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.

LTO-Anlagen auf die Wiederinbetriebnahme genutzt und als „Stillstandsperiode“ bezeichnet. c) Der Dreijahreszeitraum von September 2025 bis zum 31. Dezember 2028 („Angleichungsstichtag“ (30)) ist die „Wiederanlaufphase“ und wird genutzt, um die LTO-Anlagen so anzupassen, dass sie den Anforderungen der belgischen Atomaufsichtsbehörde entsprechen. d) Ab dem 1. Januar 2029 sollen die LTO-Anlagen in der „Betriebsphase“ bis zum 1. November 2035 mit voller Kapazität betrieben werden. (27) Infolgedessen wird die Stromerzeugung im Zeitraum 2026–2028 aufgrund der überdurchschnittlich vielen geplanten Abschaltungen der beiden Reaktoren während der Wiederanlaufphase („geplante LTO-Abschaltungen (31)“) relativ gering ausfallen. Die Nichtverfügbarkeit der LTO-Anlagen während der geplanten LTO-Ausfälle wird voraussichtlich 24 Wochen pro Jahr betragen, und zwar in den ersten drei Jahren nach dem Termin für die Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs. (28) Zusätzlich zu den geplanten LTO-Ausfällen wird für den gesamten Zeitraum der Laufzeitverlängerung (d. h. während der Wiederanlaufphase und der Betriebsphase) bis zu einem Jahr vor Ende des Betriebs von Doel 4 und bis zum letzten Betriebsjahr von Tihange 3 ein jährlicher normaler Ausfall von Kernkraftwerken („geplante Nicht-LTO-Ausfälle (32)“) erwartet. Jeder geplante Nicht-LTO-Ausfall wird voraussichtlich sechs Wochen dauern. Infolgedessen werden die beiden Kernreaktoren in den ersten drei Jahren nach der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs voraussichtlich 30 Wochen pro Jahr abgeschaltet. (29) Zusätzlich zu den geplanten Ausfällen (LTO und Nicht-LTO) können ungeplante und unvorhergesehene Probleme auftreten, die eine zusätzliche Abschaltung der LTO-Anlagen erforderlich machen. In dem der Vergütungsvereinbarung (Remuneration Agreement, im Folgenden „RA“) zugrunde liegenden unterzeichneten Finanzmodell wurde eine störungsbedingte Ausfallquote von 10 % angenommen (33). Dies bedeutet, dass sowohl Doel 4 als auch Tihange 3 eine angestrebte Verfügbarkeitsrate von 90 % über einen Zeitraum von zehn Jahren aufweisen, wenn die geplanten LTO- und Nicht-LTO-Ausfälle nicht berücksichtigt werden. (30) Bei Einbeziehung aller planmäßigen und nicht planmäßigen Ausfälle weisen Doel 4 und Tihange 3 eine angestrebte Verfügbarkeitsrate von etwa 68,4 % bzw. 67,4 % auf. (31) Die nominale Stromerzeugungskapazität, die jährliche Stromerzeugung und der Anteil am nationalen Strombedarf in Belgien für Doel 4 und Tihange 3 vor und nach der Laufzeitverlängerung sind in Tabelle 2 zusammengefasst. Wie aus Tabelle 2 hervorgeht, dürfte sich die geschätzte jährliche Stromerzeugung der LTO-Anlagen nach der Wiederanlaufphase verdoppeln. Tabelle 2 Hauptmerkmale von Doel 4 und Tihange 3 (vor und nach der Laufzeitverlängerung) Doel 4 Tihange 3 Vor der Laufzeitverlängerung Nennleistung (Stand 2022) 1 038 MWe 1 038 MWe Jährliche Stromerzeugung (Stand 2022) 8 940 GWh 7 366 GWh Anteil am belgischen Strombedarf (Stand 2022) 11 % 9 % Nach der Laufzeitverlängerung Nennleistung (Stand 2023) 1 026 MWe 1 030 MWe Jährliche Stromerzeugung (geschätzt) 2026-2028: 3 435 GWh nach 2029: 7 158 GWh 2026-2028: 3 435 GWh nach 2029: 7 186 GWh Anteil am belgischen Strombedarf (geschätzt) 2026-2028: 3 %-4 % nach 2029: 6 %-8 % 2026-2028: 3 %-4 % nach 2029: 6 %-8 % Quelle: PRIS der IAEO, World Nuclear Association; Adequacy and flexibility study for Belgium von Elia (2024-2034) 2.4. Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen in Belgien (32) Wie in Erwägungsgrund 17 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, hat der belgische ÜNB Elia seit 2019 drei nationale Studien zur Angemessenheit der Ressourcen (im Folgenden „NRAA 2019“, „NRAA 2021“ und „NRAA 2023“) durchgeführt, die alle einen Bedarf an neuen Kapazitäten bis zum Winter 2025-2026 ergaben. Dies ist eine Folge des (teilweisen) Atomausstiegs in Belgien, der mit der Stilllegung von Doel 3 und Tihange 2 im Jahr 2022 bzw. 2023 begann (siehe Tabelle 1), und wird durch die Stilllegung von Wärmeerzeugungskapazitäten in Nachbarländern und Probleme mit den französischen kerntechnischen Anlagen noch verstärkt. (33) Um diesen Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen Rechnung zu tragen, hat Belgien einen Kapazitätsmechanismus (im Folgenden „KM“) eingerichtet, der 2021 von der Kommission genehmigt und seither zweimal geändert wurde (34). Der KM ist eine marktweite Maßnahme, die die Bereitschaft von Kraftwerken zur Stromversorgung in vordefinierten Zeiträumen vergütet, unabhängig davon, ob sie Strom produzieren oder nicht. Der KM zielt darauf ab, Bedenken hinsichtlich der ausreichenden Stromversorgung auszuräumen und gleichzeitig die Energiewende zu unterstützen. Er wird im Winter 2025 in Kraft treten, zeitgleich mit der voraussichtlichen Wiederinbetriebnahme der beiden LTO-Anlagen (siehe Erwägungsgrund 26). 2.5. Strommarkt in Belgien (34) Belgiens Energiemix wird derzeit von der Stromerzeugung aus Gas und Kernenergie dominiert, auch wenn der Anteil erneuerbarer Energien in den letzten Jahren stetig gestiegen ist. Im Jahr 2023 betrug der Anteil von Kernenergie, Gas und erneuerbaren Energien am Erzeugungsmix 39,9 %, 21,4 % bzw. 32,7 % (35). (35) Belgien zufolge sind die wichtigsten Akteure auf dem Stromerzeugungsmarkt, gemessen an der an das Übertragungsnetz angeschlossenen installierten Leistung, Electrabel (9,3 GW im Jahr 2023 — 65 %), Luminus (2,2 GW im Jahr 2023 — 15 %), RWE (0,7 GW im Jahr 2023 — 5 %), Eneco (0,7 GW im Jahr 2023 — 5 %) und TotalEnergies (0,6 GW im Jahr 2023 — 4 %). Belgien weist darauf hin, dass der HHI (36)-Indikator für die Marktkonzentration von 5 510 im Jahr 2016 auf 4 431 im Jahr 2023 zurückgegangen sei, was sich teilweise durch die verstärkte Entwicklung erneuerbarer Energiequellen (Solar- und Windenergie) durch neue Marktteilnehmer (37) erklären lasse. (36) Nach Angaben Belgiens sind die wichtigsten Akteure im Bereich der Stromerzeugung aus Anlagen, die an das belgische Übertragungsnetz angeschlossen sind, Electrabel (39,1 TWh im Jahr 2023 — 70 %), Luminus (6,8 TWh im Jahr 2023 — 12 %), Eneco (2,5 TWh im Jahr 2023 — 4 %), TotalEnergie (2,4 TWh im Jahr 2023 — 4 %) und RWE (2 TWh im Jahr 2023 — 4 %). Belgien erklärt, dass der HHI-Indikator für die Marktkonzentration aufgrund der gestiegenen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen von 6 372 im Jahr 2016 auf 5 143 im Jahr 2023 zurückgegangen sei (38). (37) Belgien zufolge waren 2023 auf der Endkundenebene in Belgien insgesamt 16 Stromversorger vertreten. Die wichtigsten Stromversorger sind Electrabel (47 % im Jahr 2023), Luminus (18,2 % im Jahr 2023), TotalEnergies (5,5 % im Jahr 2023) und Eneco (5,3 % im Jahr 2023), während viele andere Akteure nur einen sehr geringen Marktanteil haben (39). 3. AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER MASSNAHME 3.1. Ziele der Maßnahme und Marktversagen in bestimmten Bereichen (38) Die Laufzeitverlängerung der beiden LTO-Anlagen wird die Entwicklung eines Wirtschaftszweigs erleichtern und dazu beitragen, die Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen in Belgien auszuräumen (siehe Abschnitt 2.4). Darüber hinaus macht Belgien geltend, dass die Verlängerung der Laufzeit der Kernreaktoren auch darauf abziele, die Abhängigkeit von Importen im Allgemeinen und von importierten fossilen Brennstoffen (im Einklang mit den REPowerEU-Zielen) im Besonderen zu verringern und damit auch zur Dekarbonisierung des belgischen Stromsystems beizutragen sowie Grundlastkapazitäten im Zusammenhang mit dem in naher Zukunft steigenden Elektrifizierungsbedarf in Belgien bereitzustellen. (39) Belgien führt an, dass das Ziel der Beihilfemaßnahme darin bestehe, eine Reihe von Marktversagen in bestimmten Bereichen zu beheben, die Electrabel daran hinderten, den Betrieb der Kernreaktoren in Belgien ohne zusätzliche Beiträge der belgischen Regierung fortzusetzen (40). a) Erstens macht Belgien geltend, dass es eine Reihe gut dokumentierter Mängel auf dem Strommarkt gebe, die es den Märkten im Allgemeinen unmöglich machten, ausreichende Investitionsanreize für Erzeugungskapazitäten zu schaffen, die erforderlich seien, um die Standards für die Angemessenheit der Ressourcen zu erfüllen, wie dies in den Entscheidungen der Kommission zum belgischen KM näher beschrieben werde (siehe Fußnote 34). b) Zweitens macht Belgien geltend, dass die Strom- und Kohlenstoffmärkte zusätzliche Marktversagen in bestimmten Bereichen aufweisen würden, die sich insbesondere auf die Anreize für Investitionen in CO2-arme Technologien auswirken würden, wie beispielsweise das Fehlen langfristiger Absicherungsmöglichkeiten (dies betreffe insbesondere saubere Technologien, die aufgrund ihrer Abhängigkeit von schwankenden Einnahmequellen kapitalintensiv seien), die unzureichende Abdeckung negativer externer Effekte von Treibhausgasen (z. B. durch einen CO2-Preis im europäischen Emissionshandelssystem („EHS“) unterhalb der sozialen Kosten der CO2-Emission und das Fehlen eines langfristig vorhersehbaren CO2-Preissignals aufgrund der strukturellen Volatilität des Emissionshandelssystems der EU) sowie das Fehlen von Anreizen für Investitionen in einen diversifizierten Energiemix angesichts der Preisbildungsfunktion fossiler (Gas-)Kraftwerke auf den Strommärkten, die eine natürliche Absicherung bieten würden. c) Drittens macht Belgien geltend, dass Investitionen in Kernenergie mit einer Reihe spezifischer Risiken verbunden seien, die für gewerbliche Investoren besonders schwer abzusichern oder zu bewältigen seien, wie beispielsweise: i) technische Risiken und Projektmanagementrisiken, ii) Risiken im Zusammenhang mit der Abfallbewirtschaftung und Stilllegung und iii) regulatorische und politische Risiken. (40) Belgien argumentiert, dass angesichts dieser allgemeinen Marktversagen im Zusammenhang mit Investitionen in CO2-arme Technologien auf den Strommärkten sowie der zusätzlichen Risiken, denen ein Betreiber kerntechnischer Anlagen ausgesetzt sei, eine Verpflichtung der belgischen Regierung zur Unterstützung der Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen erforderlich sei. Belgien macht daher geltend, dass das Ziel der angemeldeten Maßnahme darin bestehe, diese Marktversagen in bestimmten Bereichen zu beheben. 