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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Belgien als besonders hoch einschätzt. Außerdem sind bei der Kommission im Laufe der öffentlichen Konsultation in dieser Sache keine gegenteiligen Beweise eingegangen. (435) Die Kommission ist daher der Auffassung, dass den regulatorischen und politischen Risiken durch die Maßnahme zur rechtlichen Absicherung wirksam begegnet wird und dass eine rechtliche Absicherung im Bereich der Kernenergie erforderlich ist, wie es die Kommission auch in ihrem Beschluss in der Sache SA.39487 (151) anerkannt hat. 8.3.3.3.4. Schlussfolgerung zur Erforderlichkeit der Maßnahme (436) In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass alle drei Komponenten der Maßnahme (einschließlich ihrer Teilkomponenten) erforderlich sind, um die Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren in Belgien zu ermöglichen. Darüber hinaus kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Maßnahme einen Anreizeffekt für die Begünstigten hat und somit sicherstellt, dass das LTO-Projekt erfolgreich durchgeführt wird. 8.3.3.4. Geeignetheit (437) Die in Abschnitt 3.1. genannten Marktversagen, die sich aus i) einem unsicheren Energiemarkt- und Investitionsklima, ii) ungewissen Kosten im Zusammenhang mit radioaktiven Abfällen und iii) der Abhängigkeit von politischen Entscheidungen ergeben, verhindern, dass der Betreiber kerntechnischer Anlagen sichere Einnahmen erzielen kann. In dieser Hinsicht betrachtet die Kommission den vorliegenden Fall als besonders problematisch, da die LTO-Anlagen auf einer veralteten Technologie beruhen, die wenig Spielraum für Flexibilität lässt, und weil die Laufzeitverlängerung auf zehn Jahre begrenzt ist. Diese Merkmale, die im vorliegenden Fall besonders ausgeprägt sind, erschweren den rentablen Betrieb der LTO-Anlagen zusätzlich, sodass die Kommission eine staatliche Unterstützung für geeignet hält. (438) Belgien macht geltend, dass aufgrund der festgestellten Marktversagen und der spezifischen Risiken im Zusammenhang mit Kernenergie ein gesonderter Unterstützungsmechanismus für Kernenergie erforderlich sei. Wie in Abschnitt 3.3.4. dargelegt, weist Belgien darauf hin, dass andere Formen der direkten finanziellen Unterstützung in Betracht gezogen worden seien (feste Einspeiseprämie, einseitiger CfD bzw. reguliertes Anlagevermögen), die sich jedoch für das LTO-Projekt nicht als geeignet erwiesen hätten. Die drei Komponenten der angemeldeten Maßnahme seien erforderlich, um die Marktversagen und Risiken zu beheben. Belgien macht geltend, dass i) der besondere Aufbau des LTO-Projekts und die finanziellen Unterstützungsmaßnahmen der Komponente 1 geeignet seien, dem Betreiber kerntechnischer Anlagen stabile Einnahmen zu garantieren und die Insolvenz des Gemeinschaftsunternehmens im Falle erheblicher ungeplanter Ereignisse zu verhindern, ii) die Abfallbegrenzung und die damit verbundenen Teilmaßnahmen der Komponente 2 geeignet seien, um sicherzustellen, dass die erforderlichen Mittel für die Finanzierung verantwortungsvoller und sicherer Lösungen für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle zur Verfügung stehen, und iii) die Maßnahmen zur rechtlichen Absicherung im Rahmen der Komponente 3 geeignet seien, Schutz vor Veränderungen der öffentlichen Meinung und der Haltung der politischen Entscheidungsträger in Bezug auf die Kernenergie zu bieten. (439) Die Kommission wird in den nachstehenden Abschnitten für jede Komponente einzeln prüfen, ob die Komponenten 1, 2 und 3 der angemeldeten Maßnahme, einschließlich ihrer verschiedenen Teilmaßnahmen, geeignet sind. In Abschnitt 8.3.3.6. wird bewertet, inwieweit die Kombination der Komponenten 1, 2 und 3 geeignet ist und welche möglichen kumulativen Auswirkungen sich daraus ergeben. 