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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i Kategorien einteilen: „Alarmphase“: Die Modulation wird von Elia mit einer Woche Vorankündigung beantragt, da eine kritische Situation im Netz erwartet wird; „Notstandsphase“: Die Modulation wird von Elia direkt im Kontrollraum der Kernkraftwerke angefordert, um das Netz unverzüglich zu entlasten. (15) Quelle: Femke Flachet, Jinzhao Zhang, Ruben Van Parys, Daniel Vantroyen, Christophe Schneidesch, „Core and fuel feasibility study for improved flexibility on the Belgian Nuclear Power Plants“ in Proceedings of WRFPM, 2014, Paper N°100136, Sendai, Japan, September 14-17. (16) In der Praxis wird in der Regel eine Leistung von bis zu 400 MW auf Antrag der Anlagenbetreiber für wirtschaftsbedingte Modulationen angeboten, anstatt einer Leistung von 500 MW (50 % der Nennleistung), die mehr manuelle Abläufe erfordert und somit das Risiko einer automatischen Abschaltung erhöht. (17) Siehe Operational procedure, Fleet procedure nuclear modulation, ZST.10010883175.000_06, Anhang Q1, Abschnitte 3.1. & 3.2., S. 4-6. (18) Belgien legte die Genehmigungen des Generaldirektors von BelV, einer Tochterorganisation der FANK, für wirtschaftsbedingte Modulationen bis zu 30-mal pro Zyklus vor: Zu Doel 4 siehe BelV, 3078/2739/POI.851, „Kerncentrale Doel — Eenheid Doel 4 — gedeeltelijke keuring voor ontvangst van wijziging aan de vergunde installaties“, 26. Juli 2017. Zu Tihange 3 siehe BelV, 2018-0330, „Approbation MNI O3/14/03, Modulations de puissance étendues“, 28. August 2018. (19) Siehe z. B. i) SFEN/RGN, „9. Parc nucléaire : la manoeuvrabilité au détriment de la performance?“, 25. Juli 2023; ii) C. Cany, C. Mansilla, G. Mathonnière, P. da Costa, „Nuclear power supply: Going against the misconceptions. Evidence of nuclear flexibility from the French experience“, Energy, Band 151, 2018, S. 289-296; iii) Alexey Lokhov, „Suivi de charge dans les centrales nucléaires“, AEN Infos, 2011, n°29.2. (20) Siehe Fußnote 18. (21) Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (ABl. L 326 vom 8.12.2011, S. 1), Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe b. (22) Über den folgenden Link können künftig alle dringenden Marktnachrichten für Tihange 3 und Doel 4 abgerufen werden: https://umm.nordpoolgroup.com/#/messages?publicationDate=all&eventDate=custom&eventDateStart=2024-01-01&eventDateStop=2124-08-01&units=22WTIHANG000242R&units=22WDOELX40000793. (23) Siehe 31. Januar 2003, Wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie/Loi sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité. Nach dem Gesetz über den Atomausstieg wären die Kernkraftwerke in Belgien am 15. Februar 2015 (Doel 1), 1. Dezember 2015 (Doel 2), 1. Oktober 2022 (Doel 3), 1. Juli 2025 (Doel 4), 1. Oktober 2015 (Tihange 1), 1. Februar 2023 (Tihange 2) und 1. September 2025 (Tihange 3) geschlossen worden. (24) Am 5. März 2020 wurde das Gesetz vom 28. Juni 2015 vom Verfassungsgericht (Rechtssache 34/2020) — nach einer Vorabentscheidung des Gerichtshofs der Europäischen Union (Rechtssache C 411/17) — aufgehoben, da die Verpflichtungen in Bezug auf die Umweltverträglichkeitsprüfung nicht eingehalten wurden. Gleichzeitig wurden die Wirkungen des Gesetzes