3.2. Nach dem Einleitungsbeschluss von Belgien vorgenommene Änderungen der Maßnahme (41) Als Reaktion auf die von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel (siehe Abschnitt 3.8.) änderte Belgien bestimmte Teile der Maßnahme. (42) Diese Änderungen betreffen insbesondere: a) Die Übertragung der Entscheidungsbefugnis über wirtschaftsbedingte Modulationen vom Gemeinschaftsunternehmen zwischen dem belgischen Staat und Electrabel, genannt BE-NUC (das Unternehmen, das 89,807 % der LTO-Anlagen halten wird und ursprünglich vertraglich verpflichtet war, bei jeder Erfüllung der in den Vereinbarungen festgelegten Bedingungen eine Modulation vorzunehmen), auf den EMSA-Partner (der den Kernstrom auf dem Markt verkauft) sowie die Schaffung finanzieller Anreize in der Vergütung des EMSA-Partners, um eine effiziente Nutzung des Modulationsbestands weiter zu gewährleisten (siehe Abschnitt 3.3.1.5.). Infolgedessen wurde die vorgegebene Modulationsschwelle von minus 20 EUR/MWh gestrichen, da der EMSA-Partner geeignete Anreize haben wird, zu entscheiden, wann die Modulation des Kernreaktors am effizientesten ist. Die geänderte Vergütungsstruktur wurde auch in der überarbeiteten Gebots- und Ausgleichsstrategie („Bidding- und Imbalance-Strategie“ bzw. „BIS“) berücksichtigt. b) Die Intensivierung des Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung (die „Marktpreisrisikoanpassung“ bzw. „MPRA“), sodass die finanzielle Unterstützung stärker an die Marktpreisänderungen gekoppelt ist (durch Anpassung der tatsächlichen Rentabilität des Projekts) (siehe 3.3.1.3.2.). c) Eine Obergrenze für die Betriebskosten- und Kapitalzahlung in einer bestimmten Mindesthöhe (Minimum OPEX and Capital Payment, im Folgenden „MOCP“), um zu vermeiden, dass die Kosten der MOCP für den belgischen Staat unverhältnismäßig hoch werden (siehe 3.3.1.3.3.). (43) Die oben genannten Änderungen sind in Abschnitt 3.3. dieses Beschlusses ausführlich dargelegt. 3.3. Detaillierte Beschreibung der Komponenten der Maßnahme (44) In diesem Unterabschnitt werden die verschiedenen Komponenten des Unterstützungspakets für das LTO-Projekt beschrieben, einschließlich der Änderungen, die Belgien infolge der von der Kommission im Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel (siehe Abschnitte 3.3.1, 3.3.2. und 3.3.3.) vorgenommen hat, sowie die von Belgien in Betracht gezogenen alternativen Finanzierungsoptionen (siehe Abschnitt 3.3.4.). 3.3.1. Komponente 1: Finanzielle und strukturelle Regelungen 45) Es wurde eine Reihe von Mechanismen zur finanziellen Unterstützung vorgesehen, um die rechtzeitige und sichere Verlängerung der Laufzeit der beiden Kernreaktoren zu finanzieren. Alle Teilmaßnahmen der Komponente 1 werden im weiteren Verlauf dieses Abschnitts ausführlich beschrieben. (46) Im Rahmen der förmlichen Prüfung legte Belgien die Gründe für alle Teilbereiche der finanziellen Unterstützung dar: a) Belgien weist darauf hin, dass Investitionen in Kernkraftwerke umfangreiche Infrastrukturinvestitionen mit einer Tragweite von mehreren Jahrzehnten sind, die durch beträchtliche Vorlaufkosten und Bauzeiten mit erheblichen Risiken und Unsicherheiten sowie lange Amortisationszeiten gekennzeichnet sind (41). Da Investitionen von Händlern in Kernkraftanlagen unkontrollierbaren und potenziell erheblichen Risiken in Bezug auf Politik, Regulierung und Technologie