8.3.3.4.1. Geeignetheit von Komponente 1 (440) Erstens hat die Kommission, wie in den Erwägungsgründen 285, 300 bzw. 303 des Einleitungsbeschlusses ausgeführt, festgestellt, dass die JDA++, die ASA und die Entschädigung für Kostendeckungsverluste im Falle des Nichtzustandekommens geeignete Maßnahmen sind. Zum einen ist die Kommission der Auffassung, dass es angesichts der kurzen Zeitspanne bis zum geplanten Wiederanlaufen des LTO-Projekts und der Notwendigkeit, mit den Entwicklungsmaßnahmen möglichst schnell nach der Entscheidung der belgischen Regierung über die Verlängerung der Laufzeit der zwei Kernreaktoren zu beginnen, ein geeignetes Vorgehen ist, die JDA++ vor dem endgültigen Zustandekommen der Transaktion abzuschließen, um sicherzustellen, dass die erforderlichen Ausbautätigkeiten vom Betreiber kerntechnischer Anlagen rechtzeitig durchgeführt werden. Zum anderen ist die Kommission der Ansicht, dass der Abschluss einer Vereinbarung über Verwaltungsdienstleistungen (ASA) sowie die Vereinbarung von Bedingungen für den Fall des Nichtzustandekommens der Transaktion im Rahmen der Abstimmung zwischen zwei Parteien gängige Praxis ist. Außerdem sind bei der Kommission im Laufe der öffentlichen Konsultation in dieser Sache zu diesen drei Teilmaßnahmen keine gegenteiligen Beweise eingegangen. Daher betrachtet die Kommission die JDA++, die ASA und die Entschädigung für Kostendeckungsverluste im Falle des Nichtzustandekommens als geeignete Maßnahmen, die Teil des LTO-Projekts sein müssen. (441) Zweitens macht Belgien in Bezug auf den CfD geltend, dass der zweiseitige CfD die am besten geeignete Option sei, um Marktversagen zu beheben und Einnahmensicherheit zu schaffen und gleichzeitig eine übermäßige Vergütung des Betreibers kerntechnischer Anlagen zu vermeiden. Alternative Unterstützungsmechanismen (Teilnahme am KM, feste Einspeiseprämie, einseitiger CfD bzw. reguliertes Anlagevermögen) wurden von den belgischen Behörden geprüft, aber als weniger geeignet erachtet (siehe Abschnitt 3.3.4.). Wie in den Erwägungsgründen 290 bis 293 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, hatte die Kommission mehrere Bedenken hinsichtlich des CfD-Modells, und viele Dritte, die an der öffentlichen Konsultation teilnahmen, stimmten der Auffassung der Kommission zu (siehe Abschnitt 6.2.1.2.): a) Das (ursprüngliche) CfD-Modell sah die Gewährung einer festen Vergütung pro MWh tatsächlich erzeugtem Strom vor und bot keine angemessenen Anreize, die Stromerzeugung und die Planung von Instandhaltungsarbeiten im Einklang mit den Marktbedingungen vorzunehmen, was zu übermäßigen Verzerrungen des Marktbetriebs hätte führen können. b) Außerdem sah die (ursprüngliche) vorab festgelegte Modulationsregelung Strafen nur in Fällen vor, in denen die Erzeugung der LTO-Anlagen nicht gedrosselt wird, wenn der Strompreis pro MWh mehr als sechs Stunden lang bei minus20 EUR oder darunter liegen würde, was einer Gewährung von Beihilfen in Zeiten negativer Preise gleichkäme. c) Die Kommission war damals auch nicht davon überzeugt, dass der (ursprüngliche) Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung in der Praxis eine Wirkung haben würde. d) Schließlich wurde infrage gestellt, ob der DAM-Preis als MRP im Berechnungsansatz des CfD die effizienteste Wahl ist und ob es nicht angemessener wäre, im MRP auch ein langfristiges Produkt zu berücksichtigen. (442) Als Reaktion auf die Bedenken der Kommission bezüglich des CfD-Modells nahm Belgien einige Änderungen vor: a) Belgien stellte zunächst klar, dass es aufgrund der veralteten Nukleartechnologie, auf der die LTO-Anlagen beruhten, unmöglich sei, eine hohe Reaktionsfähigkeit auf Marktsignale zu erreichen. Wie in Abschnitt 2.1. ausgeführt, war Engie selbst offen dafür, die Flexibilität der LTO-Anlagen im Rahmen der Maßnahme auf den Energiemärkten zu nutzen, wies aber gleichzeitig auf das mit der Modulation der Reaktoren verbundene Risiko von Abschaltzeiten hin. Gleichzeitig hat die belgische Behörde für nukleare Sicherheit die Zahl der wirtschaftsbedingten Modulationen pro Zyklus begrenzt. Um den in Erwägungsgrund 441 Buchstabe a genannten Bedenken der Kommission und Dritter Rechnung zu tragen, beschloss Belgien unter Berücksichtigung der technischen Zwänge der Anlagen, die Vergütung des unabhängigen EMSA-Partners zu ändern. Belgien nahm eine variable Komponente in die Vergütungsformel auf, die dem EMSA-Partner Anreize bietet, die Kernenergie so weit wie möglich im Einklang mit den Marktbedingungen zu verkaufen, während gleichzeitig die in Abschnitt 3.3.1.5.2. erläuterten Modulationsbeschränkungen berücksichtigt werden. Im Rahmen dieser neuen Struktur wurde die Modulationsregelung gestrichen und damit den in Erwägungsgrund 441 Buchstabe b angeführten Bedenken Rechnung getragen, da dem EMSA-Partner die Entscheidung überlassen bleibt, wann es angemessen ist, eine wirtschaftsbedingte Modulation auszulösen. Der EMSA-Partner hat die richtigen Anreize, bei niedrigen oder negativen Marktpreisen eine wirtschaftsbedingte Modulation anzustoßen, da er andernfalls mit einer Sanktion belegt wird. b) Im Hinblick auf die in Erwägungsgrund 441 Buchstabe c genannten Bedenken hat Belgien den MPRA-Mechanismus verschärft, sodass die Vergütung im Rahmen des CfD besser an sich ändernde Marktbedingungen angepasst wird (siehe Abschnitt 3.3.1.3.2.). c) Was die Bedenken in Erwägungsgrund 441 Buchstabe d anbelangt, so behielt Belgien aus den in Erwägungsgrund 98 genannten Gründen den DAM-Preis als MRP in der Vergütungsformel des CfD bei. In der Phase des förmlichen Prüfverfahrens wies Belgien insbesondere auf das hohe Risiko und die erheblichen Auswirkungen ungeplanter Ausfälle, vor allem während der Wiederanlaufphase des LTO-Projekts, hin. Dadurch sei die Erzeugungsleistung der LTO-Anlagen in den ersten drei Betriebsjahren sehr unsicher, weshalb die Aufnahme eines langfristigen Referenzpreises in den CfD die Risiken der Anlagen erhöhen würde. d) Schließlich bestätigt Belgien auch, dass der Vertragspartner des CfD (BE-WATT) eine Risikomanagementstrategie für seine offene Position entwickeln wird, wie dies rechtlich vorgesehen ist, und dass deren Umsetzung zur Liquidität auf den Terminstrommärkten beitragen wird (siehe Erwägungsgrund 99). Die Annahme der Strategie erfolgt vorbehaltlich einer Empfehlung der Regulierungsbehörde, in der unter anderem die Auswirkungen der Strategie auf die maßgeblichen Strommärkte bewertet werden (siehe Erwägungsgrund 158). (443) Die Kommission ist der