bis zum 31. Dezember 2022 aufrechterhalten. Am 11. Oktober 2022 wurde nach einer Umweltverträglichkeitsprüfung ein „Korrekturgesetz“ verabschiedet, mit dem die Stichtage für die Abschaltung geändert wurden. Mit dem Korrekturgesetz wurde die Abschaltung von Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 auf das Jahr 2025 verschoben. (25) Siehe Beschluss der Kommission vom 17.3.2017, SA.39487 (2016/NN), Belgien, über die Verlängerung der Laufzeit der Kernkraftwerke Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 (ABl. C 142 vom 5.5.2017, S. 1). (26) Siehe Beweise in den Fußnoten 7 und 8 des Einleitungsbeschlusses. (*1) Geändertes Datum der Abschaltung, wenn die Kernreaktoren am 1. November 2025 betriebsbereit sind; das letztmögliche Datum für die Abschaltung ist der 31. Dezember 2037. (27) Siehe Beschluss der Kommission vom 29.9.2023, SA.104336 (2023/N), Belgien, Amendments to the Capacity Remuneration Mechanism (ABl. C, 2023/265, 18.10.2023). (28) Siehe Beweise in der Fußnote 10 des Einleitungsbeschlusses. (29) Am 10. Mai 2024 betraf eine erste Änderungsvereinbarung folgende Themen: Änderung bestimmter Bedingungen der Ausschreibung für den Bewertungsgutachter, Verschiebung des angestrebten Abschlussdatums, bestimmte Bestätigungen, technische Änderungen, Korrektur eines Fehlers im Anteilskaufvertrag II (Share Purchase Agreement, im Folgenden „SPA“), zusätzliche Zeit für den Abschluss der Vereinbarung über Verwaltungsdienstleistungen (Administration Services Agreement, im Folgenden „ASA“) und der Vereinbarung über Energiemanagementdienstleistungen (Energy Management Services Agreement, im Folgenden „EMSA“). Am 15. Juli 2024 betraf eine zweite Änderungsvereinbarung folgende Themen: Verschiebung des Longstop-Datums auf den 21. Februar 2025, Einigung über die Bedingungen des EMSA-Ausschreibungsverfahrens, bestimmte Bestätigungen, technische Änderung des SPA I. (30) Eine „Angleichung“ ist ein Verfahren, mit dem sichergestellt werden soll, dass alle Konten und Aufzeichnungen korrekt und ausgewogen sind. Dabei werden die geschätzten oder ursprünglichen Zahlen mit den tatsächlichen, endgültigen Zahlen verglichen und die erforderlichen Anpassungen vorgenommen. (31) „Geplante LTO-Ausfälle“ sind die geplanten Ausfälle, die erforderlich sind, um die LTO-Anlagen so anzupassen, dass sie die Anforderungen der Sicherheitsbehörde erfüllen. (32) „Geplante Nicht-LTO-Ausfälle“ sind die jährlichen normalen Ausfälle (hauptsächlich zum Zweck des Brennelementwechsels), die bereits ab dem ersten, zweiten und dritten Jahr nach dem Stichtag der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs für Doel 4 bzw. Tihange 3 bis zu einem Jahr vor Ende des Betriebs für Doel 4 und bis zum letzten Betriebsjahr für Tihange 3 vorgesehen sind. (33) Das unterzeichnete Finanzmodell ist das Finanzmodell, das der am 13. Dezember 2023 unterzeichneten Vergütungsvereinbarung zugrunde liegt. (34) Siehe Beschluss der Kommission vom 27.8.2021, SA.54915 (2020/C) (ex 2019/N), Belgien, Kapazitätsmechanismus (ABl. L 117 vom 19.4.2022, S. 40). Erster Änderungsbeschluss: Beschluss der Kommission vom 29.9.2023, SA.104336 (2023/N), Belgien, Amendments to the Capacity Remuneration Mechanism (Änderungen des Kapazitätsmechanismus) (ABl. C, 2023/265, 