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 verschiedenen Laufzeiten verkauften Kontrakte ab. (100) Die ursprüngliche Wahl des MRP kann von der belgischen Regierung als Vertragspartnerin der Vergütungsvereinbarung während der Vertragslaufzeit vorbehaltlich der Zustimmung von BE-NUC und Luminus ab dem Ende des ersten Zeitraums der LTO-Arbeiten bis zu dreimal überprüft werden, beispielsweise in Abhängigkeit von der Entwicklung des belgischen Marktumfelds und der Marktbedürfnisse, wobei das Risiko-Rendite-Verhältnis des ursprünglichen CfD-Modells gewahrt bleibt. (101) Der Ausübungspreis wird jährlich auf der Grundlage einer gewichteten Indexierungsberechnung indexiert und kann zu bestimmten Zeitpunkten angepasst werden: a) „Vorläufiger Ausübungspreis“: Im Basisszenario geht Belgien davon aus, dass sich die Kosten für die Modernisierung der LTO-Anlagen auf etwa [2-2,5] Mrd. EUR belaufen, was zusammen mit anderen Kosten im Zusammenhang mit dem LTO-Projekt (z. B. Betriebs- und Wartungskosten während des LTO-Zeitraums) zu einem vorläufigen Ausübungspreis von [80-90] EUR pro MWh führt. b) „Anfänglicher Ausübungspreis“: Der tatsächliche Wert des Ausübungspreises wird von BE-NUC auf Basis eines von dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung genehmigten Finanzmodells im Laufe des Jahres 2025 festgelegt. Dies erfolgt vor dem Datum der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs auf der Grundlage der Kosten für die Verlängerung des Betriebs gemäß den Anforderungen an die nukleare Sicherheit (deren Umfang von der belgischen Atomaufsichtsbehörde festgelegt wird) sowie auf der Grundlage der nicht sicherheitsrelevanten Kosten, die beide anhand von Angeboten von Vertragsunternehmen geschätzt oder von den technischen Teams des Betreibers der kerntechnischen Anlagen ermittelt werden. c) „Revidierter Ausübungspreis“: Der anfängliche Ausübungspreis wird so bald wie möglich nach dem 31. Dezember 2028 („Angleichungsstichtag“) neu berechnet, um den tatsächlichen Zeitpunkt der Wiederaufnahme, LTO-Ausfälle, Betriebs-, Kapital- und Finanzierungskosten bis zu diesem Datum (basierend auf den tatsächlichen Rechnungen) und die revidierten Prognosen dieser Kosten für den verbleibenden Zeitraum der zehnjährigen Verlängerung zu berücksichtigen. Dies erfolgt durch eine schriftliche Vereinbarung zwischen BE-NUC und dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung. d) „Nachverhandlungsereignisse“: Nach dem Angleichungsstichtag ist der Ausübungspreis grundsätzlich verbindlich und wird nicht neu berechnet, es sei denn, bestimmte auslösende Ereignisse, die sogenannten „Nachverhandlungsereignisse“, treten ein. (102) Der Ausübungspreis wird anhand von Informationen aus dem detaillierten Finanzmodell berechnet, das von BE-NUC innerhalb der von Belgien mitgeteilten Parameter erstellt und aktualisiert wird. Das Finanzmodell (und etwaige Aktualisierungen) unterliegt der Genehmigung durch den Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung. Wird eine solche Genehmigung verweigert, können BE-NUC und der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung die Entscheidung über eine solche Frage zum Finanzmodell gemäß einem festgelegten Verfahren zur Einholung eines Gutachtens an einen unabhängigen Sachverständigen weiterleiten. (103) Belgien macht geltend, dass der