(1)

Mit Schreiben vom 21. Juni 2024 meldete Belgien die Maßnahme zur Unterstützung der Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren in Belgien (Doel 4 (im Folgenden auch „D4“) und Tihange 3 (im Folgenden auch „T3“), zusammen die „LTO-Anlagen“ (für den Langzeitbetrieb vorgesehene Anlagen), bei der Kommission an. Auf das Auskunftsersuchen der Kommission vom 4. Juli 2024 hin übermittelte Belgien der Kommission mit Schreiben vom 9. und 10. Juli 2024 weitere Informationen.

(2)

Mit Schreiben vom 22. Juli 2024 informierte die Kommission Belgien über ihren Beschluss, wegen der genannten Maßnahme das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) einzuleiten (im Folgenden „Einleitungsbeschluss“).

(3)

Belgien übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 22. August 2024.

(4)

Der Beschluss der Kommission über die Einleitung des Verfahrens wurde im Amtsblatt der Europäischen Union (2) veröffentlicht. Die Kommission forderte die Beteiligten zur Stellungnahme auf.

(5)

Die Kommission erhielt Stellungnahmen von den Beteiligten. Die Kommission leitete diese an Belgien weiter und das Land erhielt Gelegenheit, sich dazu zu äußern; die Stellungnahme Belgiens ging am 30. Oktober 2024 ein.

(6)

Am 2. September 2024, am 23., 27. und 30. Oktober 2024, am 8., 14., 18., 22., 25., 27. und 30. November 2024, am 2., 4., 5., 12., 13., 17. und 20. Dezember 2024, am 7., 9., 17., 18., 20., 27., 29., 30. und 31. Januar 2025 sowie am 1. Februar 2025 übermittelte Belgien weitere Informationen (3).

(7)

Mit Schreiben vom 24. Oktober 2024 verzichtete Belgien ausnahmsweise auf seine Rechte gemäß Artikel 342 AEUV in Verbindung mit Artikel 3 der Verordnung Nr. 1 von 1958 (4) und willigte in die Annahme und Bekanntgabe des vorliegenden Beschlusses in englischer Sprache ein.

(8)

Bis 2022 bestanden in Belgien sieben Kernreaktoren, davon vier in Flandern (Doel) und drei in Wallonien (Tihange). Alle Reaktoren wurden zwischen 1975 und 1985 in Betrieb genommen (5) und von öffentlichen Versorgungsunternehmen (Ebes, Intercom und Unerg) gebaut, die 1990 zu Electrabel SA (mehrheitlich im Eigentum von Tractebel) fusionierten (im Folgenden „Electrabel“). 1996 wurde die Société Générale de Belgique (im Folgenden „SGB“) Mehrheitsaktionärin von Tractebel, und im Jahr 1999 erwarb Suez fast 100 % der SGB. Nach der Fusion von Suez und Gaz de France (im Folgenden „GDF“) im Jahr 2008 ist nunmehr Engie S.A. (im Folgenden „Engie“) Eigentümerin von Electrabel.

(9)

Electrabel, eine 100%ige Tochtergesellschaft von Engie, ist seit Aufnahme ihres Betriebs Betreiberin und Mehrheitseigentümerin der sieben belgischen Kernreaktoren. Derzeit gestaltet sich die Eigentumsstruktur der belgischen Kernreaktoren wie folgt:

(10)

Was die Kapazitäten der LTO-Anlagen betrifft (siehe Tabelle 2),

(11)

Belgien erklärt, dass alle belgischen Kernreaktoren, einschließlich der LTO-Anlagen, als Grundlastkraftwerke auf der Grundlage der Druckwasserreaktor-Technologie („DWR“) entwickelt wurden und betrieben werden. Das Konstruktionsdesign stammt aus den 1970er-Jahren und ist typisch für Grundlastkraftwerke, zu denen auch ältere Kernreaktoren weltweit zählen. Diese Anlagen werden in der Regel bei maximaler Nennleistung betrieben, wenn sie zugeschaltet sind. Neuere Technologien (Generation III) hingegen ermöglichen einen flexiblen Betrieb, einschließlich einer im Laufe der Zeit variablen Leistungsabgabe („Ramping“ oder „Lastfolge“) sowie der Frequenzregelung und der Bereitstellung von Betriebsreserven (11). Im Grundlastbetrieb wird die Leistung in der Regel nur dann gedrosselt oder die Anlage abgeschaltet, wenn dies für geplante Brennelementwechsel und/oder regelmäßige Wartungsarbeiten, für außerplanmäßige dringende Wartungsarbeiten zur Behebung von Anlagenproblemen oder aufgrund unerwarteter baulicher und/oder sicherheitstechnischer Einschränkungen erforderlich ist. Folglich werden Drosselungen der Leistungsabgabe eher durch die Bedürfnisse des Betreibers kerntechnischer Anlagen oder des Übertragungsnetzbetreibers (im Folgenden „ÜNB“) als durch Marktsignale bestimmt.