Auffassung, dass die Änderungen an der Gestaltung und Umsetzung des CfD sowie die Zusage, eine Risikomanagementstrategie zu entwickeln, mit der zur Liquidität auf den Terminstrommärkten beigetragen wird, ausreichen, um die im Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken auszuräumen. Die Kommission erkennt an, dass die LTO-Anlagen auf einer veralteten Technologie mit begrenzter Flexibilität beruhen, was die Möglichkeiten des Betreibers kerntechnischer Anlagen einschränkt, die Erzeugungsleistung der Anlagen regelmäßig zu ändern. Dies steht im Gegensatz zu neueren Nukleartechnologien oder anders ausgelegten Kernkraftwerken (z. B. mit grauen statt schwarzen Kontrollstäben), die einen Lastfolgebetrieb ermöglichen. In Anbetracht der begrenzten Laufzeitverlängerung um zehn Jahre erkennt die Kommission an, dass die Technologie als gegeben zu betrachten ist, was die Möglichkeiten des Betreibers kerntechnischer Anlagen einschränkt, das Verhalten der Anlagen wesentlich zu ändern. In dieser Hinsicht würdigt die Kommission die Versuche der belgischen Behörden und von Electrabel, die Erzeugung und Instandhaltung so weit wie möglich an die Marktbedingungen anzupassen, indem zum einen die Entscheidungsbefugnis über wirtschaftsbedingte Modulationen an den EMSA-Partner übertragen und seine Vergütung geändert wurde und zum anderen von einem 18-monatigen auf einen 12-monatigen Brennstoffzyklus umgestellt wurde, um die Instandhaltung so weit wie möglich in die Sommermonate zu legen. In dieser Hinsicht unterstützt auch die Verschärfung des Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung das Ziel, die CfD-Vergütung so weit wie möglich an die Marktbedingungen anzupassen, und trägt damit zu einer höheren Exposition gegenüber Marktrisiken bei. Wenngleich eine Unterstützung in Zeiten negativer Preise aufgrund der begrenzten Flexibilität der Anlagen und der Sicherheitsbedenken weiterhin nicht völlig ausgeschlossen werden kann, so verringert das geänderte CfD-Modell in Verbindung mit der geänderten EMSA-Vergütungsformel doch die Anreize für eine Stromerzeugung in Zeiten negativer Preise. Die Kommission erkennt auch an, dass insbesondere während der Wiederanlaufphase des LTO-Projekts ein hohes Risiko ungeplanter Nichtverfügbarkeiten und Ausfälle besteht und somit ein Engagement auf langfristigen Märkten zusätzliche Risiken mit sich bringen könnte, sodass sich der DAM-Preis in der Anfangsphase des LTO-Projekts besser als MRP eignet. Die Kommission stellt ferner fest, dass den belgischen Behörden die Möglichkeit offensteht, den MRP im Rahmen des CfD-Modells sowie die EMSA-Vergütungsregelung nach den ersten drei Jahren des Projekts anzupassen. Schließlich werden die Auswirkungen der Anwendung des DAM-Preises im Falle der Terminmärkte durch die Hedging-Strategie, die die Liquidität der Terminmärkte fördern wird, und im Falle des Intraday-Marktes durch die vom EMSA-Partner getragenen variablen Kosten verringert. (444) Infolgedessen und in Anbetracht der besonderen Umstände des vorliegenden Falles, der bestehende Kernkraftwerke betrifft, deren Betrieb auf einer veralteten Technologie mit begrenzter Flexibilität beruht, ist die Kommission der Auffassung, dass das geänderte CfD-Modell in Kombination mit der geänderten EMSA-Vergütung geeignet ist. (445) Drittens äußerte die Kommission auch Bedenken hinsichtlich der Geeignetheit der SDC-Darlehen und der MOCP, mit denen die Kosten etwaiger