CfD BE-NUC bis zu einem gewissen Grad gegenüber Marktrisiken und Marktpreisschwankungen absichere. a) Die Zahlungen des Vertragspartners der Vergütungsvereinbarung an BE-NUC erfolgen, wenn der MRP unter dem Ausübungspreis liegt, und BE-NUC ist gegenüber dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung zahlungspflichtig, wenn der MRP über dem Ausübungspreis liegt. b) Das Modell der Vergütungsvereinbarung sieht eine angemessene Zielrendite für das LTO-Projekt vor: Der Ausübungspreis ist so bemessen, dass ein angestrebter IRR innerhalb der Spanne von 6 % bis 8 % erreicht wird, was den Branchenbenchmarks (siehe Tabelle 3) sowie den Schätzungen für die WACC (siehe Tabelle 6) und die Eigenkapitalkosten (siehe Tabelle 7) des LTO-Projekts entspricht. (104) Belgien macht geltend, dass der CfD BE-NUC zwar bis zu einem gewissen Grad gegenüber Marktrisiken und Marktpreisschwankungen absichere, jedoch Mechanismen zur Teilung des Risikos enthalte, die sicherstellen sollten, dass BE-NUC weiterhin einem gewissen Marktrisiko und Anreizen ausgesetzt sei. Insbesondere umfasse die Vergütungsvereinbarung einen Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung (Marktpreisrisikoanpassung) für den Fall, dass die Marktpreise niedriger oder höher als der Ausübungspreis sind. a) Liegt der MRP zwischen dem Ausübungspreis und einer festgelegten Untergrenze, sinkt die angestrebte Rendite (in Form eines niedrigeren Ausübungspreises) von 7 % auf einen Mindest-IRR von 6 %. b) Liegt der MRP zwischen dem Ausübungspreis und einer festgelegten Obergrenze, erhöht sich die angestrebte Rendite (in Form eines höheren Ausübungspreises) auf einen maximalen IRR von 8 %. (105) Ziel der Marktpreisrisikoanpassung (MPRA) ist es, Anreize für BE-NUC zu schaffen, seine Kostenstruktur vor der Festlegung und Überarbeitung des Ausübungspreises (2025/2029) zu optimieren, die Leistung der Reaktoren bei erwarteten hohen Preisen und drohender Stromknappheit zu maximieren und Mitnahmeeffekte zu begrenzen. (106) Die Marktpreisrisikoanpassung wird wie folgt abgeleitet und berechnet: a) Zunächst wird der Ausübungspreis anhand eines angestrebten nominalen internen Zinsfußes (IRR) nach Steuern von 7 %, eines hypothetischen niedrigeren Ausübungspreises mit einem angestrebten IRR von 6 % (untere Schwelle) und eines hypothetischen höheren Ausübungspreises mit einem angestrebten IRR von 8 % (obere Schwelle) berechnet. b) Anschließend wird die Spanne zwischen dem Ausübungspreis und der oberen (unteren) Schwelle in 20 positive (bzw. negative) Werte („MPRA-Werte“) unterteilt. Diese Werte werden verwendet, um den Ausübungspreis zur Begleichung der Differenzzahlung im Rahmen des CfD anzupassen. c) Die Anpassung des Ausübungspreises hängt vom Verhältnis zwischen dem MRP und dem Ausübungspreis ab (MRP-Verhältnis): — Ist das Verhältnis 1,20 oder höher, wird der MPRA-Ausübungspreis auf die obere Schwelle angehoben, indem die 20 positiven MPRA-Werte zum Ausübungspreis addiert werden; — ist das Verhältnis 0,80 oder darunter, so wird er auf den unteren Schwellenwert gesenkt; — zwischen diesen Schwellenwerten wird der MPRA-bereinigte Ausübungspreis innerhalb der berechneten Spanne angepasst. So führt beispielsweise ein Verhältnis von 1,19 zu einer Anpassung um 19 MPRA-Werte nach oben, während ein Verhältnis von 1,10 zu einer Anpassung