ausgesetzt und überwiegend mit Fixkosten verbunden sind, hängt ihre finanzielle Ertragskraft besonders stark von der tatsächlichen Verfügbarkeit und möglichen Kostenüberschreitungen ab. Daher wurden Kernreaktoren in der Vergangenheit entweder im Rahmen einer staatlichen Übernahme finanziert und/oder durch einen unterstützenden Rechtsrahmen, der Risiken mindert und eine langfristige Verpflichtung der Regierung gewährleistet. b) In den meisten Fällen der jüngsten Investitionen in Kernkraftanlagen wurde die Finanzierung durch eine Reihe von Regulierungsmaßnahmen zur Abschwächung der potenziellen Auswirkungen von Marktrisiken und durch spezielle Mechanismen zur Begrenzung des Risikos in Verbindung mit nuklearer Technologie, Politik und Regulierung unterstützt. So wurden beispielsweise einige Projekte im Rahmen eines Modells des regulierten Anlagevermögens (Regulated Asset Base, im Folgenden „RAB“) (42) entwickelt, das Belgien als hochgradig schützend ansieht. Belgien hat sich für ein zweiseitiges Modell des Differenzvertrags (Contract for Differences, im Folgenden „CfD“) entschieden. Um die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Projekts zu gewährleisten, wurde das Maßnahmenpaket des LTO-Projekts auf die Erfordernisse der betreffenden Investitionen im Nuklearbereich zugeschnitten. c) Belgien erklärt, dass es mit den in der Vergütungsvereinbarung vorgesehenen Maßnahmen zusätzliche Schutzmaßnahmen gegenüber einer eigenständigen CfD-Regelung einführen will, um Sicherheit vor einer möglichen Insolvenz oder einem Konkurs zu bieten. Belgien weist jedoch darauf hin, dass — die Vergütungsvereinbarung die finanzielle Ertragskraft des Gemeinschaftsunternehmens nicht sicherstellt, insbesondere im Falle längerer Verfügbarkeitsprobleme oder erheblicher Kostenüberschreitungen, beispielsweise aufgrund bestimmter regulatorischer Risiken, und — dass die Gesellschafter weiterhin erheblichen Risiken und finanziellen Anreizen ausgesetzt sind, die zu einer leistungs- und marktkonformen Verhaltensweise führen. Dies unterscheidet sich von typischen RAB-Modellen, die in der Regel neben einer ausreichenden Finanzierung und Liquidität auch starke Garantien hinsichtlich der Kostendeckung und der Kapitalrendite bieten. d) Darüber hinaus weist Belgien darauf hin, dass Investitionen im Nuklearbereich von Finanzinstituten streng geprüft werden, wobei umfangreiche Due-Diligence-Anforderungen zur Bewertung der potenziellen Auswirkungen verschiedener Arten von Risiken und Unwägbarkeiten gelten und ein besonderer Schwerpunkt auf der Gesamtstrukturierung des Projekts liegt. Die Erfahrungen in Europa deuten insbesondere darauf hin, dass es ohne angemessene Schutzmechanismen besonders schwierig ist, Finanzmittel für Investitionen im Nuklearbereich zu erhalten (43). 3.3.1.1. Vereinbarung über gemeinsame Entwicklung (47) Wie in Erwägungsgrund 22 erwähnt, hat der Betreiber kerntechnischer Anlagen, Electrabel, aufgrund des strengen Zeitplans für die Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs bestimmte Entwicklungsmaßnahmen ermittelt und mit Belgien vereinbart, die erforderlich sind, um die Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs rechtzeitig zu ermöglichen und die Anforderungen und Erwartungen der Sicherheitsbehörde zu erfüllen, bevor die endgültige Transaktion eingeleitet wird. Diese Entwicklungsmaßnahmen wurden in der Vereinbarung über gemeinsame Entwicklung (Joint