevanten Stellungnahmen und Bemerkungen Dritter nach Themen gegliedert beschrieben. 6.1. Stellungnahmen zum Vorliegen einer Beihilfe (325) Zum Vorliegen einer Beihilfe gingen keine Stellungnahmen ein. 6.2. Stellungnahmen zur Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt 6.2.1. Stellungnahmen hinsichtlich der Geeignetheit und Erforderlichkeit der Maßnahme (326) Die Mehrheit der Dritten schloss sich den im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken der Kommission in Bezug auf die Geeignetheit und Erforderlichkeit der Maßnahme an. 6.2.1.1. Allgemeine Bemerkungen (327) Ein Dritter widersprach der Kommission in Bezug auf das Vorliegen und die Relevanz des vom belgischen Staat angeführten Marktversagens und argumentierte, dass die Nukleartechnologie einfach nicht kosteneffizient sei und nicht durch staatliche Mittel gefördert werden sollte. Dieser Dritte wies darauf hin, dass nach den EU-Vorschriften über staatliche Beihilfen Betriebsbeihilfen generell nur unter außergewöhnlichen Umständen zulässig seien und sich auf noch nicht marktfähige oder noch nicht ausgereifte Technologien beschränken sollten, sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt seien. Dieser Dritte war nicht der Ansicht, dass die Förderung der Kernenergie geeignet und erforderlich sei, da es sich um eine ausgereifte und unrentable Technologie handele. (328) Drei von sieben Dritten brachten vor, dass die Kernenergie keine geeignete Technologie zur Bewältigung von Problemen bei der Versorgungssicherheit sei, denn Kernkraftwerke seien wenig flexibel und müssen kontinuierlich produzieren, da eine starke Modulation nicht wünschenswert sei. 6.2.1.2. Geeignetheit des CfD-Modells (329) Fünf von sieben Konsultationsteilnehmern teilten die Bedenken der Kommission hinsichtlich der Geeignetheit des CfD-Modells. Die wichtigsten genannten Bedenken waren folgende: i) die Einhaltung der EU-Rechtsvorschriften, ii) die Festsetzung des Ausübungspreises in Ermangelung eines wettbewerblichen Verfahrens (z. B. für Offshore-Windparks), iii) die begrenzten Anreize zur Anpassung der Produktion an die Marktbedingungen, da (im ursprünglichen CfD-Modell) der Schwellenwert für die Leistungsreduzierung erst nach sechs Stunden mit negativen Preisen auf den Strommärkten festgelegt wird, iv) die Wahl des Referenzpreises. (330) Ein Dritter räumte jedoch ein, dass es für Betreiber kerntechnischer Anlagen aufgrund der begrenzten Modulationskapazitäten der Kernkraftwerke schwierig sei, auf Marktsignale zu reagieren. Darüber hinaus brachte ein Dritter vor, dass es in Bezug auf die Gestaltung des CfD-Modells keine Einheitslösung geben sollte und die Mitgliedstaaten die Flexibilität haben sollten, die das CfD-Modell auf der Grundlage spezifischer Umstände anzupassen. So sollten die Grundsätze für das CfD-Modell für Nukleartechnologien anders angewendet werden als für intermittierende Energiequellen, und es sollte anerkannt werden, dass Kernkraftwerke als Grundleistungsanlagen dienen. (331) Die Kommission stellt fest, dass keiner der Dritten dazu konkrete Stellungnahmen abgegeben hat, wie das vom belgischen Staat zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses vorgeschlagene CfD-Modell verbessert werden könne. 6.2.2. Stellungnahmen hinsichtlich der Angemessenheit der Maßnahme (332) Sechs von sieben Konsultationsteilnehmern betonten, dass sie die im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken der Kommission in Bezug auf die Angemessenheit der Maßnahme teilten. 6.2.2.1. Stellungnahmen zum Paket der finanziellen Maßnahmen (333) Fünf von sieben Konsultationsteilnehmern gingen allgemein davon aus, dass das Paket der finanziellen Vergütungsmaßnahmen (einschließlich des CfD, der MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe und mehrerer Darlehen) nicht angemessen sei. Diese Dritten stimmten mit der vorläufigen Bewertung der Kommission im Einleitungsbeschluss überein, dass das Paket der finanziellen Vergütungsmaßnahmen eine vollständige Risikominderung für Engie ermöglichen würde. (334) Ein Dritter wies darauf hin, dass die belgische Regierung bei dieser Vereinbarung die ungünstigste Position einnehme, denn sie habe eine Reihe von finanziellen Verpflichtungen übernommen, um Engie einen Anreiz zu geben, sich an der Vereinbarung zu beteiligen, da die Risiken letztendlich von den belgischen Steuerzahlern getragen würden. (335) Ein Dritter verglich die Vereinbarung, ebenso wie die Kommission, mit der vorherigen Laufzeitverlängerung von Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 im Jahr 2015 und wies darauf