(12)

Belgien stellt klar, dass die belgischen Kernreaktoren aufgrund ihrer Bauweise technischen Einschränkungen unterliegen, die die Möglichkeiten der Leistungsmodulation stark einschränken. Diese war lange Zeit auf die Netzregulierung beschränkt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass belgische Kernreaktoren ausschließlich mit schwarzen Reaktorsteuerstäben ausgestattet sind, die im Gegensatz zu grauen Steuerstäben die Modulierfähigkeit stark einschränken (12). Im Gegensatz dazu sind beispielsweise einige der neuesten französischen Kernreaktoren sowohl mit schwarzen als auch mit grauen Steuerstäben ausgestattet, sodass sie für Modulationen und Lastfolgen ausgelegt und gebaut sind. Aufgrund der Konstruktion der belgischen Kernreaktoren mit schwarzen Steuerstäben war die Modulation aus wirtschaftlichen Gründen bis vor Kurzem von der belgischen Atomaufsichtsbehörde (FANK bzw. „AFCN“ / „FANC“) (13) untersagt. Eine Modulation war nur aus technischen Gründen oder auf Ersuchen des belgischen ÜNB (Elia) zulässig, um Stromausfälle zu verhindern (14).

(13)

Belgien macht jedoch geltend, dass angesichts der allgemeinen Entwicklung der Strommärkte und der Notwendigkeit, deren Funktionsweise flexibler zu gestalten, Studien durchgeführt worden seien, um bestimmte Fälle einer Modulation aus wirtschaftlichen Gründen („wirtschaftsbedingte Modulation“) zuzulassen. Im Jahr 2015 leiteten Engie, Electrabel und die belgischen Regulierungsbehörden Sicherheitsstudien ein (15), um zu analysieren, welche Bedingungen erfüllt sein müssten, um aus wirtschaftlichen Gründen gewisse Modulationen zuzulassen, wobei unter anderem die Auswirkungen einer solchen Modulation auf den Kernbrennstoff untersucht wurden. Die Studie kam zu dem Schluss, dass maximal 30 wirtschaftsbedingte Modulationen pro Brennstoffzyklus für Tihange 3 und Doel 4 akzeptabel wären, sofern eine Reihe technischer Bedingungen — hauptsächlich im Zusammenhang mit der Erwärmung und Abkühlung des Brennelements — eingehalten werden:

(14)

Darüber hinaus wären Modulationen in bestimmten Zeiträumen nicht möglich (17), z. B.:

(15)

Im Anschluss an diese Studien ermächtigte die FANK den Betreiber, bis zu 30 Modulationen pro Zyklus durchzuführen (18), was der Höchstzahl von Modulationen entspricht, die innerhalb der Grenzen der derzeitigen Betriebsgenehmigung durchgeführt werden können. Angesichts dieser Bedingungen wies Engie darauf hin, dass jede Entscheidung zur Modulation vom Betreiber sorgfältig geprüft werde, da sie mit zahlreichen Risiken verbunden sei (z. B. Produktion von Abwässern aufgrund der Modulation, schnellere Alterung der Anlagen, Risiko einer automatischen Abschaltung, mögliche Schäden, die eine Wiederinbetriebnahme des Reaktors unmöglich machen würden usw.). Diese Risiken seien in der Fachliteratur ausführlich dokumentiert (19).

(16)

Belgien zufolge (auf der Grundlage der Angaben von Electrabel) gibt es nach derzeitigem Kenntnisstand keine technologischen Lösungen, um die Flexibilität zu vertretbaren Kosten und innerhalb eines angemessenen Zeitrahmens zu erhöhen. Die technische Umrüstung eines Grundlastreaktors zu einer Lastfolgeanlage, die eine größere Flexibilität ermöglicht, würde eine vollständige Änderung der Konstruktion erfordern, insbesondere den Austausch des Reaktordruckbehälterdeckels, was ein sehr langwieriger und komplexer Prozess ist. Außerdem wären neue Studien im Rahmen des Sicherheitsanalyseberichts sowie eine wesentliche Änderung der Betriebsgenehmigung erforderlich, die von den belgischen Atomaufsichtsbehörden ausgestellt werden müsste.