Development Agreement, im Folgenden „JDA“) festgelegt, die zuletzt am 18. Juli 2024 geändert wurde (JDA++) (44). (48) Die JDA++ legt die Bedingungen fest, unter denen Belgien die Kosten und Ausgaben von Electrabel für die Entwicklungsmaßnahmen (45) vorfinanziert, bis alle erforderlichen Gesetzesänderungen verabschiedet und in Kraft getreten sind (die „gesetzliche Voraussetzung“). Kurz nach Erfüllung der gesetzlichen Voraussetzung (am 15. Juli 2024) begann Electrabel, seine eigenen Kosten und Ausgaben für die Entwicklungsmaßnahmen zu finanzieren. Dies wird so lange fortgesetzt, bis der Betrag der Finanzierung durch Electrabel dem vom belgischen Staat vorfinanzierten Betrag entspricht (voraussichtlich Anfang 2025). Danach werden Electrabel und der belgische Staat die Kosten und Ausgaben für die Entwicklungsmaßnahmen zu gleichen Teilen tragen. (49) Belgien macht geltend, dass die Vorfinanzierung der Kosten und Ausgaben für die Entwicklungsmaßnahmen durch den belgischen Staat auf alle tatsächlich von Electrabel getragenen Kosten und Ausgaben beschränkt sei, was 89,807 % der Gesamtkosten für die Entwicklungstätigkeiten entspreche. Es würden ein Kontrollmechanismus sowie eine „Angleichung“ am Ende der Vertragslaufzeit eingerichtet. Belgien macht außerdem geltend, dass die Finanzierungsvereinbarungen im Rahmen der JDA++ auf dem Fremdvergleichsgrundsatz beruhen würden und wirtschaftlich seien. 3.3.1.2. Gemeinschaftsunternehmen und Gesellschafterfremdfinanzierung (50) Der belgische Staat wird gemeinsam mit dem Betreiber kerntechnischer Anlagen, Electrabel, in ein Gemeinschaftsunternehmen mit dem Namen BE-NUC investieren, das im Besitz von 89,807 % der LTO-Anlagen sein wird (wie derzeit Electrabel). Die restlichen 10,193 % der LTO-Anlagen verbleiben im Besitz von Luminus. Electrabel und der belgische Staat werden jeweils 50 % der Anteile an BE-NUC halten und als gleichberechtigte Gesellschafter in Bezug auf die finanzielle Beteiligung (Bereitstellung von Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen) und die Aufteilung der Erlöse aus dem Stromverkauf auftreten. BE-NUC wird als Miteigentümer 89,807 % der für die Verlängerung des Betriebs erforderlichen Investitionen tragen, sodass der belgische Staat indirekt 44,9035 % der Investitionskosten im Zusammenhang mit dem LTO-Projekt übernimmt. Die restlichen 10,193 % werden von Luminus getragen. (51) Electrabel ist und bleibt alleiniger Betreiber der beiden Kernreaktoren; dies ist in einer Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung festgelegt (siehe Abschnitt 3.3.1.4.). BE-NUC wird kein Betreiber kerntechnischer Anlagen, sondern erhält im Rahmen der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung Kontrollrechte bezüglich der Betriebskosten. (52) Belgien erklärte, dass es keine Möglichkeit sehe, zur Finanzierung des LTO-Projekts externes Fremdkapital aufzunehmen. Das LTO-Projekt wird vollständig von seinen Gesellschaftern durch Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen finanziert (siehe Abschnitt 3.3.1.2.2.). 