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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die Kombination der drei Komponenten der Maßnahme (Komponente 1, Komponente 2 und Komponente 3) erforderlich und geeignet ist, um alle im Zusammenhang mit Kerntechnologien ermittelten Risiken (technische Risiken und Projektmanagementrisiken, Markt- und Investitionsrisiken, langfristige Risiken im Zusammenhang mit der Entsorgung radioaktiver Abfälle und der Stilllegung und dem Rückbau von Kernkraftwerken sowie regulatorische und politische Risiken) abzudecken. (520) Hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit des kombinierten Maßnahmenpakets vertrat die Kommission im Einleitungsbeschluss die Auffassung, dass Belgien die Auswirkungen der drei Komponenten der Maßnahme aufeinander nicht ausreichend nachgewiesen hat, insbesondere was die Verhältnismäßigkeit des kombinierten Pakets aller Teilmaßnahmen betrifft. (521) Belgien stellte während des förmlichen Prüfverfahrens klar, dass das Finanzierungsmodell, auf dem die finanziellen Unterstützungsmaßnahmen der Komponente 1 beruhten, die Mehrkosten im Zusammenhang mit den betriebsbedingten Abfällen und abgebrannten Brennelementen, die in den LTO-Anlagen während des LTO-Zeitraums erzeugt würden, sowie den Betrag der (vom belgischen Staat getragenen) Stilllegungs-Dyssynergien abdecke, während sich das Abfallabkommen nicht nur auf die LTO-Anlagen, sondern auf alle sieben Kernreaktoren in Belgien beziehe und alle Rückstellungen für Kernenergie einschließe, die bis zu den ursprünglichen gesetzlichen Enddaten der sieben Kernreaktoren zu bilden seien (siehe Abschnitt 3.3.2.5.). Daher stimmt die Kommission zu, dass die Kosten für radioaktive Abfälle und abgebrannte Brennelemente, soweit erforderlich, im Finanzmodell von Komponente 1 berücksichtigt wurden, auf dem die Kalibrierung der finanziellen Teilmaßnahmen von Komponente 1 beruht, während sich der größte Teil des Abfallabkommens in Komponente 2 (die sich auf die Übertragung von Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen bis zum ursprünglichen gesetzlichen Enddatum der sieben Kernreaktoren bezieht) nicht mit den finanziellen Teilmaßnahmen in Komponente 1 überschneidet. Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass die Auswirkungen der Teilmaßnahmen der Komponente 2 bei der Analyse der Verhältnismäßigkeit der Komponente 1 zutreffend berücksichtigt wurden. (522) Belgien räumt ein, dass die Komponenten 2 und 3 der Maßnahme das Risikoprofil von Electrabel (potenziell) verändern. Die Komponenten 2 und 3 würden jedoch nicht das Risikoprofil von BE-NUC, dem Hauptbegünstigten der Komponente 1, verändern. Daher sei das Risikoprofil von BE-NUC der maßgebliche Faktor bei der Beurteilung der Verhältnismäßigkeit der Komponente 1. Wie in Abschnitt 3.4. ausgeführt, stimmt die Kommission zu, dass sich die Begünstigten der drei Komponenten der Maßnahme jeweils leicht unterscheiden und dass die Auswirkungen der einzelnen Komponenten der Maßnahme auf der Ebene des jeweiligen Begünstigten bewertet werden müssen. Dabei sind BE-NUC und Electrabel die Hauptbegünstigten der Komponenten 1 und 3. Das durch die Maßnahmen zur rechtlichen Absicherung im Rahmen der Komponente 3 verringerte Risikoprofil von Electrabel und BE-NUC wurde beispielsweise bei der Bewertung der finanziellen Teilmaßnahmen der Komponente 1 berücksichtigt, da der angestrebte IRR des LTO-Projekts im aktualisierten Benchmarking-Verfahren (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.1.) als am unteren Ende des Spektrums liegend betrachtet wird und sich damit der Rentabilität von Unternehmen mit einem geringeren Risikoprofil nähert. Darüber hinaus wurde aufgrund des verringerten Risikoprofils keine zusätzliche Prämie für nukleartechnische Risiken (oder Liquiditätsrisiken) aufgeschlagen (siehe Erwägungsgrund 486 Buchstabe a). Schließlich liegt der angestrebte IRR zwar bei 7 %, aber der erwartete effektive