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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enkapital-Betas (βE) erfasst. Aufgrund der Volatilität der Parameter wurden die Eingaben für das CAPM in Spannen berechnet. (81) In Bezug auf die Berechnung des gehebelten Eigenkapital-Betas argumentiert Belgien, dass das Gemeinschaftsunternehmen ein neues, privat geführtes Unternehmen sei, das zwei bestehende Kernkraftwerke mit einer erwarteten Laufzeit von zehn Jahren hält, sodass sein Beta nicht anhand von Markt- oder historischen Daten berechnet werden könne und daher anhand einer Gruppe vergleichbarer börsennotierter Unternehmen geschätzt werden müsse. Da es jedoch keine vergleichbaren Versorgungsunternehmen gibt, die zu 100 % im Bereich der Kernenergie tätig sind, hat Belgien eine Stichprobe von fünf börsennotierten europäischen Versorgungsunternehmen mit dem höchsten Anteil an Kernenergietätigkeiten, d. h. mit vergleichbaren Projekten, bei denen 15 % bis 65 % der Energieerzeugung aus Kernkraftwerken stammt, innerhalb eines diversifizierten Portfolios herangezogen (siehe Tabelle 5). Tabelle 5 Asset Beta vergleichbarer Versorgungsunternehmen mit unterschiedlichem Engagement im Kernkraftbereich Unternehmen Prozentualer Anteil der Kernenergie 2022/23 Asset Beta (ungehebelt) ČEZ Group [60 -70 ] % [0,40 -1,00 ] Fortum Oyj [50 -60 ] % [0,40 –1,00 ] UPM-Kymmene Oyj [40 -50 ] % [0,40 –1,00 ] Endesa, S.A. [40 -50 ] % [0,40 –1,00 ] Iberdrola, S.A. [10 -20 ] % [0,40 –1,00 ] Einfacher Durchschnitt - [0,40 –1,00 ] Median - [0,40 –1,00 ] Quelle: Assessment of Aid Proportionality: Updated analysis of risk allocation and return on investment , Compass Lexecon, 29. November 2024 (82) Belgien erklärte, dass es sich bei jedem der Versorgungsunternehmen um ein diversifiziertes, börsennotiertes Versorgungsunternehmen handele, das in erheblichem Umfang in RAB-regulierte Netzanlagen und/oder geförderte Anlagen für erneuerbare Energien eingebunden sei, im Gegensatz zum Gemeinschaftsunternehmen, bei dem es sich um ein privates Unternehmen handele, das zu 100 % im Bereich der Kernenergie tätig sei und der Vergütungsvereinbarung unterliege. Daher würden die auf der Grundlage dieser vergleichbaren Unternehmen geschätzten systemischen Risiken wahrscheinlich unter dem tatsächlichen systemischen Risiko von BE-NUC liegen. (83) Belgien hat die Parameter aus Tabelle 6 in die WACC-Formel eingesetzt und auf der Grundlage dieser und weiterer, im Laufe des Jahres 2023 beobachteter Inputs einen theoretischen WACC-Wert ermittelt, der zwischen 6,2 % und 7,4 % liegt, einschließlich eines Aufschlags von 3,1 % bis 4,3 % gegenüber dem risikofreien Zinssatz. Tabelle 6 Schätzung der WACC von BE-NUC und zugrunde liegende Schlüsselparameter Parameter Annahme/Ansatz Schätzung (*3) Risikofreier Zinssatz Renditespanne für 10-jährige belgische Staatsanleihen (OLOs) im Jahr 2023 2,5 %-3,6 % Risikoprämie auf dem Kapitalmarkt Expertenschätzungen für reife Märkte 4,6 %-6,0 % Beta-Faktor (ungehebelt) Median und Durchschnitt der Vergleichswerte [0,40 -1,00 ]-[0,40 -1,00 ] Angestrebte Hebelwirkung Median und Durchschnitt der Vergleichswerte 53,0 %-54,4 % Beta-Faktor (gehebelt) Hamada-Formel