(17)

Darüber hinaus erklärt Belgien (auf der Grundlage der Angaben von Electrabel), dass die Flexibilität der Reaktoren auch durch die Besonderheiten ihres Brennstoffs und das Ausfallmanagement eingeschränkt sei:

(18)

Wie in Abschnitt 2.1 des Einleitungsbeschlusses beschrieben, hat das belgische Bundesparlament im Jahr 2003 ein Gesetz verabschiedet, das den Bau neuer Kernkraftwerke zur industriellen Stromerzeugung durch Kernspaltung in Belgien verbietet und die Betriebsdauer der bereits bestehenden Reaktoren auf 40 Jahre begrenzt, wobei ein Atomausstieg zwischen 2015 und 2025 beschlossen wurde („Gesetz von 2003“ oder „Gesetz über den Atomausstieg“) (23). Wie ursprünglich im Gesetz über den Atomausstieg vorgesehen, wurden Doel 3 und Tihange 2 am 23. September 2022 bzw. am 31. Januar 2023 dauerhaft vom Netz abgekoppelt. Mit den Gesetzen vom 18. Dezember 2013 und 28. Juni 2015 (24) wurde das Gesetz über den Atomausstieg geändert und die Laufzeit der drei ältesten Reaktoren, Tihange 1, Doel 1 und Doel 2, um zehn Jahre verlängert, und zwar jeweils bis zum 30. September 2025, 14. Februar 2025 und 30. November 2025 (Verlängerung der Laufzeit um zehn Jahre) (25).

(19)

Nach dem Gesetz über den Atomausstieg sollten Doel 4 und Tihange 3 bis 2025 geschlossen werden. Infolgedessen bestand die strategische Zielsetzung von Engie in Bezug auf die nuklearen Tätigkeiten seit 2020 darin, i) sich aus den Tätigkeiten zur Erzeugung von Kernenergie in Belgien zurückzuziehen, um das Risiko der Marktvolatilität als Betreiber kerntechnischer Anlagen zu verringern, und ii) die Stromerzeugung aus Kernenergie nicht mehr als Teil des Hauptgeschäfts von Engie zu positionieren. Seit 2020 hat dieser Rückzug zu einer Einstellung sämtlicher Studien im Zusammenhang mit der Verlängerung der Laufzeiten seiner Kernkraftwerke (die sich alle in Belgien befinden) geführt. Die Finanzmitteilung von Engie seit 2020 steht im Einklang mit diesem strategischen Ziel der Rücknahme und wurde bei den Rechnungslegungsgrundsätzen, die bei der Erstellung des konsolidierten Jahresabschlusses zugrunde gelegt wurden, berücksichtigt. Dies gilt insbesondere für die Prüfungen auf Wertminderung (26).

(20)

Tabelle 1 bietet einen Überblick über die sieben belgischen Kernreaktoren, einschließlich ihrer Eigentumsverhältnisse, Nettokapazität und ursprünglichen Abschaltungstermine gemäß dem Gesetz über den Atomausstieg sowie über die nachfolgenden Änderungen.

Tabelle 1

Überblick über die Kernkraftwerke in Belgien

(21)

Am 18. März 2022 beschloss die belgische Föderalregierung (im Folgenden auch „belgische Regierung“), den Atomausstieg zu überdenken und die Verlängerung der Betriebsdauer (Langzeitbetrieb, „LTO“) der beiden jüngsten Kernreaktoren Doel 4 und Tihange 3 um zehn Jahre zu genehmigen („LTO-Projekt“). Die Entscheidung Belgiens erfolgte im Zusammenhang mit der Reaktion der EU auf den Krieg Russlands gegen die Ukraine (einschließlich der Notwendigkeit, dass die EU-Mitgliedstaaten ihren Gasverbrauch und ihre Abhängigkeit von Gas verringern) und der daraus resultierenden Gaskrise sowie der bereits bestehenden Bedenken hinsichtlich der Versorgungssicherheit in Belgien (siehe auch Abschnitt 2.4) angesichts des gestiegenen Elektrifizierungsbedarfs (um die Energiewende zu ermöglichen) und der geringen Verfügbarkeit des französischen Kernkraftwerke im Zeitraum 2021-2022 (aufgrund unvorhergesehener Korrosionsprobleme und umfangreicher Wartungsarbeiten zur Verlängerung ihrer Betriebsdauer) (27).