hin, dass diese Laufzeitverlängerung ohne staatliche Beihilfe erreicht worden sei. (336) Hinsichtlich der Vergütung und der Berechnung des internen Zinsfußes merkte ein Dritter an, dass dieser Wert zwar für die Nuklearindustrie typisch sein mag, dass aber bei der derzeitigen Höhe des IRR die vielen risikomindernden Elemente der vorgeschlagenen Vereinbarung nicht berücksichtigt würden. Obwohl keine konkreten Angaben darüber gemacht wurden, welcher IRR als angemessen angesehen werde, werde eine Anpassung nach unten als notwendig erachtet. (337) Die Kommission stellt eine allgemeine Übereinstimmung unter den Dritten fest, wonach das Paket der finanziellen Vergütungsmaßnahmen sorgfältig geprüft werden müsse. 6.2.2.2. Stellungnahmen zum Abfallabkommen (338) Im Rahmen einer allgemeinen Stellungnahme wies ein Dritter darauf hin, dass beim Betrieb von Kernkraftwerken extrem langlebige und gefährliche Stoffe entstehen, die in der Natur nirgendwo auf der Erde vorkommen. Dieser Dritte forderte, dass die Gesamtkosten der Stromerzeugung einen plausiblen Plan für den Umgang mit diesen Stoffen nach ihrer Verwendung zur Energieerzeugung enthalten müssen. (339) In Bezug auf die Entsorgung radioaktiver Abfälle vertrat derselbe Dritte die Auffassung, dass die Endlagerung in tiefen geologischen Schichten keine unbegrenzt sichere Lagerung darstellen könne, da geologische Formationen, die über lange Zeiträume der Erdgeschichte stabil waren, langfristig durch den Klimawandel oder die Strahlung selbst instabil werden könnten. Daher werde nach dem Vorsorgeprinzip die oberirdische Lagerung oder die Lagerung an leicht zugänglichen Orten und das Umverpacken alle 50 bis 100 Jahre empfohlen. (340) Hinsichtlich der wirtschaftlichen Aspekte des Abfallabkommens vertraten mehrere Dritte die Auffassung, dass das Abkommen für Engie zu positiv sei, da die Kosten für den Umgang mit radioaktiven Abfällen unterschätzt würden. (341) Die Kommission stellt fest, dass die meisten Dritten keine konkreten Angaben dazu gemacht haben, welcher Teil des Abfallabkommens problematisch sei, welche Parameter geändert werden müssten und welcher Wert für das Abfallabkommen verhältnismäßig und angemessen wäre. Nur ein Dritter forderte, dass Belgien auch die Kosten für die Standortsuche für ein Endlager für radioaktive Abfälle berücksichtigen sollte, ohne jedoch weitere Einzelheiten zu nennen. 6.2.3. Stellungnahmen zu potenziellen unverhältnismäßigen Wettbewerbsverfälschungen und Beeinträchtigungen des Handels zwischen Mitgliedstaaten 6.2.3.1. Auswirkungen auf erneuerbare Energiequellen und Dekarbonisierung (342) Sechs von sieben Dritten argumentieren, dass die Förderung der Kernenergie trotz ihres Beitrags zur Verringerung der CO2-Emissionen nicht klimafreundlich sei. Diese Dritten wiesen darauf hin, dass die Förderung der Kernenergie die Entwicklung erneuerbarer Energiequellen verlangsame und nicht zur Erreichung der Klimaziele beitrage. Diesbezüglich wurden insbesondere folgende Argumente vorgebracht: a) Ein Dritter äußerte Bedenken, dass die Höhe und Form der öffentlichen Subventionen für die Kernkraftwerke in Doel und Tihange die Anreize für den Ausbau erneuerbarer Energien verringern und damit die Dekarbonisierung des europäischen Energiesystems und die Elektrifizierung der Wirtschaft verzögern könnten. Ein anderer Dritter wies darauf hin, dass die Solar- und Windenergieerzeugung benachteiligt werde, da sich diese an die unflexible Erzeugung von Kernenergie anpassen müsse. Insbesondere da erneuerbare Energiequellen dem Wettbewerb ausgesetzt seien, während die Mitgliedstaaten die Risiken der Betreiber kerntechnischer Anlagen auffangen. b) Einige Dritte argumentierten, dass die Kernenergie keine legitime Strategie zur Dekarbonisierung der Volkswirtschaften der EU darstellen könne, da sie nicht wettbewerbsfähig sei, zu viele knappe Ressourcen (nicht nur finanzielle, sondern auch personelle und materielle Ressourcen) binde und systematisch von Verzögerungen betroffen sei. c) Ein Dritter brachte vor, dass selbst wenn die Nukleartechnologie im Vergleich zu anderen Technologien einen größeren Beitrag zur Dekarbonisierung leisten könne, die Gesamtumweltbilanz negativ sei (z. B. aufgrund der Entsorgung radioaktiver Abfälle). d) Ein Dritter merkte an, dass die Engie gewährte staatliche Beihilfe eine Vielzahl kleinerer Akteure des künftigen dezentralen Energiesystems benachteiligen könnte. Diese Partei forderte die Kommission auf, das Investitionsklima für Solar- und Windkraftanlagen in Belgien zu prüfen, d. h. andere kostengünstigere Technologie