mit angestrebter Hebelwirkung [0,40 -1,00 ]-[1,00 -1,60 ] Eigenkapitalkosten (gehebelt) CAPM 7,4 %-9,3 % Fremdkapitalkosten vor Steuern Risikofreier Zinssatz + Risikoaufschlag für Unternehmen des Energiesektors 5,3 %-5,5 % Fremdkapitalanteil am Gesamtkapital Abgeleitet aus der angestrebten Hebelwirkung 34,6 %-35,2 % Steuersatz Körperschaftsteuersatz Belgiens 25 % WACC vor Steuern Verwendung der gehebelten Eigenkapitalkosten und der Fremdkapitalkosten vor Steuern 6,7 %-7,9 % WACC nach Steuern Verwendung der gehebelten Eigenkapitalkosten und der Fremdkapitalkosten nach Steuern 6,2 %-7,4 % Quelle: Assessment of Aid Proportionality: Updated analysis of risk allocation and return on investment, Compass Lexecon, 29. November 2024 3.3.1.3.1.2.2. Schätzung der Eigenkapitalkosten des LTO-Projekts (84) Die zweite Methode basiert auf den Eigenkapitalkosten. Dabei wird die erforderliche Projektrendite für die Gesellschafter unter der Annahme gemessen, dass keine Fremdfinanzierung erfolgt, so wie es beim LTO-Projekt der Fall ist. Zwar wird das CAPM auch beim Ansatz der Eigenkapitalkosten verwendet, allerdings basiert dieser auf den ungehebelten Eigenkapitalkosten (d. h. ohne Verschuldungsgrad) (52). Die ungehebelten Eigenkapitalkosten werden wie folgt berechnet: Eigenkapitalkosten (ungehebelt) = Risikofreier Zinssatz + × Eigenkapitalrisikoprämie βA : ungehebeltes Beta oder „Asset Beta“ (85) Zur Schätzung der einzelnen Parameter der Gleichung der Eigenkapitalkosten (siehe Tabelle 7) wurde folgender Ansatz verwendet: a) Der risikofreie Zinssatz entspricht ungefähr den Renditen der 10-jährigen belgischen Staatsanleihen (OLOs) (53), die im Laufe des Jahres 2023 zwischen 2,5 % und 3,6 % schwankten. Für die Schätzung der Aktien-(markt-)Risikoprämie wurden verschiedene externe Quellen herangezogen, woraus sich eine Spanne von 4,6 % bis 6 % ergab: — Damodaran-Schätzungen: 5,9 % ab Januar 2023 und 4,6 % ab Januar 2024. — Die Schätzungen von Kroll liegen im Jahr 2023 zwischen 5,5 % und 6 %. b) Die Schätzung des (ungehebelten) Asset Betas basierte auf denselben Annahmen wie die oben aufgeführte WACC-Berechnung. Sie führte zu einem Median und einem Durchschnittswert von [0,40-1,00] und [0,40-1,00] für fünf börsennotierte Versorgungsunternehmen mit einem gewissen Engagement im Bereich der Kernenergie (siehe Tabelle 5). (86) Wenn die oben genannten Schätzungen in die Gleichung der Eigenkapitalkosten aufgenommen werden, ergibt sich für die ungehebelten Eigenkapitalkosten eine Schätzung zwischen 6,2 % und 7,5 % (siehe Tabelle 7), einschließlich eines Aufschlags von 3,1 % bis 4,3 % gegenüber dem risikofreien Zinssatz. Dies deckt sich mit den WACC-Ergebnissen. Tabelle 7 Ungehebelte Eigenkapitalkostenschätzungen von BE-NUC und zugrunde liegende Parameter (vollständige Spanne) Parameter Annahme/Ansatz Schätzung Risikofreier Zinssatz Renditespanne 2023 für 10-jährige OLOs 2,5 %-3,6 % Risikoprämie auf dem Kapitalmarkt Expertenschätzungen für reife Märkte 4,6 %-6,0 % Beta-Faktor (ungehebelt) Median und Durchschnitt der Vergleichswerte [0,40 -1,00 ]-[0,40 -1,00 ] Eigenkapitalkosten (ungehebelt) CAPM 6,2 %-7,5 % Quelle: Assessment of Aid Proportionality: Updated analysis of risk