3.3.1.2.1. Gemeinschaftsunternehmen (53) Der belgische Staat wird keine Miteigentumsanteile an den LTO-Anlagen erwerben, sondern es wird eine Übertragung (teilweise Ausgliederung der betreffenden Vermögenswerte) von Electrabel auf das Gemeinschaftsunternehmen gemäß den in Erwägungsgrund 49 des Einleitungsbeschlusses beschriebenen Schritten erfolgen. (54) Electrabel wird seine Eigentumsrechte in Höhe von 89,807 % an den LTO-Anlagen (sowie die damit verbundenen Genehmigungen und sonstigen erforderlichen Vermögenswerte) an BE-NUC übertragen und im Gegenzug Anteile von BE-NUC an Engie (zu diesem Zeitpunkt alleiniger Gesellschafter von Electrabel) erhalten. Der Beitrag von Electrabel zu BE-NUC wird unter Berücksichtigung des Schrottwerts des Gebäudes, des Grundstückswerts und des Werts der unbeweglichen Vermögensgegenstände bewertet, wie in Erwägungsgrund 51 des Einleitungsbeschlusses beschrieben. (55) Diese Bewertung des Beitrags von Electrabel spiegelt sich im Kaufpreis von 24,7 Mio. EUR (vorbehaltlich Anpassungen) wider, den der belgische Staat für den Erwerb neuer Anteile und die Beibehaltung einer 50-prozentigen Beteiligung an BE-NUC zu zahlen hat. Der Verwaltungsrat von BE-NUC wird einen (gesetzlich zugelassenen) Abschlussprüfer oder einen vereidigten Buchprüfer mit der Erstellung eines Berichts über die Sacheinlage beauftragen, in dem insbesondere die angewandte Bewertung und die zu diesem Zweck verwendeten Bewertungsmethoden beurteilt werden. (56) Belgien macht geltend, dass die Bewertung der Vermögenswerte keine Auswirkungen auf die Analyse der kontrafaktischen Fallkonstellation habe, und legte Nachweise dafür vor, dass die Übertragung von Vermögenswerten (Gebäude und Grundstücke) im Rahmen des LTO-Projekts neutral sei. Nach Ansicht Belgiens wird durch die Anwendung konservativer Methoden zur Bewertung der Vermögenswerte (auf der Grundlage des Schrottwerts oder des beizulegenden Zeitwerts) sichergestellt, dass Engie aus der Übertragung der Vermögenswerte keinen Vorteil zieht. (57) Darüber hinaus handelt es sich bei den unbeweglichen Anlagen um LTO-Ausrüstung, die im Rahmen der LTO-Dienstleistungen, der Dienstleistungen aus der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung und der JDA-Dienstleistungen erworben und vor der teilweisen Ausgliederung in die LTO-Anlagen verbaut und integriert wurde. Aus Gründen im Zusammenhang mit dem belgischen Immobilienrecht und zur Vermeidung von Doppelzählungen werden diese spezifischen LTO-Ausrüstungsgegenstände nicht direkt bezahlt, sondern zusammen mit den Grundstücken und Gebäuden in der teilweisen Ausgliederung berücksichtigt. Darüber hinaus bestätigt Belgien, dass die entsprechenden Cashflows für diese LTO-Ausrüstungsgegenstände bereits im unterzeichneten Finanzmodell erfasst sind. (58) Zwischen Electrabel, der belgischen Regierung und BE-NUC wurde eine Gesellschaftervereinbarung geschlossen, um die Unternehmensführung von BE-NUC und die Gesellschafterrechte zu regeln. Nach dieser Vereinbarung setzt sich der Verwaltungsrat von BE-NUC aus vier Verwaltungsratsmitgliedern zusammen, von denen zwei auf Vorschlag der belgischen Regierung und zwei auf Vorschlag von Electrabel ernannt werden. Der Vorsitzende und der Finanzvorstand von BE-NUC sind stets Verwaltungsratsmitglieder, die von der belgischen Regierung ernannt werden. Der Verwaltungsrat ist beschlussfähig, wenn die Mehrheit der Mitglieder anwesend ist. Die Beschlüsse werden mit einfacher Mehrheit gefasst. Es wurden Bestimmungen zu Interessenkonflikten erlassen. (59) Wie in Erwägungsgrund 55 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, werden nichteuropäische Vermögenswerte, die derzeit von Electrabel gehalten werden, auf Engie übertragen. Engie als Muttergesellschaft von Electrabel garantiert, dass Vermögenswerte im Wert vo