um 10 MPRA-Werte führt. d) Wenn der MRP höher als der Ausübungspreis ist, führt der MPRA-bereinigte Ausübungspreis daher unter den gleichen Basisannahmen zu einem höheren Projekt-IRR von bis zu 8 %. e) Alternativ führt der MPRA-bereinigte Ausübungspreis, wenn der MRP unter dem Ausübungspreis liegt, zu einem niedrigeren Projekt-IRR von nur noch 6 %. (107) In der ursprünglichen Ausgestaltung der Marktpreisrisikoanpassung („ursprüngliche MPRA“) wurde die Spanne zwischen dem Ausübungspreis und der oberen (unteren) Schwelle in 30 positive (bzw. negative) „MPRA-Werte“ unterteilt. Im Vergleich zur „ursprünglichen MPRA“ wird die „aktualisierte MPRA“ schneller ausgelöst, d. h. der Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung entspricht einem Marktpreiskorridor mit Intervallen von ± 20 % statt ± 30 %. 108) Daher macht Belgien geltend, dass die (aktualisierte) MPRA dem Gemeinschaftsunternehmen BE-NUC starke bzw. noch stärkere Anreize zu folgenden Maßnahmen biete: a) Optimierung der Kostenstruktur vor der Festlegung und Überarbeitung des Ausübungspreises. Der Ausübungspreis wird vor dem Datum der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs (2025) bzw. nach dem Angleichungsstichtag (2028) angepasst. Belgien führt an, dass niedrigere Kosten zu einem niedrigeren Ausübungspreis und einer höheren Wahrscheinlichkeit führten, dass der Marktpreis über dem Ausübungspreis liegen würde, wodurch sich ein höherer IRR ergebe (und der Betrag, den der belgische Staat im Rahmen der Differenzzahlungen potenziell zu zahlen hätte, sinke). b) Durchführung geplanter Wartungsarbeiten während der voraussichtlich günstigsten Preisphasen. c) Begrenzung möglicher Mitnahmeeffekte. Wie von Belgien erläutert, liegt die MPRA innerhalb einer vorab festgelegten Spanne (MRP-Verhältnis zwischen 0,80 und 1,20). Jeder MRP außerhalb dieser Spanne führt nicht zu einer weiteren Anpassung des Ausübungspreises und wird somit vollständig Teil der Differenzzahlung. So können keine Mitnahmeeffekte durch hohe Marktpreise entstehen. (109) Darüber hinaus macht Belgien geltend, dass in dem geänderten CfD-Modell die Entscheidungsbefugnis darüber, wann eine Entscheidung über eine wirtschaftsbedingte Modulation zu treffen ist, auf den EMSA-Partner übertragen werde (siehe Abschnitt 3.3.1.5.). Die EMSA-Vergütung wird nicht nur wie ursprünglich vorgesehen festgesetzt, sondern zusätzlich zu einem festen Anteil variabel gestaltet, wodurch Anreize für eine optimale Nutzung des begrenzten Spielraums von 30 Modulationen pro Brennstoffzyklus geschaffen werden (siehe Erwägungsgrund 13). Im Vergleich zum ursprünglichen CfD-Modell, bei dem Modulationsentscheidungen auf der Grundlage fester Modulationsschwellenwerte getroffen wurden, stützt sich das modifizierte CfD-Modell nicht mehr auf feste Modulationsschwellenwerte, sondern schafft Anreize dafür, dass Modulationen zu Zeitpunkten durchgeführt werden, zu denen sie sich am meisten auszahlen (d. h. wenn für einen ausreichend langen Zeitraum mit stark negativen Preisen zu rechnen ist). Die EMSA-Vergütung ist in Abschnitt 3.3.1.5.2. näher erläutert. (110) Schließlich macht Belgien geltend, dass der CfD aus den in Erwägungsgrund 80 des Eröffnungsbeschlusses genannten Gründen ein geeignetes und angemessenes Instrument zum Abbau der festgestellten Marktversagen und spezifischen