18.10.2023). Zweiter Änderungsbeschluss: Beschluss der Kommission vom 17.9.2024, SA.114003 (2024/N), Belgien, Second set of amendments to the Capacity Remuneration Mechanism (Zweites Paket von Änderungen des Kapazitätsmechanismus (ABl. C, 2024/6138, 14.10.2024). (35) Überblick über belgische Energiedaten (FÖD Wirtschaft 2024). Weitere Einzelheiten zum Stromgroßhandels- und Endkundenmarkt in Belgien und zur Marktstellung der wichtigsten Akteure (basierend auf Daten aus dem Jahr 2022) sind den Abschnitten 2.2.1 und 2.2.2 des Einleitungsbeschlusses zu entnehmen. (36) Der Herfindahl-Hirschman-Index ist eine Messgröße für die Marktkonzentration, die berechnet wird, indem der Marktanteil jedes konkurrierenden Unternehmens auf dem Markt ermittelt und anschließend die daraus resultierenden Zahlen addiert werden. Märkte mit einem HHI über 2 500 gelten im Allgemeinen als stark konzentrierte Märkte. Die HHI-Werte stammen aus den jährlichen CREG-Berichten und basieren auf der installierten Kapazität und der Erzeugung aus auf Übertragungsnetzebene angeschlossenen Anlagen. (37) CREG-Jahresbericht (2024). (38) CREG-Jahresbericht (2024). (39) Rapport Commun sur l’évolution des marchés de l’électricité et du gaz naturel en Belgique (CREG, CWaPE, Brugel, VREG 2024). (40) Eine ausführlichere Beschreibung der Marktversagen in bestimmten Bereichen findet sich in den Erwägungsgründen 23 und 24 des Einleitungsbeschlusses. (41) Siehe World Nuclear Association, „Financing Nuclear Energy“, 2. Mai 2024, https://world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/financing-nuclear-energy. (42) RAB-Modelle werden in der Literatur ausführlich beschrieben. Siehe z. B. Meshkat, Mustafa. „Building and Upgrading of Nuclear Power Plant Projects: Evaluation of Engineering, Procurement, Construction (EPC) and Regulated Asset Base (RAB) Models“, Comparative Law Review, 14.2 (2023): S. 1001-1022. Thomas, Steve, & al. „The proposed RAB financing method“, Nuclear Consult (2019). (43) Belgien macht geltend, dass Geschäftsbanken nicht bereit und Investoren oft zögerlich seien, sich trotz Risikoteilungsvereinbarungen mit dem Staat im Bereich der Kernenergie zu engagieren, d. h. das mit hohen Investitionen im Kernenergiesektor verbundene Risiko angesichts unsicherer politischer Rahmenbedingungen und Vorschriften sowie technologischer Risiken zu tragen. (44) Die in Anhang 1 der JDA++ beschriebenen Entwicklungsmaßnahmen betreffen technische Studien, die sich hauptsächlich auf die Konzeption und Alterung der Anlagen, Konstruktionsverbesserungen, die Kompetenzen des Managements, Test- und Inspektionsprogramme, Umweltverträglichkeitsprüfungen (einschließlich der Vorbereitung der erforderlichen Lizenzen und Genehmigungen) und regelmäßige Sicherheitsüberprüfungen der LTO-Anlagen beziehen. (45) Dies entspricht 89,807 % (d. h. dem Anteil des Eigentums an den LTO-Anlagen) der Gesamtkosten, und Luminus trägt die restlichen 10,193 %. (46) BEPS steht für Gewinnverkürzung (Verringerung des steuerpflichtigen Einkommens (oder der Steuerbemessungsgrundlage) in einem Land) und Gewinnverlagerung (Verlagerung von Gewinnen in Länder, in denen die Steuern deutlich niedriger sind oder gar nicht existieren). Die BEPS-Grundsätze der OECD beziehen sich auf eine Reihe internationaler