allocation and return on investment, Compass Lexecon, 29. November 2024 (87) Unter Berücksichtigung der oben geschätzten Parameter (für mögliche Spannen im gesamten Jahr 2023) skizziert Belgien drei plausible Szenarien für die ungehebelten Eigenkapitalkosten zum Zeitpunkt der Vereinbarung zwischen den Parteien im Jahr 2023, die einer Spanne von 6,8 % bis 7,3 % entsprechen (siehe Tabelle 8). Tabelle 8 Drei Szenarien für die ungehebelten Eigenkapitalkosten von BE-NUC (geringere Spanne) Untere Grenze Basisszenario Obere Grenze Risikofreier Zinssatz (Durchschnitt 2023) 3,11 % Eigenkapitalrisikoprämie (Durchschnitt 2023) 5,27 % (Durchschnitt von Damodaran im Jahr 2023) 5,51 % (Durchschnitt von Damodaran und Kroll) 5,75 % (Durchschnitt von Kroll im Jahr 2023) Ungehebeltes Beta (vergleichbarer Durchschnitt) [0,40 –1,00 ] (einfacher Durchschnitt, ohne Iberdrola) [0,40 –1,00 ] (Median von 5 Unternehmen) [0,40 –1,00 ] (einfacher Durchschnitt von Fortum und CEZ) Verschuldungsgrad 0 % Eigenkapitalkosten (ungehebelt) 6,8 % 7,1 % 7,3 % Quelle: SA.106107 Supplementary note Additional explanations on the range of cost of capital estimates, Compass Lexecon am 5. Dezember 2024 3.3.1.3.1.2.3. Begrenzte Aussagekraft der auf dem CAPM basierenden Schätzungen der Kapitalkosten von BE-NUC (88) Belgien räumt ein, dass der CAPM-Ansatz zur Schätzung der Kapitalkosten von BE-NUC angesichts des Mangels an direkt vergleichbaren börsennotierten Unternehmen und der Besonderheiten des Risikoprofils und des Finanzierungsansatzes des Projekts nur bedingt geeignet ist (54). Belgien weist insbesondere auf die Besonderheit des Nuklearsektors und die begrenzte Vergleichbarkeit mit anderen Gruppen von Vermögenswerten hin. (89) Darüber hinaus erörtert Belgien verschiedene Aufschläge, die Investoren in der Praxis üblicherweise für Investitionen in vergleichbare langfristige Investitionsprojekte über die anhand des CAPM-Ansatzes ermittelte WACC-Schätzung hinaus verlangen. Belgien führt eine mögliche Rechtfertigung für die Notwendigkeit an, diesen Aufschlag auf die WACC-Schätzung im Zusammenhang mit dem Risiko der Kapitalbindung für langfristige Investitionsprojekte zu berücksichtigen, die nicht diversifiziert werden können und nach dem CAPM nicht vergütet werden (55). Ein weiteres Argument, das für die Berücksichtigung eines Aufschlags angeführt wird, betrifft den Mangel an Kapital zur Erreichung der energiepolitischen Ziele in Europa, da zwischen den verfügbaren Projekten ein erheblicher Wettbewerb um Investitionen besteht. Dies wiederum erhöht die zur Kapitalbeschaffung erforderliche Rendite. Belgien argumentiert, dass es bei Versorgungsunternehmen gängige Praxis sei, einen Aufschlag in Höhe von 1,5 % bis 4 % zu erheben, und führt einige Beispiele zur Untermauerung dieser Behauptung an (56). Schließlich macht Belgien noch geltend, dass eine weitere Rechtfertigung für die Berücksichtigung eines Finanzierungsaufschlags auf die WACC-Schätzung in der Illiquiditätsprämie (57) aufgrund der Art dieser Investition liege, die sowohl durch wissenschaftliche Studien (die eine relevante Spanne von 0,7 % bis 7,3 % angeben) (58) als auch durch Branchenfachleute bestätigt werde (59). Diese Aufschläge könnten zu den Schätzungen der WACC oder Eigenkapitalkosten hinzugerechnet werden, die wie in den vorangegangenen Abschnitten erläutert anhand des CAPM-Ansatzes ermittelt wurden, und würden die Argumentation Belgiens stützen, dass der angestrebte IRR angesichts des mit dem Projekt verbundenen Risikos eine konservative Rendite darstellt. 