Risiken der Kernenergie sei, mit dem die Ziele der Maßnahme erreicht werden könnten, ohne dass effiziente Marktsignale beeinträchtigt würden. Belgien stellt klar, dass alle Einnahmen aus dem CfD in den allgemeinen Staatshaushalt fließen, jedoch rechnerisch getrennt seien. Sie werden in erster Linie zur Finanzierung der Zahlungen des Vertragspartners der Vergütungsvereinbarung im Rahmen des CfD verwendet. Wenn die Einnahmen aus dem CfD die zur Finanzierung der Kosten des CfD erforderlichen Beträge übersteigen würde, könnten sie dann zur Finanzierung der Kosten eines anderen CfD verwendet werden. Belgien verpflichtet sich, alle verbleibenden Einnahmen aus den CfD für die Verteilung an Unternehmen zu verwenden. Belgien verpflichtet sich ferner, die Kommission über den Fall zu unterrichten, dass die Einnahmen aus dem CfD an Unternehmen verteilt würden, und gegebenenfalls eine solche Maßnahme anzumelden. Belgien bestätigt ferner, dass es Vertragsstrafen für den Fall einer ungerechtfertigten einseitigen vorzeitigen Kündigung des CfD in den Vertrag aufgenommen hat. 3.3.1.3.3. MOCP und WCF (111) Wenn die Einnahmen von BE-NUC nicht ausreichen, um die in einem Monat gemäß der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung zu zahlenden Kosten sowie alle anderen Betriebs-, Brennstoff- und Wartungsinvestitionskosten für den Betrieb der LTO-Anlagen zu decken, muss der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung eine Fehlbetragszahlung an BE-NUC leisten, um einen ausreichenden Cashflow zur Deckung dieser Kosten sicherzustellen und damit die langfristige Wirtschaftlichkeit des Gemeinschaftsunternehmens zu gewährleisten (63). (112) Die MOCP besteht aus zwei Komponenten: Mindest-OPEX: i) eine Ausgleichszahlung bei Mindereinnahmen, um ausreichende Cashflows zur Deckung der für den Betrieb der LTO-Anlagen erforderlichen Kosten sicherzustellen und die langfristige wirtschaftliche Tragfähigkeit des Gemeinschaftsunternehmens zu gewährleisten, und ii) eine 50-prozentige Kostenschutzgarantie für das investierte Kapital in Bezug auf die amortisierten Kapitalkosten der LTO-Verlängerung (alle drei Jahre). (113) Belgien argumentiert, dass jedes einzelne Ereignis, das die Verfügbarkeit der LTO-Anlagen für einen längeren Zeitraum während des Jahres verringern würde, und/oder wiederholte Ausfälle über mehrere Jahre hinweg zu erheblichen Verlusten für BE-NUC führen könnten. (114) Belgien hat Electrabel beauftragt, anhand historischer Daten das Risiko schwerwiegender unerwarteter Ereignisse während der gesamten Laufzeit der LTO-Anlagen zu bewerten. Electrabel geht davon aus, dass während der zehnjährigen Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen mit hoher Wahrscheinlichkeit ein schwerwiegender ungeplanter Ausfall (64) eintreten wird. Um dies zu belegen, hat Electrabel für jeden der sieben Kernreaktoren historische Ausfallzeiten über einen Zeitraum von elf Jahren zwischen 2012 und 2022 ermittelt (siehe Tabelle 10). Electrabel erklärt, dass dieser auf historischen Daten basierende Ansatz aus folgenden Gründen nützliche Erkenntnisse liefere: a) Es gibt keine einheitliche Definition/Methodik zur Schätzung oder Berechnung der Wahrscheinlichkeit ungeplanter Ausfälle oder zur Schätzung der Dauer der mit solchen Ereignissen verbundenen Ausfallzeiten. b) Es liegen nur für den Zeitraum 