Stillstandszeiten bzw. Engpässe beim operativen Cashflow in einer Weise abgedeckt werden, die einem potenziell unbegrenzten Zuschuss gleichkäme, mit dem das Gemeinschaftsunternehmen vor Betriebsrisiken geschützt wird. Darüber hinaus bietet die MOCP 50%igen Kapitalschutz. Belgien macht geltend, dass ohne die SDC-Darlehen, die WCF und die MOCP zusätzliche Eigenkapitalbeiträge erforderlich wären, da die Gesellschafter des Gemeinschaftsunternehmens schon bei einem einzigen Ausfall Insolvenzrisiken und einer Finanzierungslücke ausgesetzt wären, was die Investition unrentabel machen würde. (446) Als Reaktion auf die Bedenken der Kommission hinsichtlich der SDC-Darlehen und der MOCP übermittelte Belgien weitere Erläuterungen und passte diese Maßnahmen an: a) Belgien weist darauf hin, dass die SDC-Darlehen grundsätzlich rückzahlbar sind. Das Risiko, dass SDC-Darlehen aufgrund unzureichender Mittelzuflüsse nicht zurückgezahlt werden (weil sie gegenüber der Rückzahlung von Gesellschafterzuschüssen nachrangig sind), sei sehr gering und würde nur in einem sehr negativen Szenario eintreten (siehe Erwägungsgrund 132), und zwar wenn über mehrere Jahre hinweg erhebliche Nichtverfügbarkeiten bestünden, z. B. bei einer Verfügbarkeit von weniger als 60 % in jedem Jahr des Zeitraums 2029-2035. Obwohl dies nicht völlig unwahrscheinlich sei, sei dieses Risiko aber gering; es würde nur unter extremen Umständen eintreten, die ein oder mehrere bedeutende unerwartete Ereignisse über einen langen Zeitraum nach sich ziehen und letztlich die Abschaltung der Anlage zur Folge haben könnten (siehe Buchstabe b). Diese Situation wäre zum Nachteil der Gesellschafter: Da die SDC-Darlehen nur dann nicht vollständig zurückgezahlt würden, wenn die mit dem Projekt erwirtschafteten Gewinne nicht ausreichen, um die Investitionen der Gesellschafter zu amortisieren, entstehe den Gesellschaftern durch die SDC-Darlehen kein unverhältnismäßiger Vorteil. b) Außerdem macht Belgien geltend, dass die MOCP nur im Falle einer sehr negativen Situation greife und dass Engie selbst dann noch dem Risiko ausgesetzt sei, 50 % seiner Kapitalinvestition zu verlieren. Als Reaktion auf die Bedenken, dass die MOCP zu einem unbegrenzten Zuschuss führen könnte, habe Belgien jedoch eine Obergrenze für die MOCP festgelegt. Wie in Erwägungsgrund 121 erläutert, werde die Gegenpartei der Vergütungsvereinbarung (d. h. der belgische Staat) sein Kündigungsrecht im Rahmen der Vergütungsvereinbarung ausüben, wenn die MOCP einen Auszahlungsbetrag von 2 Mrd. EUR erreicht. c) Schließlich legte Belgien zusätzliche Informationen über das Risiko eines Ereignisses mit erheblichen ungeplanten Ausfällen in den zehn Jahren der Laufzeitverlängerung vor, dessen Eintrittswahrscheinlichkeit nachweislich nicht gering ist (siehe Erwägungsgründe 114 bis 118) und sich erheblich auf die Rentabilität des LTO-Projekts auswirken würde (siehe Tabelle 11). (447) Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass die SDC-Darlehen und die MOCP erforderliche und geeignete Instrumente sind, um die Rentabilität des LTO-Projekts sicherzustellen, insbesondere angesichts der besonderen Umstände des vorliegenden Falles, der bestehende Kernreaktoren betrifft, die auf einer veralteten Technologie beruhen und bei denen daher das Risiko erheblicher ungeplanter Ausfälle besteht. Da die Laufzeitverlängerung auf einen Zeitraum von zehn Jahren begrenzt ist, was die Möglichkeit der Amortisierung