3.3.1.3.1.3. Erwarteter MPRA-bereinigter IRR auf der Grundlage aktueller Marktpreiserwartungen (90) Belgien erklärt, dass die Marktpreisrisikoanpassung (MPRA) zur Folge habe, dass der angestrebte IRR nach der MPRA-Anpassung dynamisch zwischen 6 % und 8 % variiere. Belgien argumentiert, dass selbst wenn der angestrebte IRR vor der MPRA-Anpassung auf 7 % festgelegt wäre, unter den derzeitigen Marktbedingungen (mit niedrigeren erwarteten Marktpreisen als zum Zeitpunkt des unterzeichneten Finanzmodells) ein niedrigerer IRR zu erwarten sei als zum Zeitpunkt der Aushandlung der Vergütungsvereinbarung geschätzt. (91) Um dies zu veranschaulichen, legte Belgien eine Analyse der Entwicklung der Markterwartungen für den Zeitraum 2025-2035 seit der Aushandlung der Vergütungsvereinbarung auf der Grundlage verschiedener Quellen sowie der Auswirkungen dieser revidierten Prognosen auf den erwarteten IRR des LTO-Projekts (unter Anwendung der MPRA) vor. (92) Abbildung 1 stellt die anfänglichen Preiskurven zum Ende des Jahres 2023 dar (d. h. zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der Vereinbarungen). In den verschiedenen Preisprognosen beginnen die Marktpreise — im mit durchgezogenen Linien dargestellten zentralen Szenario — bei einem Wert von 120 EUR pro MWh im Jahr 2025 und sinken bis zum Jahr 2033 auf einen Durchschnittswert von 87 EUR pro MWh. Abbildung 1 Anfängliche Grundlastpreiskurven im unterzeichneten Finanzmodell (EUR/MWh) (Werte von 2022) Quelle: Assessment of Aid Proportionality: Supplementary Note — Updated market price projections and IRR impact through the MPRA , Compass Lexecon, 11. Dezember 2024 Hinweis: Aus Datenschutzgründen können die Namen der einzelnen Dienstleister nicht genannt werden. Durchgezogene Linien stellen die Preisprognosen verschiedener Anbieter im zentralen Szenario dar, gepunktete Linien entsprechen dem Aufwärtsszenario. Der graue Bereich [aus Datenschutzgründen entfernt] stellt den Preiskorridor für MPRA-Anpassungen des Ausübungspreises dar, d. h. die Marktpreisspanne, innerhalb derer der Ausübungspreis angepasst wird, wie ursprünglich in der Vergütungsvereinbarung vorgesehen, ohne Berücksichtigung der in Abschnitt 3.3.1.3.2. genannten Aktualisierung. Oberhalb (unter) dieser Spanne wird der Ausübungspreis an die obere (untere) Grenze angepasst. (93) Aus Abbildung 2 geht hervor, dass die aktuellen Strompreisprognosen des zentralen Szenarios (60), dargestellt durch durchgezogenen Linien, im Vergleich zu denen zum Zeitpunkt des unterzeichneten Finanzmodells gesunken sind. […] Die Preisprognose im zentralen Szenario für das vierte Quartal 2022, die unter anderem als Referenzkurve im unterzeichneten Finanzmodell verwendet wird, ist beispielsweise in diesem Diagramm als rote gepunktete Linie dargestellt. Während Ende 2022 die Preise für 2025 noch mit 120 Euro pro MWh prognostiziert