2012-2022 homogene Daten vor. Seit ihrer Inbetriebnahme verzeichneten die belgischen Kernkraftwerke jedoch stets erheblichen Ausfälle/Ausfallzeiten. c) Nach belgischem Recht muss alle zehn Jahre ab dem Zeitpunkt, zu dem das Kernkraftwerk die Genehmigung für den Betrieb mit voller Leistung erhält, eine Sicherheitsbewertung durchgeführt werden. Diese Bewertung wird als „periodische Sicherheitsüberprüfung“ oder „Zehnjahresüberprüfung“ bezeichnet (65). Die jüngsten periodischen Sicherheitsüberprüfungen in Tihange 3 und Doel 4 wurden 2015 im Bezugszeitraum (2012-2022) für die Risikoanalyse durchgeführt. Da der Zeitraum von elf Jahren zwischen 2012 und 2022, in dem für jeden Reaktor eine periodische Sicherheitsüberprüfung durchgeführt wurde, in etwa der Dauer der Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen entspricht, wird dieser Zeitraum als Vergleichszeitraum für geeignet erachtet. Tabelle 10 Unerwartete Ausfälle in den sieben belgischen Kernkraftwerken (2012-2022) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 D1 [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [10 -15 ] % [0 -5 ] % [60 -70 ] % [0 -5 ] % [5 -10 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % D2 [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [10 -15 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % D3 [40 -50 ] % [40 -50 ] % [60 -70 ] % [90 -100 ] % [0 -5 ] % [10 -20 ] % [50 -60 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % D4 [0 -5 ] % [5 -10 ] % [30 -40 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [30 -40 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % T1 [10 -20 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [5 -10 ] % [40 -50 ] % [50 -60 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [40 -50 ] % [0 -5 ] % [30 -40 ] % T2 [20 -30 ] % [40 -50 ] % [60 -70 ] % [90 -100 ] % [0 -5 ] % [5 -10 ] % [10 -20 ] % [60 -70 ] % [0 -5 ] % [10 -20 ] % [0 -5 ] % T3 [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [60 -70 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % [0 -5 ] % Quelle: SA.106107 — Technische Sitzung mit der Europäischen Kommission, Erforderlichkeit, Geeignetheit und Angemessenheit des SDC-Darlehens und der MOCP, 8. Oktober 2024 (115) Die in Tabelle 10 dargestellten Daten zeigen, dass es im Zeitraum 2012-2022 in allen sieben Kernkraftwerken zu schwerwiegenden ungeplanten Ausfällen außerhalb der Kontrolle des Betreibers kerntechnischer Anlagen kam. Diese führten zu einer durchschnittlichen Ausfallrate von 59 % pro Anlage (zusätzlich zu den geplanten Ausfällen), was einer durchschnittlichen Ausfallzeit von 7 Monaten pro Ereignis entspricht. In den sieben belgischen Kernkraftwerken kam es im Zeitraum 2012-2022 zu insgesamt elf Ereignissen mit schwerwiegenden ungeplanten Ausfällen. Die Gründe für unerwartete Ausfälle waren unter anderem Wasserstoffrückstände im Reaktordruckbehälter, Betonschäden (die umfangreiche Reparaturen erforderten), Geräteausfälle, Leckagen und Sabotage. Daher erklärt Belgien. dass es durchschnittlich etwa 1,6 (11/7) schwerwiegende ungeplante Ausfälle pro Reaktor und Jahrzehnt gegeben habe. (116) Belgien macht geltend, dass bei mehreren in Betrieb befindlichen Kernkraftwerken die Einnahmeausfälle während eines Ausfalls eines oder mehrerer Kraftwerke teilweise durch die Einnahmen aus den anderen