Leitlinien zur Bekämpfung der Steuervermeidung durch multinationale Unternehmen. Sie stellen sicher, dass Unternehmen Steuern zahlen, wo sie tatsächlich Gewinne erzielen und ihre tatsächliche Geschäftstätigkeit ausüben, anstatt Gewinne in Niedrigsteuerländer zu verlagern. (47) Ohne MwSt Die Angaben im unterzeichneten Finanzmodells verstehen sich ohne Mehrwertsteuer. (48) In einigen Fällen beziehen sich die regulatorischen Entscheidungen des betreffenden Unternehmens/Projekts auf die Zielrendite (z. B. zur Bestimmung des CfD-Ausübungspreises) oder die WACC (z. B. wie im RAB-Modell zur Bestimmung der zulässigen Einnahmen berücksichtigt). Für jedes untersuchte Unternehmen/Projekt werden entweder die im jeweiligen Rechtsrahmen berücksichtigte Rendite oder die WACC angegeben. Das in Klammern gesetzte Jahr bezieht sich auf das Jahr, in dem die Bewertung/Entscheidung über die Zielrendite/WACC erfolgt ist. (49) Zur besseren Vergleichbarkeit der Ergebnisse konzentrieren wir uns auf den Aufschlag gegenüber dem risikofreien Zinssatz, d. h. die Differenz zwischen der geschätzten nachsteuerlichen Zielrendite/WACC und dem aktuellen risikofreien Zinssatz (Aufschlag gegenüber dem risikofreien Zinssatz zum Zeitpunkt der Bewertung/der Entscheidung der Aufsichtsbehörde in Bezug auf den betreffenden Vermögenswert/das betreffende Unternehmen). (50) Die WACC nach Steuern wurden auf der Grundlage der technologiespezifischen realen WACC vor Steuern (von CREG und Elia empfohlen, vom Energieminister festgelegt) berechnet, die zur Bestimmung der Auktionsparameter des KM herangezogen wurden. (*2) Compass Lexecon weist darauf hin, dass das Unternehmen das genaue Risikoprofil nicht auf der Grundlage des Rechtsrahmens für die Versorgungsunternehmen in den USA und Kanada einschätzen kann, da ihm keine detaillierten Informationen vorliegen. (51) Das CAPM-Modell ist in der wissenschaftlichen Literatur und in der Praxis als zuverlässiger Ansatz zur Schätzung der Eigenkapitalkosten weithin anerkannt und akzeptiert. (*3) Die Spanne entspricht der historischen Entwicklung von Anfang bis Ende 2023. (52) Im Gegensatz zum „gehebelten Beta“, auch einfach als „Beta“ bezeichnet, bei dem die Volatilität der Renditen der Fremd- und Eigenkapitalanteile eines Unternehmens mit denen des Gesamtmarktes verglichen wird (ein Unternehmen mit einem Beta von 1,4 weist beispielsweise eine Renditevolatilität auf, die 140 % der Volatilität des Vergleichsmarktes beträgt), misst das „ungehebelte Beta“, auch als „Asset Beta“ bezeichnet, das Marktrisiko des Unternehmens ohne den Einfluss von Fremdkapital, um das Risiko, das ausschließlich auf die Vermögenswerte des Unternehmens zurückzuführen ist, zu isolieren. Die ungehebelten Eigenkapitalkosten werden in der Regel zur Bewertung von Projekten oder Investitionen verwendet, die ausschließlich mit Eigenkapital finanziert werden. Daher gibt ein Vergleich der WACC mit den ungehebelten Kapitalkosten Aufschluss über die Auswirkungen der Verschuldung auf die Kapitalkosten eines Unternehmens. (53) OLO steht für „Obligation Linéaire/Lineaire Obligatie“. (54) Es ist nicht immer möglich, alle möglichen Marktrisiken innerhalb eines Parameters anzugeben, insbesondere bei privaten Investitionen, deren Beta nur anhand einer Peer-Gruppe