erheblicher Verluste einschränkt, bietet die MOCP dem Gemeinschaftsunternehmen einen Backstop, indem es vor Betriebsrisiken geschützt wird. Ohne zusätzliche Garantien in Form der MOCP und der SDC-Darlehen würde ein privater Kapitalgeber wahrscheinlich nicht das Risiko eingehen, das LTO-Projekt durchzuführen. In Anbetracht des potenziellen Umfangs der MOCP im Falle einer längeren Abschaltung einer oder beider LTO-Anlagen über einen Zeitraum von mehreren Jahren erschien es erforderlich, diesen Mechanismus auf einen Betrag zu begrenzen, der den Marktgepflogenheiten entspricht und genügend Zeit für die Wiederherstellung des normalen Betriebs der LTO-Anlage(n) lässt. Die Kommission begrüßt die Begrenzung der (potenziellen) MOCP, wodurch die Risikoexposition des belgischen Staates zumindest quantifiziert und im Voraus bekannt ist. (448) In Bezug auf die Beteiligung des belgischen Staates an dem Gemeinschaftsunternehmen bringt Belgien vor, dass diese dem belgischen Staat eine Mitkontrolle über die Projektgesellschaft ermögliche, da die beiden Gesellschafter zu gleichen Bedingungen in das Gemeinschaftsunternehmen einträten. Außerdem könne der belgische Staat so ein gewisses Maß an Eigentumsrechten an kritischer Infrastruktur behalten. Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass das Gemeinschaftsunternehmen geeignet ist. (449) Viertens betrachtet es die Kommission in Bezug auf die EMSA als geeignetes Vorgehen, für den Verkauf des in den LTO-Anlagen erzeugten Stroms auf dem Großhandelsmarkt einen Partner zu wählen, sofern dieser Partner völlig unabhängig und nicht im Interesse von Electrabel handelt. Die Kommission hatte jedoch Bedenken bezüglich der Beschränkung der Verkäufe auf den Day-Ahead-Großhandelsmarkt. Belgien stellte klar, dass es dem EMSA-Partner freisteht, den in den LTO-Anlagen erzeugten Strom auf jedem beliebigen Markt zu verkaufen, ohne auf den DAM beschränkt zu sein (siehe Erwägungsgrund 152). Der EMSA-Partner werde im Wege einer Ausschreibung ausgewählt und es würden Vorkehrungen getroffen, um sicherzustellen, dass Engie keinen Einfluss auf das Ausschreibungsverfahren oder dessen Ergebnis hat (siehe Abschnitte 3.3.1.5.1. und 3.3.1.5.3.). Für den Fall, dass GEMS als EMSA-Partner ausgewählt wird, hätten sich Belgien und Engie außerdem verpflichtet, die erforderlichen Vorkehrungen zu treffen, um sicherzustellen, dass GEMS nicht in die anderen Handelstätigkeiten eingreift (siehe Abschnitt 3.3.1.5.3.). Daher hält die Kommission die Ausgestaltung der EMSA-Vereinbarung und die Modalitäten für die Auswahl des EMSA-Partners für geeignet. (450) Schließlich hatte die Kommission Bedenken, ob die Kombination mehrerer Vergütungsmechanismen, die zusätzlich zum CfD bestehen, geeignet ist, und vertrat die Auffassung, dass das Paket von Teilmaßnahmen im Rahmen der Komponente 1 nur dann als geeignet angesehen werden kann, wenn es nicht zu zusätzlichen unverhältnismäßigen Verzerrungen von Handel und Wettbewerb führt. Da die Kommission keine Anhaltspunkte dafür hat, dass der EMSA-Partner nicht unabhängig handeln würde oder dass Engie von allen Marktrisiken abgeschirmt wäre (durch den angepassten MPRA-Mechanismus, die MOCP-Obergrenze und das 50%ige Kapitalrisiko), kommt sie zu dem Schluss, dass alle Teilmaßnahmen im Rahmen der Komponente 1 sowohl einzeln als auch kombiniert als geeignet betrachtet werden können. 