Anlagen ausgeglichen werden könnten. Im Falle des LTO-Projekts sei jedoch davon auszugehen, dass sich diese systemischen Risiken (von Ausfällen, von denen die meisten Anlagen gleichzeitig betroffen wären) verstärken würden, da die Zahl der belgischen Kernkraftwerke ab 2025 zurückgehe und weniger diversifiziert sei. Dies gelte umso mehr, als die beiden LTO-Anlagen auf derselben Technologie basieren. Aus diesem Grund werde ein schwerwiegendes Ereignis, das beide LTO-Anlagen für einen beträchtlichen Teil des Jahres beeinträchtigt, als nicht unwahrscheinlich angesehen. (117) Die Wahrscheinlichkeit einer Nichtverfügbarkeit einer Anlage von 59 %, was etwa sieben Monaten entspricht, kommt der durchschnittlichen Dauer eines schwerwiegenden ungeplanten Ausfalls gleich. Electrabel hält diese geschätzte Dauer, die auf den eigenen Erfahrungen mit dem Betrieb der LTO-Anlagen in Belgien basiert, für realistisch, da schwerwiegende Ereignisse umfangreiche technische Arbeiten, die Beschaffung von Ersatzteilen, eine Sicherheitsauswirkungsanalyse und ausführliche Gespräche mit der Atomaufsichtsbehörde erfordern, bevor die Kernreaktoren wieder in Betrieb genommen werden können. (118) Belgien führt weiter aus, dass die regelmäßigen periodischen Sicherheitsüberprüfungen auf der Grundlage der IAEO-Leitlinie SSG-25 (66), die ab Inbetriebnahme alle zehn Jahre durchgeführt werden, zu erheblichen Konstruktionsverbesserungen und Investitionen geführt hätten, um der Alterung und Überalterung der Kernkraftwerksblöcke Rechnung zu tragen und deren Sicherheit und Zuverlässigkeit aufrechtzuerhalten. Dennoch könne der Betreiber kerntechnischer Anlagen trotz dieser regelmäßigen Überprüfungen nicht ausschließen, dass es zu neuen Problemen kommen könnte, die zu erheblichen Ausfallzeiten der Kernkraftwerke führen würden. (119) Um die Auswirkungen eines schwerwiegenden ungeplanten Ausfalls während der Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen auf BE-NUC und die Auswirkungen der MOCP abzuschätzen, hat Belgien plausible Szenarien für schwerwiegende Ausfälle (siehe Tabelle 11) auf der Grundlage von Daten aus Tabelle 10 geprüft. Wie bei anderen Bewertungen stützte sich Belgien bei den illustrativen Berechnungen auf das unterzeichnete Finanzmodell vom 13. Dezember 2023. a) Szenario 1 geht von einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit von 59 % aus, zusätzlich zu geplanten Ausfällen, die separat in Doel 4 und Tihange 3 in verschiedenen Jahren (2030 und 2033) auftreten. In diesem Fall würde die MOCP nicht ausgelöst. Das LTO-Projekt würde weiterhin einen jährlichen Einnahmenüberschuss (gegenüber den Kosten) von [0-200] Mio. EUR bei Doel 4 und [0-200] Mio. EUR bei Tihange 3 erzielen, jedoch würde der IRR des Projekts [0-5] % nicht überschreiten. b) Szenario 2 betrifft einen Fall, in dem beide LTO-Anlagen während des Zeitraums 2029-2035 (d. h. während der gesamten Erzeugungsphase nach Beginn des Langzeitbetriebs) ein Jahr lang gleichzeitig nicht verfügbar sind. In diesem Fall wird die MOCP ausgelöst und würde zu Zahlungen an BE-NUC in Höhe von [700-1 000] Mio. EUR bis [1 000-1 300] Mio. EUR jährlich führen, abhängig vom Jahr der Nichtverfügbarkeit. Belgien hat zwei konkrete Beispiele (ein eher negatives und ein etwas positiveres Szenario) genannt, um die Auswirkungen auf das LTO-Projekt zu