von Vermögenswerten mit begrenzter Vergleichbarkeit geschätzt werden kann. (55) Nach Angaben Belgiens werden die Risiken für die folgenden Aspekte durch die aus der CAPM-basierten Analyse des vorgelegten Vergleichssatzes geschätzten Renditen nicht aufgewogen: i) privater Charakter der Investition in das Gemeinschaftsunternehmen; ii) spezifische Risiken der Stromerzeugung aus Kernenergie und iii) das durch die Vergütungsvereinbarung festgelegte Risikoprofil. (56) Siehe z. B. CEER, 2017: S. 115-119: „The premia on cost of capital for power networks ranged between 0,6%–3,5% depending on the age of the investment (i.e. new investment) and quality of supply“. Adequacy and Flexibility Study for Belgium 2024–2034 von Elia, S. 382: In der Studie zur Angemessenheit und Flexibilität für Belgien wurde das Anlegerverhalten mit einem risikoaversen Ansatz modelliert, indem zu den WACC ein Mindestaufschlag von 3,0 % bis 8,0 % hinzugerechnet wurde, um zusätzliche Risiken auszugleichen. Insbesondere für Kernkraftprojekte veranschlagte Oxera einen zusätzlichen Aufschlag von 2,0 bis 4,0 %, von dem die Hälfte auf die Eigenkapitalkosten für alle Stromerzeuger „angesichts liberalisierter Strommärkte“ und die andere Hälfte auf „Technologie- und Baurisiken“ zurückzuführen sein könnte (Oxera, 2005:4). Das Unternehmen Engie verlangt einen durchschnittlichen realisierten ungehebelten IRR von [0-5] % über seinen WACC. Fortum verlangt je nach Technologie einen Aufschlag von [0-5]-[0-5] %. Der von Iberdrola angestrebte Spread zu den WACC ist auf [0-5] % festgelegt. (57) Die Marktfähigkeit oder Liquidität eines Vermögenswertes bezeichnet den Grad, zu dem er ohne hohe Transaktionskosten oder Preisnachlässe schnell in Bargeld umgewandelt werden kann. Nach Ansicht Belgiens ist Illiquidität für Investoren von Bedeutung, da sie von weniger liquiden Vermögenswerten höhere Renditen verlangen als von ansonsten ähnlichen, liquideren Vermögenswerten. Mit anderen Worten: Höhere Renditen sind erforderlich, um die Opportunitätskosten für den Verzicht auf eine Investition in einen handelbaren Vermögenswert und das Risiko eines Verlusts aus der illiquiden Anlage zu kompensieren. (58) Wissenschaftliche Studien belegen, dass Anleger für das Ausmaß der Illiquidität einer Anlage eine entsprechende Rendite erwarten. Der belgische Staat legte umfangreiche wissenschaftliche Referenzen zu diesem Thema vor, darunter Nair und Radcliffe (1998), Damodaran (2005), Ibbotson (2013), Pemberton (2017), Torchio und Surata (2014), Ilmanen, Chandra und McQuinn (2020), BNP Paribas (2023). (59) Die belgischen Regulierungsbehörden haben bei der Festlegung der Rendite für regulierte Gasvermögenswerte einen Illiquiditätsaufschlag hinzugerechnet. In jüngerer Zeit hat die CREG aufgrund der Illiquidität und der Nichtnotierung des LNG-Anlagenbetreibers für den Regulierungszeitraum 2020-2023 einen Faktor von 1,2 auf den risikofreien Zinssatz und den Risikoaufschlag angewandt. (60) Zahlen vom 3. und 4. Quartal 2022, je nach Anbieter. (61) Preise außerhalb des Korridors unterliegen derselben Anpassung wie die nächstgelegene äußere Grenze des Korridors. Diese Anpassung entspricht einem angestrebten IRR, wobei die Obergrenze des Korridors bei 8 % und die Untergrenze bei 6 % liegt. (62) Compass