8.3.3.4.2. Geeignetheit von Komponente 2 (451) Wie in Erwägungsgrund 304 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, ist die Entsorgung radioaktiver Abfälle durch lange Zeiträume gekennzeichnet und kann daher ein Eingreifen des Staates erfordern. Die letztendliche Verantwortung des Staates für die verantwortungsvolle und sichere Entsorgung radioaktiver Abfälle ist in Artikel 4 Absatz 1 der Richtlinie 2011/70/Euratom festgelegt. (452) Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Übertragung von Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen auf eine unabhängige öffentliche Einrichtung, nämlich Hedera, ein geeignetes Mittel ist, um dem belgischen Staat mehr Verantwortung für die Endlagerung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle zu übertragen und ihre Finanzierung über einen langen Zeitraum sicherzustellen. Die Kommission hat auch keine andere Maßnahme oder Struktur als die in Abschnitt 3.3.2.2. beschriebene ermittelt, mit der Belgien diese Ziele gleichermaßen gut erreichen könnte. (453) Was die in Abschnitt 3.3.2.4. angesprochene Übertragung zusätzlicher Stilllegungsverbindlichkeiten aus dem LTO-Projekt („Stilllegungs-Dyssynergien“) anbelangt, so betrifft diese Übertragung nur die durch das LTO-Projekt bedingten Mehrkosten, während die Verbindlichkeiten aus der regulären Stilllegung und dem regulären Rückbau beim Betreiber kerntechnischer Anlagen verbleiben. Die CPN/CNV bestätigte in der Tat, dass Dyssynergien bestehen, die sich auf die Stilllegungs- und Rückbaukosten auswirken, und bezifferte den Betrag. Da nicht Engie/Electrabel, sondern die belgische Regierung die Laufzeitverlängerung beantragt hat, betrachtet die Kommission die Übertragung von Stilllegungs-Dyssynergien durch eine einmalige Pauschalzahlung seitens des belgischen Staates als geeignetes Vorgehen. (454) Schließlich rechtfertigt die Übertragung der Verbindlichkeiten bezüglich radioaktiver Abfälle auf den Hedera-Fonds, eine eigenständige öffentliche Einrichtung, die die Mittel für ihren vorgesehenen Zweck sichert und die Kosten im Zusammenhang mit den übertragenen Verbindlichkeiten kontrolliert — beides unter der Kontrolle einer unabhängigen staatlichen Stelle (CPN/CNV) –, die Herauslösung der außereuropäischen Aktiva von Electrabel aus dem Konsolidierungskreis von Electrabel und stellt die Geeignetheit der Übertragung von Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen sicher. (455) Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Komponente 2 der angemeldeten Maßnahme, einschließlich ihrer Teilmaßnahmen, geeignet ist, das Marktversagen im Zusammenhang mit den ungewissen Kosten der Abfallentsorgung und der Stilllegung zu beheben. 8.3.3.4.3. Geeignetheit von Komponente 3 (456) Die Kommission ist der Auffassung, dass Nukleartechnologien in besonderem Maße Verzögerungen aus politischen Gründen unterliegen. Daher ist sie, wie in Erwägungsgrund 306 des Einleitungsbeschlusses bereits dargelegt, der Auffassung, dass eine Vereinbarung zur rechtlichen Absicherung geeignet ist, das Marktversagen im Zusammenhang mit politischen und regulatorischen Risiken zu beheben, wie die Kommission auch in ihrem Beschluss in der Sache SA.39487 (152) anerkannt hat. 8.3.3.4.4. Schlussfolgerung zur Geeignetheit der Maßnahme (457) Die Kommission ist der Ansicht, dass die Änderungen an der Maßnahme, einschließlich einer Änderung der Gestaltung des CfD, der Verschärfung des MPRA-Mechanismus und der Einführung einer MOCP-Obergrenze, sowie die zus