wurden, werden sie derzeit für 2025 mit 85 Euro pro MWh oder sogar noch niedriger eingeschätzt. Die Marktentwicklungen seit 2022 haben zu einer Senkung der prognostizierten Großhandelsstrompreise für das nächste Jahrzehnt geführt, insbesondere aufgrund sinkender Rohstoffpreisprognosen (Gas und CO2) und anderer Faktoren. Abbildung 2 zeigt auch, dass die aktuellen Prognosen des zentralen Szenarios zwischen 2025 und 2035 relativ stabile Preise zwischen 69 EUR pro MWh und 86 EUR pro MWh vorhersagen. Abbildung 2 Grundlastpreiskurven im Herbst 2024 aktualisiert (EUR/MWh) (Werte von 2022) Quelle: Assessment of Aid Proportionality: Supplementary Note — Updated market price projections and IRR impact through the MPRA, Compass Lexecon, 11. Dezember 2024 Hinweis: Die durchgezogenen Linien stellen die Preisprognosen im zentralen Szenario für Herbst 2024 dar. Zum Vergleich: Die gepunktete Linie entspricht der Preisprognose von […] für das vierte Quartal 2022, die im unterzeichneten Finanzmodell verwendet wurde. Der graue Bereich [aus Datenschutzgründen entfernt] stellt den Preiskorridor für MPRA-Anpassungen des Ausübungspreises dar, d. h. die Marktpreisspanne, innerhalb derer der Ausübungspreis angepasst wird, wie ursprünglich in der Vergütungsvereinbarung vorgesehen, ohne Berücksichtigung der in Abschnitt 3.3.1.3.2. genannten Aktualisierung. Oberhalb (unter) dieser Spanne wird der Ausübungspreis an die obere (untere) Grenze angepasst. (94) Belgien kommt auf der Grundlage der vorstehenden Zahlen zu dem Schluss, dass die Marktpreiserwartungen gesunken sind. (95) Belgien macht geltend, dass der in den obigen Abbildungen dargestellte graue Bereich den Preiskorridor (wie ursprünglich in der Vergütungsvereinbarung vorgesehen) für MPRA-Anpassungen des angestrebten IRR darstelle, d. h. die Marktpreisspanne, innerhalb derer der angestrebte IRR angepasst wird (61). Die niedrigeren Marktpreiserwartungen ließen daher einen Rückgang des erwarteten MPRA-bereinigten IRR erkennen. Gemäß den ursprünglich in der Vereinbarung vorgesehenen MPRA-Parametern wird der erwartete IRR des LTO-Projekts im dritten Quartal 2024 voraussichtlich bei 6,7 % liegen (sofern alle Annahmen des unterzeichneten Finanzmodells erfüllt sind). Mit den aktualisierten MPRA-Parametern (siehe Abschnitt 3.3.1.3.2.), die die Einnahmen und den IRR von BE-NUC stärker von den Marktpreisbedingungen abhängig machen, würde sich der erwartete IRR unter Berücksichtigung derselben Preisprognosen (siehe Tabelle 9) auf 6,5 % verringern (sofern alle Annahmen aus dem unterzeichneten Finanzmodell erfüllt sind). Tabelle 9 Erwarteter IRR (mit ursprünglicher und aktualisierter MPRA) im Vergleich zur angestrebten IRR (3. Quartal 2024) Angestrebter IRR vor MPRA-Anpassung Ausblick Durchschnittlicher Marktpreis (EUR/MWh) (Werte von 2022) Vorläufiger Ausübungspreis (EUR/MWh) (Werte von 2022) Erwarteter IRR mit ursprünglichen MPRA-Parametern (± 30 %) Erwarteter IRR mit aktualisierten MPRA-Parametern (± 20 %) 7 % Durchschnitt der Anbieter; zentrales Szenario; 3. Quartal 2024 [70 –80 ] [80 –90 ] 6,7 % 6,5 % Quelle: Assessment of Aid Proportionality: Supplementary Note — Updated market price projections and IRR impact through the