Lexecon, Memo vom 28. Mai 2024, „Analysis of the market reference price and balancing cost allocation, and comment on CREG’s advice’. (63) BE-NUC legt diesbezüglich einen jährlichen Abgleichsbericht vor. Wenn der in diesem Bericht angegebene Betrag unter den Gesamtbeträgen der Mindestbetriebskosten liegt, zahlt der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung an BE-NUC einen Betrag in Höhe des absoluten Werts der entsprechenden Unterdeckung. Eine entsprechende Zahlung wird an Luminus geleistet. (64) Ein „schwerwiegender ungeplanter Ausfall“ ist definiert als jedes ungeplante Ereignis, das zu einer Ausfallzeit der Anlage von mehr als 30 % pro Jahr führt, was 3,6 Monaten entspricht. (65) Ausführliche Informationen über die umfassende periodische Sicherheitsüberprüfung, die alle zehn Jahre durchgeführt wird, sind auf der Website der FANK abrufbar: https://afcn.be/fr/dossiers/centrales-nucleaires-en-belgique/surete/revisions-decennales. (66) IAEA Safety Standards, Periodic Safety Review for Nuclear Power Plants, STI/PUB/1588. (67) Belgien legte einen detaillierten Überblick über die Kündigungsrechte gemäß der Vergütungsvereinbarung vor und erklärte, dass die Vergütungsvereinbarung neben den Kündigungsrechten auch ein „Protokoll für eine einzelne LTO-Anlage“ enthalte, das in vielerlei Hinsicht die Kündigungsregelung widerspiegele, jedoch ausschließlich für den Wegfall einer einzelnen LTO-Anlage aus dem Geltungsbereich der Vergütungsvereinbarung vor dem Datum der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs gelte. (68) So wurde beispielsweise Crystal River 3 im Jahr 2013, dreieinhalb Jahre nach der Feststellung eines schwerwiegenden Problems, endgültig geschlossen. Ebenso wurden San Onofre 2 und 3 im Jahr 2013, eineinhalb Jahre nach der Feststellung eines schwerwiegenden Problems, geschlossen. (69) Dies wäre nur dann der Fall, wenn über mehrere Jahre hinweg erhebliche Ausfälle auftreten würden, z. B. wenn die Verfügbarkeit in jedem Jahr von 2029 bis 2035 unter 60 % liegen würde. (70) Luminus ist Eigentümer seines Anteils (10,193 %) an dem von den LTO-Anlagen erzeugten Strom. Luminus verwaltet den Verkauf des Stroms unabhängig und unterliegt nicht der EMSA, deren Zweck darin besteht, den Anteil von BE-NUC an der Produktion der LTO-Anlagen zu verkaufen. (71) Loi relative aux marches publics. Abrufbar unter: https://etaamb.openjustice.be/fr/loi-du-17-juin-2016_n2016021053.html. Das Gesetz vom 17. Juni 2016 für öffentliche Aufträge setzt die Richtlinie 2014/25/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Februar 2014 über die Vergabe von Aufträgen durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/17/EG um. (72) Im Einklang mit Artikel 120 des belgischen Gesetzes vom 17. Juni 2016 über die öffentlichen Aufträge. (73) Bulletin der Aanbestedingen / Bulletin des Adjudications. (74) Supplement zum Amtsblatt der Europäischen Union. (75) Zu diesen Themen gehören unter anderem das Risikoprofil, Garantien in Bezug auf die Gegenpartei und das Gegenparteirisiko, der Preismechanismus, Zahlungsbedingungen, Rechnungsstellungshäufigkeit und Verzugszinsen, die BIS, interne Portfolioreserven, die Aufteilung der Ausschreibung in zwei Lose (eines pro Kraftwerksanlage), die Kredit- und damit verbundene