simulieren: — Im Jahr 2029 (im Falle eines negativeren Szenarios) würde das LTO-Projekt einen negativen Nettogegenwartswert (NGW) von [0-200] Mio. EUR generieren, was einem IRR von [0-5] % entspräche. — Im Jahr 2034 (weniger negatives Szenario) wären die Auswirkungen eines schwerwiegenden ungeplanten Ausfalls auf die Gesellschafter des Gemeinschaftsunternehmens und auf BE-NUC relativ gesehen geringer, da das LTO-Projekt das Ende des Zehnjahreszeitraums erreicht hätte. Das LTO-Projekt würde einen negativen Nettogegenwartswert („NGW“) von [0-200] Mio. EUR generieren, was zu einem IRR von [5-10] % führen würde. c) Szenario 3 betrifft einen Fall, in dem beide LTO-Anlagen während der gesamten Wiederanlaufphase, d. h. im Zeitraum 2026-2028, gleichzeitig nicht verfügbar sind, was mit einer begrenzten Stromerzeugung während der LTO-bezogenen Arbeiten einhergeht. In diesem Zeitraum sollen die LTO-Anlagen mit weniger als 50 % ihrer Kapazität betrieben werden, und es ist wahrscheinlicher (als während der Betriebsphase), dass weitere ungeplante Ausfälle dazu führen, dass die LTO-Anlagen für das gesamte Jahr nicht verfügbar sind, wobei etwaige Verluste zunächst aus dem SDC-Darlehen gedeckt werden. In diesem Fall würde die MOCP ausgelöst, aber weder BE-NUC noch Luminus dürften während der Wiederanlaufphase Gewinne erzielen; ungeplante Ereignisse hätten keine zusätzlichen Auswirkungen auf die Rentabilität des Unternehmens. Tabelle 11 Veranschaulichung der Auswirkungen von drei plausiblen Szenarien mit schwerwiegenden ungeplanten Ausfällen auf BE-NUC und den Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung auf Basis des unterzeichneten Finanzmodells Auswirkungen auf BE-NUC Auswirkungen auf die Zahlung der MOCP durch den Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung LTO-Leistung IRR Szenario 1 59 % Nichtverfügbarkeit bei T3 im Jahr 2030 und D4 im Jahr 2033 2030: Einnahmenüberschuss (gegenüber den Kosten) in Höhe von [0-200] Mio. EUR 2033: Einnahmenüberschuss (gegenüber den Kosten) von [0-200] Mio. EUR (NGW von minus [100-300] Mio. EUR) [0 -5 ] % Nicht ausgelöst Szenario 2 Ein Problem, das beide Anlagen gleichzeitig ein ganzes Jahr lang während der Betriebsphase betrifft 2029 Keine Markterlöse im Jahr 2029 (NGW von minus [0-200] Mio. EUR) [0 -5 ] % Ausgelöst: [700-1 000 ] Mio. EUR Ohne MOCP: Insolvenz von BE-NUC 2034 Keine Markterlöse im Jahr 2034 (NGW von minus [0-200] Mio. EUR) [5 -10 ] % Ausgelöst: [1 000 -1 300 ] Mio. EUR Ohne MOCP: Insolvenz von BE-NUC Szenario 3 Ein Problem, das beide Anlagen gleichzeitig ein ganzes Jahr lang (2028) während der Anlaufphase betrifft Markterlöse im Jahr 2028 erzielt (NGW von 0 Mio. EUR) [5 -10 ] % Ausgelöst: [600-800] Mio. EUR Ohne MOCP: Insolvenz von BE-NUC Quelle: SA.106107 — Technische Sitzung mit der Europäischen Kommission, Erforderlichkeit, Geeignetheit und Angemessenheit des SDC-Darlehens und des MOCP, 8. Oktober 2024; SA.106107 — Antwort Belgiens auf das Auskunftsersuchen vom 1. Oktober 2024, 1. November 2024 (aktualisierte Fassung) (120) Belgien legt die vorstehende Analyse vor, aus der hervorgeht, dass die MOCP dazu dient, die Auswirkungen potenzieller schwerwiegender Ereignisse, die die wirtschaftliche Tragfähigkeit des Gemeinschaftsunternehmens gefährden, abzufedern, und dass das Gemeinschaftsunternehmen viele Risiken der Nich