MPRA, Compass Lexecon, 11. Dezember 2024 3.3.1.3.2. Zweiseitiger Differenzvertrag (CfD) (96) Der CfD gilt zwischen dem belgischen Staat und BE-NUC sowie zwischen dem belgischen Staat und Luminus, dem anderen Miteigentümer der beiden Kernreaktoren. Dies bedeutet, dass ein vorab festgelegter Zielpreis (der „Ausübungspreis“), der während der gesamten Laufzeit der Vergütungsvereinbarung indexiert wird, vom belgischen Staat für die gesamte gemessene Stromproduktion der LTO-Anlagen garantiert wird. Liegt der Referenz-Marktpreis (Market Reference Price, im Folgenden „MRP“) über dem Ausübungspreis, wird die positive Differenz mit der tatsächlich gemessenen Leistung multipliziert und von BE-NUC und Luminus an den belgischen Staat gezahlt. Ist der MRP niedriger, so zahlt der belgische Staat die negative Differenz multipliziert mit der tatsächlichen gemessenen Leistung an BE-NUC und Luminus. Die Differenzzahlungen werden am ersten Stromliefertermin fällig (dem Tag, an dem die betreffende LTO-Anlage nach ihrem ersten gesetzlichen Endstichtag erstmals Strom in das Hochspannungsnetz einspeist) und werden proportional zum Anteil von BE-NUC und Luminus an der von den LTO-Anlagen erzeugten Strommenge geleistet. (97) Folgende Parameter sind für den CfD maßgeblich: a) Der MRP, der sich auf den Spot-Preis auf dem Day-Ahead-Markt (im Folgenden „DAM“) in der belgischen Gebotszone bezieht. b) Der Ausübungspreis, der von BE-NUC auf der Grundlage eines von der Gegenpartei der Vergütungsvereinbarung zu genehmigenden Finanzmodells festgelegt wird, um die tatsächlichen Betriebs-, Kapital- und Finanzierungskosten von BE-NUC im Zusammenhang mit der LTO-Verlängerung ab dem 21. Juli 2022 widerzuspiegeln (daher als Stromgestehungskosten bzw. „LCOE“ geschätzt). Der Ausübungspreis wird zunächst so bemessen, dass ein durchschnittlicher interner Zinsfuß (IRR) von 7 % (nominal und nach Steuern) erreicht wird (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1). (98) Nach Ansicht Belgiens ist die ursprüngliche Wahl des DAM als MRP im CfD auf der Grundlage einer unabhängigen Analyse von Compass Lexecon (62) im Kontext des LTO-Projekts angemessen, insbesondere in der Phase der LTO-Arbeiten (der Wiederanlaufphase bis zum 31. Dezember 2028). Darüber hinaus argumentiert Belgien, dass die in der Vergütungsvereinbarung vorgesehene Flexibilität während der Vertragslaufzeit je nach Entwicklung des belgischen Marktkontexts und der Marktbedürfnisse alternative MRP-Optionen ermögliche, wobei das Risiko-Ertrags-Verhältnis des ursprünglichen CfD-Modells gewahrt bleibe. Belgien begründet ferner die Verwendung des DAM mit folgenden Elementen: a) Der DAM sei eine geeignete Referenz in Belgien, da er transparent und stabil sowie im Vergleich zu anderen Märkten in Belgien relativ liquide sei. Belgien weist ferner darauf hin, dass der DAM keinen Ermessensspielraum bei der Auswahl der Käufer biete, da der Bestand in einer anonymen Auktion angeboten werde. Darüber hinaus konzentriere die DAM-Auktion Angebot und Nachfrage auf ein bestimmtes Zeitfenster, wodurch die Markttiefe maximiert werde. b) Der gewählte MRP in Kombination mit bestimmten CfD-Regelungen, wie dem MPRA und Modulationsanreizen, schaffe