IRR beträgt 6,5 % und könnte sogar deutlich niedriger ausfallen, was auf die sehr hohe Wahrscheinlichkeit zurückzuführen ist, dass jährlich unerwartete Ereignisse eintreten, die sich negativ auf die Rendite des Projekts auswirken (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.3.). (523) Daher gelangt die Kommission zu dem Schluss, dass die kumulative Wirkung der drei Komponenten der Maßnahme bei der Beurteilung der Verhältnismäßigkeit berücksichtigt wurde, soweit dies erforderlich war, und dass auch die Kombination der drei Komponenten der Maßnahme verhältnismäßig ist. 8.3.3.7. Vermeidung übermäßiger negativer Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel sowie Abwägungsprüfung (524) Damit die Maßnahme mit dem Binnenmarkt vereinbar ist, müssen die negativen Auswirkungen der Maßnahme in Form von unzulässigen Wettbewerbsverfälschungen und Auswirkungen auf den Handel zwischen Mitgliedstaaten begrenzt sein und durch die positiven Auswirkungen der Beihilfe aufgewogen werden. (525) Um die Auswirkungen auf den Markt zu analysieren, hat die Kommission die Auswirkungen auf den Wettbewerb untersucht, die dadurch entstehen, dass der etablierte und alleinige Betreiber der beiden LTO-Anlagen, Electrabel, und das zweitgrößte Unternehmen (gemessen an den Marktanteilen) auf dem belgischen Strommarkt, Luminus, Hauptbegünstigte der angemeldeten Maßnahme sind. Angesichts der starken Stellung von Electrabel auf dem sehr konzentrierten belgischen Strommarkt (siehe Abschnitt 2.5) rief die Auswahl von Electrabel als Hauptbegünstigter der Beihilfe Bedenken in Bezug auf eine mögliche unzulässige Verzerrung der Marktstruktur hervor. (526) In Abschnitt 4.3.3.1. des Einleitungsbeschlusses bewertete die Kommission die Tatsache, dass Electrabel (als wichtiger Begünstigter des LTO-Projekts und alleiniger Betreiber der LTO-Anlagen) ohne Ausschreibung, Auswahlverfahren oder öffentliche Aufforderung zur Interessenbekundung ausgewählt wurde. Angesichts dieses Vorgehens war nicht klar, ob andere potenzielle Betreiber in Betracht gezogen wurden, was die Frage aufwirft, ob Electrabel der effizienteste Betreiber ist und aus welchen technischen oder wirtschaftlichen Gründen Electrabel ausgewählt wurde. (527) Die Kommission berücksichtigte im Einleitungsbeschluss die folgenden Argumente für ihre Schlussfolgerung, dass die Auswahl von Electrabel ohne Ausschreibung zu keiner potenziellen unangemessenen Verzerrung der Marktstruktur führen würde: a) Electrabel ist seit jeher der einzige Betreiber kerntechnischer Anlagen in Belgien und verfügt daher über die erforderliche Erfahrung mit dem Betrieb der bestehenden belgischen Kernkraftwerke sowie über die erforderlichen Genehmigungen. Daher gibt es keinen alternativen Betreiber, der als Betreiber der Kernreaktoren besser geeignet wäre (siehe Erwägungsgrund 22). b) Auch in anderen Fällen, die den Bau neuer Kernreaktoren betrafen (z. B. Paks II (176)), wurde der Empfänger der Beihilfe für den Betrieb der Anlagen nicht im Rahmen einer Ausschreibung ausgewählt. c) Die Förderung wird für einen begrenzten Zeitraum (10 Jahre) gewährt und unterstützt nur den Weiterbetrieb der beiden Kernkraftwerke und keine neuen Investitionen. (528) Im Einleitungsbeschluss verwies die Kommission auch auf die starke Stellung von Engie auf dem belgischen Strommarkt und äußerte Bedenken hinsichtlich möglicher unangemessener Verzerrungen der Marktstruktur durch die in Rede stehende Beihilfemaßnahme. Die Kommission hatte diesbezüglich Bedenken und Fragen, die insbesondere Folgendes betrafen: a) das CfD-Modell, b) die Unabhängigkeit des EMSA-Partners, der mit dem Verkauf der Kernenergie beauftragt wurde, c) die mögliche Verdrängung alternativer Investitionen aufgrund der Maßnahme. (529) Erstens änderte Belgien, wie in Abschnitt 3.3.1.3.2. näher erläutert und in Abschnitt 8.3.3.4.1. gewürdigt, das CfD-Modell, indem es die Entscheidungsbefugnis für Modulationen dem EMSA-Partner übertrug, der — durch die geänderte Vergütungsformel — einen Anreiz hat, wirtschaftsbedingte Modulationen zu veranlassen, wenn die Marktpreise niedriger sind, aber nicht, wenn die Marktpreise höher sind (im Gegensatz zum ursprünglichen CfD-Modell, bei dem für den Betreiber kerntechnischer Anlagen ein Anreiz zur durchgängigen Erzeugung bestand). Die Kommission stellte auch die Verwendung des DAM-Preises als MRP in der CfD-Formel infrage. Belgien beließ den MRP unverändert und begründete dies damit, dass die Verwendung eines langfristigen Produkts im CfD weniger geeignet sei, da die Erzeugung während der Wiederanlaufphase des LTO-Projekts (in der gleichzeitig noch Bauarbeiten an den LTO-Anlagen ausgeführt würden) verringert sei und über die gesamte Laufzeit des LTO-Projekts das Risiko von Ausfällen bestehe, während gleichzeitig der Kernkraftwerksbestand von 7 auf 2 Kernreaktoren reduziert werde (siehe Erwägungsgrund 98). Belgien hat die Möglichkeit, nach 3,5 Jahren neu über die Wahl des MRP zu entscheiden (siehe Erwägungsgrund 100). Belgien bestätigt 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). (530) Zweitens bestätigte Belgien, dass die EMSA-Vereinbarung im Wege eines offenen Ausschreibungsverfahrens vergeben wird, um einen unabhängigen EMSA-Partner für den Verkauf des in den LTO-Anlagen erzeugten Stroms auszuwählen. Durch die Durchführung einer Ausschreibung werden die Zweifel der Kommission hinsichtlich des Verfahrens zum Abschluss der EMSA-Vereinbarung ausgeräumt. Was die Bedenken der Kommission in Bezug auf die Unabhängigkeit des EMSA-Partners anbelangt, insbesondere für den Fall, dass die Ausschreibung nicht zu einem Ergebnis führt und der Stromverkauf im ersten Jahr von GEMS, der Handelsabteilung von Engie, übernommen wird, oder für den Fall, dass GEMS im Rahmen der Ausschreibung als EMSA-Partner ausgewählt wird, hat Belgien näher erläutert, welche zusätzlichen Vorkehrungen in diesen Fällen getroffen werden (siehe Abschnitt 3.3.1.5.3.). (531) Schließlich hatte die Kommission, wie im Einleitungsbeschluss bereits ausgeführt, Bedenken, dass das LTO-Projekt für andere Investitionsvorhaben im Energiesektor zu wenig Raum lassen würde. Auf die potenziellen negativen Auswirkungen des LTO-Projekts insbesondere auf Investitionen in erneuerbare Energien wurde auch in einigen Stellungnahmen Dritter hingewiesen (siehe Abschnitt 6.2.3.1.). Die Kommission ist der Auffassung, dass die Behauptungen Dritter nicht hinreichend begründet waren und das LTO-Projekt die unzureichende Stromerzeugungskapazität im Zeitraum 2025-2035 aus folgenden Gründen nicht vollständig ausgleichen wird: a) In der jüngsten Studie von Elia zur Angemessenheit der Ressourcen (NRAA 2023) wird darauf hingewiesen, dass die zusätzliche Kapazität der LTO-Anlagen von 2 GW nicht ausreichen wird, um den erwarteten Anstieg der Stromnachfrage in den nächsten zehn Jahren zu decken. b) Durch den belgischen Kapazitätsmechanismus haben andere neue und bestehende Erzeugungstechnologien (insbesondere in den Bereichen thermische Erzeugung, Laststeuerung und Speicherung) für einen kurzen oder längeren Zeitraum Zugang zu Finanzmitteln (die Verträge im Rahmen des KM haben Laufzeiten von 1, 3, 8 oder 15 Jahren). Daher wird das LTO-Projekt die Situation anderer Erzeugungstechnologien in Belgien nicht übermäßig beeinträchtigen und in der Zeit bis 2035 Investitionen in neue Anlagen zur thermischen Erzeugung, Laststeuerung und Speicherung nicht verhindern. c) Es gibt keine Anzeichen dafür, dass Belgien den Aufbau neuer Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energiequellen nicht mehr unterstützen würde. So genehmigte die Kommission im Jahr 2024 die Pläne Belgiens für die Entwicklung von Windparks in der Nordsee im Rahmen des Off-Shore-Windkraftprojekts Princess Elisabeth (siehe Fußnote 148). (532) Aus den genannten Gründen hat die Kommission keine Anhaltspunkte dafür, dass das LTO-Projekt neue Marktteilnehmer am Eintritt in den