Garantiestruktur sowie das Pooling des Bilanzkreisverantwortlichen. (76) Der belgische Staat hat aktiv die einschlägigen Marktteilnehmer ermittelt, die er kontaktieren und zur Teilnahme an dem Auskunftsersuchen sowie an der anschließenden Ausschreibung ermutigen möchte. (77) Das Kriterium einer Gesamtleistung von 1 000 MW stellt sicher, dass die qualifizierten/ausgewählten Teilnehmer finanziell in der Lage sind, die zugewiesenen Aufträge im Umfang von 1 000 bis 2 000 MW zu erfüllen. (78) Der Umgang mit wichtigen, einzelnen Fehlerquellen im Markt erfordert eine spezifische operative Struktur mit entsprechend geschultem Personal. Bei einem Standardansatz für kleinere, dezentralisierte Anlagen wird ein Dispatcher bei Auftreten eines Problems lediglich angewiesen, die fehlende Menge so schnell wie möglich auf dem Intraday-Markt zu beschaffen. Ein solcher Ansatz ist jedoch für größere Anlagen nicht geeignet. (79) Mit diesem Kriterium wird sichergestellt, dass die Gegenpartei in der Lage ist, Geschäfte für einen Dritten durchzuführen, und über einen soliden vertraglichen Rahmen verfügt. (80) Das Kriterium wird eingeführt, um eine relativ starke Kapazität des EMSA-Partners für die Zahlung seiner finanziellen Verpflichtungen zu gewährleisten. (81) Die Mitgliedschaft in einem Nemo (Epexspot und Nord Pool in Belgien), d. h. einer mit dem Betrieb der integrierten Day-Ahead- und Intraday-Strommärkte beauftragten Organisation, gewährleistet den Zugang zu den Strommärkten. Dieses Kriterium gewährleistet, dass der Bewerber rechtzeitig Zugang zu den Handelsmärkten erhält und über ausreichende und aktuelle Erfahrungen hinsichtlich der Funktionsweise des europäischen Marktes verfügt. (82) Energiemanager nutzen Systeme zur Erfassung von Geschäften und zur Positionsverwaltung, um Arbeitsabläufe zu optimieren, darunter Prognosen, Optimierungen, Auktionsgebote, Echtzeit-Disposition und Transaktionsabwicklung. Diese Systeme protokollieren insbesondere alle Transaktionen zwischen BE-NUC und dem EMSA-Partner sowie marktbezogene Verkäufe und Handelsgeschäfte mit dem ÜNB. Die aufgezeichneten Daten werden über ein Abwicklungsmodul verarbeitet, das Transaktionsvolumina unter Verwendung vordefinierter vertraglicher Formeln in finanzielle Abrechnungen umwandelt. Die vom System generierten Erklärungen werden elektronisch an BE-NUC zur Überprüfung übermittelt. BE-NUC kann dies überprüfen und gegebenenfalls Anpassungen verlangen. (83) Konkret beträgt der Beta-Wert 100 % bei der „Basislasterzeugung“, 20 % in Situationen der „wirtschaftsbedingten Modulation“, d. h. bis zu 30 Mal pro Jahr, und 8 % bei ungeplanten Abschaltungen, d. h. bei außergewöhnlichen Ereignissen mit erheblichen Auswirkungen, die in der Regel weniger als einmal pro Jahr und pro Anlage stattfinden. (84) Dies hängt mit den technischen Zwängen im Zusammenhang mit Modulationen zusammen (siehe Erwägungsgrund 13). (85) Die EMSA kann von BE-NUC nach Ablauf von 3,5 Jahren (42 Monaten) ab dem Wiederinbetriebnahmezeitpunkt des ersten Kernkraftwerks einseitig gekündigt werden. BE-NUC kann nach einer neuen Ausschreibung zu anderen Bedingungen eine neue Vereinbarung schließen. (86) Die Bewertung der Alpha- und Beta-Parameter wird auf folgender Grundlage vorgenommen: i) einer Bewertung d