Anreize für einen effizienten Betrieb und eine effiziente Teilnahme am Strommarkt, da die Produktion bei hohen Marktpreisen gefördert und bei niedrigen Preisen so weit wie möglich moduliert werde. c) Die ursprüngliche Wahl des DAM als MRP in Verbindung mit den in der BIS vorgesehenen Marketingvereinbarungen (siehe Abschnitt 3.3.1.5.) ermögliche ein angemessenes Marktrisikomanagement für BE-NUC, da dieser Ansatz differenziert sei und eine Abstimmung des MRP mit den erfassten DAM-Preisen erlaube. In dieser Hinsicht eigne sich der DAM-Preis als MRP in der Anfangsphase der LTO-Arbeiten besonders gut, insbesondere im Vergleich zu langfristigen Produkten. Belgien zufolge verringert der Verkauf auf dem DAM das Marktrisiko für BE-NUC im Vergleich zur Verwendung von Terminkontrakten, da er es ermöglicht, das spezifische Verfügbarkeitsmuster während der Anfangsphase der LTO-Arbeiten besser abzustimmen. Der Einsatz von Terminkontrakten könnte für BE-NUC zusätzliche Marktrisiken mit sich bringen, da in der Anfangsphase der LTO-Arbeiten ein höheres Risiko für ungeplante Ausfälle bestehe (d. h. wenn der im Voraus verkaufte Strom nicht geliefert werden könne und möglicherweise zu einem höheren Marktpreis, z. B. auf dem DAM, zurückgekauft werden müsse). (99) Der Föderale Öffentliche Dienst (FÖD) Wirtschaft hat eine Studie über die Strategie des Marktrisikomanagements von BE-WATT (CfD-Vertragspartei) in Auftrag gegeben. Die laufende Studie zielt darauf ab, vorbereitende Schritte für die Operationalisierung von BE-WATT zu unternehmen, insbesondere hinsichtlich der Aufgabe dieses Unternehmens im Bereich Risikomanagement. Insbesondere gilt Folgendes: a) In der Studie werden die wichtigsten Marktrisiken ermittelt und analysiert, denen BE-WATT im Zusammenhang mit den bevorstehenden CfD für Kernenergie und Offshore-Windenergie ausgesetzt ist, wobei der Schwerpunkt auf Mengen- und Preisrisiken liegt. b) In der Studie werden verschiedene potenzielle Risikomanagementstrategien für BE-WATT (Portfolio von Sicherungsinstrumenten/Absicherungsprodukten, Anteil, Laufzeit, Zeitpunkt der Absicherung, Gestaltungsoptionen) ermittelt und analysiert, wobei insbesondere i) ihre potenzielle Rolle für das Management der Marktrisiken, die sich aus der offenen Position von BE-WATT aufgrund der CfD ergeben, und ii) ihr potenzieller Beitrag zur Marktliquidität und Marktentwicklung berücksichtigt werden. In der Studie werden in erster Linie zwei Arten von Absicherungsprodukten beleuchtet: i) Strombezugsverträge und ii) Termingeschäfte, bei denen es sich hauptsächlich um standardisierte Instrumente handelt, die an organisierten Handelsplätzen gehandelt werden. Diese werden üblicherweise als „Futures“ bezeichnet. In beiden Fällen werden Finanzverträge berücksichtigt. c) Die auf Terminkontrakten basierenden Absicherungsstrategien werden angesichts der erheblichen Mengen (mehrere GW an Kernkraft- und Offshore-Windkapazitäten im Rahmen von CfD) über ein breites Spektrum von Kontraktlaufzeiten hinweg (Wochen, Monate, Jahre) zu einer höheren Liquidität des belgischen Terminmarktes beitragen. Die genauen Auswirkungen auf die Liquidität des Terminmarktes hängen vom Volumen der von BE-WATT für