belgischen Stromerzeugungsmarkt und/oder andere Marktteilnehmer am Aufbau neuer Erzeugungskapazitäten hindern wird. Folglich dürften auch die Auswirkungen des LTO-Projekts auf den Endkundenmarkt begrenzt bleiben. (533) Darüber hinaus stellt die Kommission fest, dass die Marktkonzentration auf dem belgischen Energiemarkt in den letzten Jahren leicht zurückgegangen ist (siehe Abschnitt 2.5.) und die parallele Stilllegung der anderen Kernreaktoren von Engie in Belgien diesen Trend verstärken könnte. (534) In Bezug auf die Komponente 2 stellte die Kommission in Erwägungsgrund 372 des Einleitungsbeschlusses fest, dass die Übertragung der Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen die Wettbewerbsposition der Beihilfeempfänger gegenüber ihren Wettbewerbern nicht unmittelbar verbessern wird. Zunächst wird diese Komponente der Maßnahme den Betreiber kerntechnischer Anlagen zwingen, einen höheren Geldbetrag auszugeben, als derzeit in den Bilanzen angesammelt wurde. Die Mengenanpassungsgebühr, die vom Betreiber kerntechnischer Anlagen zu zahlen ist, wenn mehr radioaktive Abfälle anfallen als ursprünglich vorgesehen, dient als Schutz. Darüber hinaus kommt die Kommission nach dem förmlichen Prüfverfahren auf der Grundlage der zusätzlichen Angaben Belgiens (siehe Abschnitt 3.3.2.3.) zu dem Schluss, dass die pauschale Vorauszahlung in Höhe von 15 Mrd. EUR das Risiko, das der belgische Staat durch die Übernahme der Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen von Electrabel eingegangen ist, hinreichend mindern wird und daher verhältnismäßig ist. Auch die anderen Teilmaßnahmen der Komponente 2 wurden als verhältnismäßig bewertet (siehe Abschnitt 8.3.3.5.2.). Daher haben die Teilmaßnahmen der Komponente 2 keine potenziellen negativen Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten. (535) Was schließlich die Komponente 3 betrifft, so haben die Klauseln zur rechtlichen Absicherung, wie in Erwägungsgrund 373 des Einleitungsbeschlusses ausgeführt, wenn und soweit sie anwendbar sind, lediglich Ausgleichscharakter. Daher ist die Kommission der Ansicht, dass sie keine potenziellen negativen Auswirkungen auf den Wettbewerb und den Handel zwischen Mitgliedstaaten haben. (536) In Anbetracht der Änderungen des CfD-Modells, der Durchführung einer Ausschreibung für die EMSA-Vereinbarung (und der Änderungen bei der Vergütung des EMSA-Partners) und der Vorkehrungen zur Sicherstellung der Unabhängigkeit des EMSA-Partners, des Fehlens von Anzeichen dafür, dass das LTO-Projekt die Entwicklung anderer Stromerzeugungstechnologien in Belgien behindern wird, sowie der Verhältnismäßigkeit der übertragenen Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen und der Klauseln zur rechtlichen Absicherung ist die Kommission der Ansicht, dass mögliche unangemessene Verzerrungen auf dem belgischen Markt begrenzt bleiben werden. 8.3.4. Abwägung der positiven Auswirkungen der Beihilfe gegen die negativen Auswirkungen auf Wettbewerb und Handel (537) Im Anschluss an die Würdigung in Abschnitt 8.3.2. des vorliegenden Beschlusses erkennt die Kommission an, dass die Maßnahme auf die Förderung von Investitionen in die Kernenergie abzielt und somit zur Entwicklung eines Wirtschaftszweigs, nämlich der Stromerzeugung aus Kernenergie, beiträgt und gleichzeitig die Stromversorgungssicherheit sowie die Verringerung der Abhängigkeit Belgiens von fossilen Brennstoffen (und damit auch die Dekarbonisierungsziele Belgiens) unterstützt. (538) Die Kommission erkennt an, dass die Investition ohne die Beihilfe, einschließlich aller drei Komponenten, die die Beihilfemaßnahme bilden, nicht durchgeführt werden kann. Die Beihilfe ist daher für die Entwicklung dieses Wirtschaftszweigs erforderlich und hat einen Anreizeffekt. (539) Die Kommission gelangte zu dem Schluss, dass der zweiseitige CfD, ergänzt durch die anderen finanziellen Maßnahmen zur Unterstützung der finanziellen Tragfähigkeit des Gemeinschaftsunternehmens, die Vereinbarung über die Übertragung von Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen sowie die Klauseln zur rechtlichen Absicherung geeignete Instrumente sind. Das förmliche Prüfverfahren hat keine Beweise dafür erbracht, dass andere Maßnahmen mit geringeren wettbewerbsverzerrenden Auswirkungen ebenso wirksam gewesen wären, insbesondere angesichts der besonderen Umstände des Falles, der eine Verlängerung der Laufzeit bestehender Anlagen für einen begrenzten Zeitraum betrifft. (540) Die Beihilfe wird in verhältnismäßiger Weise gewährt, da der Begünstigte keine zusätzlichen Gewinne über das hinaus einbehält, was unbedingt erforderlich ist, um den wirtschaftlichen Betrieb und die Rentabilität des Kernkraftwerks sicherzustellen. Das geänderte CfD-Modell und die geänderte Vergütungsformel für den EMSA-Partner (deren Parameter nach drei Jahren überprüft werden) sowie die Begrenzung der MOCP sorgen dafür, dass in den LTO-Anlagen Strom entsprechend den Marktsignalen erzeugt wird und dass der Betreiber kerntechnischer Anlagen und das Gemeinschaftsunternehmen stärker dem Marktrisiko ausgesetzt sind, während das Risiko des belgischen Staates gemindert wurde. (541) Die regelmäßige Überprüfung klar definierter Einflussgrößen für das Finanzmodell, die eine Anpassung nach oben und unten ermöglichen, stellt sicher, dass die derzeit bestehenden erheblichen Unsicherheiten in Bezug auf Kapital- und Betriebskosten für die Begünstigten nicht zu einer Überkompensation führen. Durch die Anwendung eines (verschärften) Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung wird außerdem sichergestellt, dass Anreize bestehen, die LTO-Anlagen so effizient wie möglich zu betreiben, während gleichzeitig die Lasten mit dem belgischen Staat geteilt werden, falls die Marktpreise höher oder niedriger sind als erwartet. (542) Die Eigenkapitalrendite zwischen 6 % und 8 % (mit einem Zielniveau von 7 %) liegt gegenüber Vergleichsprojekten am unteren Ende des Spektrums, was mit den Kapitalkosten im Einklang steht und daher als verhältnismäßig angesehen wird. Dies gilt insbesondere angesichts der Umstände des LTO-Projekts, das eine Verlängerung der Laufzeit bestehender Anlagen, die auf einer veralteten Technologie beruhen, für einen begrenzten Zeitraum von zehn Jahren betrifft. (543) Die Kommission stellt ferner fest, dass weder Electrabel noch BE-NUC den Verkauf des in den LTO-Anlagen erzeugten Stroms kontrollieren werden, sondern dass ein unabhängiger EMSA-Partner den gesamten Strom auf dem Markt verkaufen wird. Dies wird dazu beitragen, dass die Marktstellung von Engie auf dem belgischen Markt nicht verstärkt wird. (544) Darüber hinaus hat die Kommission keine Anhaltspunkte dafür, dass das LTO-Projekt neue Marktteilnehmer am Eintritt in den belgischen Stromerzeugungsmarkt und/oder andere Marktteilnehmer am Aufbau neuer Erzeugungskapazitäten hindern wird, und kommt auf der Grundlage der Erwägungen in Abschnitt 8.3.3. zu dem Schluss, dass die potenziellen unzulässigen Wettbewerbsverfälschungen insgesamt begrenzt sind. (545) Nach gründlicher Abwägung und Berücksichtigung der Zusagen ist die Kommission zu dem Schluss gelangt, dass sich die aus der Maßnahme ergebenden unzulässigen Wettbewerbsverfälschungen auf das notwendige Minimum beschränken und durch die positiven Effekte der Beihilfemaßnahme wettgemacht werden. 8.3.5. Schlussfolgerung zur Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Binnenmarkt (546) Auf der Grundlage der Würdigung in diesem Beschluss und unter Berücksichtigung der besonderen Umstände dieses Falles, nämlich der Verlängerung der Laufzeit bestehender Kernreaktoren, die auf einer veralteten Technologie mit begrenzter Flexibilität beruhen, für einen begrenzten Zeitraum von zehn Jahren, stellt die Kommission fest, dass das von den belgischen Behörden angemeldete und später geänderte Maßnahmenpaket, einschließlich der Überprüfungsmöglichkeiten und Zusagen, nach Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar ist. 9. SCHLUSSFOLGERUNG (547) Die geänderte Maßnahme ist auf der Grundlage des Artikels 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV mit dem Binnenmarkt vereinbar. (548) Die Kommission stellt fest, dass die Durchführungsvereinbarung und die Begleitdokumente mit den in der EMSA festgelegten Bedingungen und dem unterzeichneten Finanzmodell zur Bewertung vorgelegt wurden. Belgien sagt zu, dass die Vereinbarungen, deren endgültige Bedingungen noch nicht festgelegt wurden (z. B. ASA, Gesellschafterdarlehen, SDC-Darlehen, WCF), Standardklauseln enthalten werden, die jeder Investor für ein ähnliches Projekt anstreben würde, und zu Fremdvergleichsbedingungen festgelegt werden. Sollte die angemeldete Maßnahme, wie in diesem Beschluss dargelegt, durch die endgültigen Bedingungen dieser Dokumente geändert werden, so verpflichtet sich Belgien, diese bei der Kommission anzumelden — HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN: Artikel 1 Die von Belgien geplante Maßnahme zur Unterstützung der Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren in Belgien, nämlich Doel 4 und Tihange 3, ist mit dem Binnenmarkt vereinbar. Die Durchführung der Maßnahme wird daher genehmigt. Artikel 2 Dieser Beschluss ist an das Königreich Belgien gerichtet. Brüssel, den 21. Februar 2025 Für die Kommission Teresa RIBERA Exekutiv-Vizepräsidentin (1) Staatliche Beihilfen — Belgien — Staatliche Beihilfe SA.106107 (2024/N) — Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren (Doel 4 und Tihange 3) — Aufforderung zur Stellungnahme nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (ABl. C, 2024/4921, 8.8.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/C/2024/4921/oj). (2) Vgl. Fußnote 1. (3) Bestimmte technische, finanzielle, wirtschaftliche oder betriebliche Angaben wurden auf der Grundlage von Informationen von Electrabel erarbeitet. (4) Verordnung Nr. 1 des Rates zur Regelung der Sprachenfrage für die Europäische Wirtschaftsgemeinschaft (ABI. 17 vom 6.10.1958, S. 385, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/1958/1(1)/oj). (5) Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 im Jahr 1975; Doel 3 und Tihange 2 in den Jahren 1982 bzw. 1983; Doel 4 und Tihange 3 im Jahr 1985. (6) EDF Belgium und Luminus sind getrennte juristische Personen. Beide sind Teil der EDF Group. EDF Belgium hält einen Anteil von 68,6 % an Luminus. Die übrigen Anteilseigner von Luminus sind Ethias, Publilec, Socofe und Nethys. (7) Quelle: World Nuclear Association (https://www.world-nuclear.org/country/default.aspx/Belgium). (8) Quelle: Adequacy & flexibility study for Belgium (2024-2034) der Elia Group — Issuu (S. 42). (9) Quelle: World Nuclear Association (https://www.world-nuclear.org/country/default.aspx/Belgium). (10) Quelle: Adequacy & flexibility study for Belgium (2024-2034) der Elia Group - Issuu (S. 42). (11) Quelle: J.D. Jenkins, Z. Zhou, R. Ponciroli, R.B. Vilim, F. Ganda, F. de Sisternes, A. Botterud, „The benefits of nuclear flexibility in power system operations with renewable energy“, Applied Energy, Band 222, 2018, S. 872-884. (12) „Schwarze“ Reaktorsteuerstäbe (aus Borcarbid) absorbieren alle einfallenden Neutronen. Sie sind für die Abschaltung des Reaktors ausgelegt und können daher während einer Modulation starke Temperaturgradienten und Spannungen in den Brennelementen erzeugen. „Graue“ Steuerstäbe (aus Silber-Indium-Cadmium) absorbieren nur einen Teil der einfallenden Neutronen und sind für eine flexible Leistungsabgabe des Reaktors ausgelegt, da sie die Neutronenfluss- und Leistungsverteilung in der Umgebung der Stäbe nur geringfügig beeinflussen und daher nicht zu einer Überhitzung des Brennstoffs führen. (13) Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire (AFCN)/Federaal Agentschap voor Nucleaire Controle (FANC). (14) Entsprechend der Dringlichkeit der Situation lassen sich solche Modulationsersuchen von Elia in zwe