(22)

Anschließend nahm die belgische Regierung im Jahr 2022 Verhandlungen mit dem belgischen Betreiber kerntechnischer Anlagen Electrabel über die Umsetzung der Laufzeitverlängerung auf. Die Gründe für die Nichtdurchführung einer Ausschreibung, die Belgien genannt und zu denen die Kommission im Einleitungsbeschluss keine Zweifel geäußert hat, sind in Erwägungsgrund 38 des Einleitungsbeschlusses aufgeführt und umfassen folgende Aspekte:

(23)

Engie, die Muttergesellschaft von Electrabel, zögerte zunächst, Verhandlungen mit Belgien über das LTO-Projekt aufzunehmen, und begründete dies damit, dass die Kerntechnik zu teuer und zu riskant geworden sei, und verwies auf die Absicht von Engie, den Kernkraftwerksbetrieb in Belgien nach 2025 einzustellen (siehe Erwägungsgrund 19). Daher hat der belgische Staat mit Engie vereinbart, einen Mechanismus einzurichten, um die Risiken und Vorteile im Zusammenhang mit der Verlängerung der Laufzeit der beiden Reaktoren in ausgewogener und transparenter Weise zu teilen. Belgien zufolge hat Engie von Anfang an deutlich gemacht, dass es ohne einen Mechanismus zur Aufteilung der Risiken und eine Vereinbarung über die Entsorgung der aus dem Betrieb der sieben Kernkraftwerke in Belgien anfallenden radioaktiven Abfälle keine Verlängerung der Laufzeit der beiden Kernreaktoren in Betracht ziehen würde, da dies Engie zu einer wesentlichen Änderung seiner Unternehmensstrategie und einer Erhöhung seines Risikos zwingen würde (28).

(24)

Der Verhandlungsprozess wurde in Abschnitt 3.1. des Einleitungsbeschlusses ausführlich beschrieben und führte am 13. Dezember 2023 zum Abschluss einer Durchführungsvereinbarung mit dem Ziel, den Betrieb der LTO-Anlagen vor dem Winter 2025-2026 wieder aufzunehmen. Wie in Erwägungsgrund 36 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, besteht die Durchführungsvereinbarung aus drei Hauptkomponenten, die alle denselben Zweck verfolgen, nämlich die Durchführung des LTO-Projekts zu unterstützen:

(25)

Die Durchführungsvereinbarung wurde im Laufe des Jahres 2024 zweimal geändert (29). Ihr Inhalt wird in Abschnitt 3 ausführlicher beschrieben.

(26)

Folgende Meilensteine sind für das LTO-Projekt von Bedeutung:

(27)

Infolgedessen wird die Stromerzeugung im Zeitraum 2026–2028 aufgrund der überdurchschnittlich vielen geplanten Abschaltungen der beiden Reaktoren während der Wiederanlaufphase („geplante LTO-Abschaltungen (31)“) relativ gering ausfallen. Die Nichtverfügbarkeit der LTO-Anlagen während der geplanten LTO-Ausfälle wird voraussichtlich 24 Wochen pro Jahr betragen, und zwar in den ersten drei Jahren nach dem Termin für die Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs.

(28)

Zusätzlich zu den geplanten LTO-Ausfällen wird für den gesamten Zeitraum der Laufzeitverlängerung (d. h. während der Wiederanlaufphase und der Betriebsphase) bis zu einem Jahr vor Ende des Betriebs von Doel 4 und bis zum letzten Betriebsjahr von Tihange 3 ein jährlicher normaler Ausfall von Kernkraftwerken („geplante Nicht-LTO-Ausfälle (32)“) erwartet. Jeder geplante Nicht-LTO-Ausfall wird voraussichtlich sechs Wochen dauern. Infolgedessen werden die beiden Kernreaktoren in den ersten drei Jahren nach der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs voraussichtlich 30 Wochen pro Jahr abgeschaltet.

(29)

Zusätzlich zu den geplanten Ausfällen (LTO und Nicht-LTO) können ungeplante und unvorhergesehene Probleme auftreten, die eine zusätzliche Abschaltung der LTO-Anlagen erforderlich machen. In dem der Vergütungsvereinbarung (Remuneration Agreement, im Folgenden „RA“) zugrunde liegenden unterzeichneten Finanzmodell wurde eine störungsbedingte Ausfallquote von 10 % angenommen (33). Dies bedeutet, dass sowohl Doel 4 als auch Tihange 3 eine angestrebte Verfügbarkeitsrate von 90 % über einen Zeitraum von zehn Jahren aufweisen, wenn die geplanten LTO- und Nicht-LTO-Ausfälle nicht berücksichtigt werden.

(30)

Bei Einbeziehung aller planmäßigen und nicht planmäßigen Ausfälle weisen Doel 4 und Tihange 3 eine angestrebte Verfügbarkeitsrate von etwa 68,4 % bzw. 67,4 % auf.

(31)

Die nominale Stromerzeugungskapazität, die jährliche Stromerzeugung und der Anteil am nationalen Strombedarf in Belgien für Doel 4 und Tihange 3 vor und nach der Laufzeitverlängerung sind in Tabelle 2 zusammengefasst. Wie aus Tabelle 2 hervorgeht, dürfte sich die geschätzte jährliche Stromerzeugung der LTO-Anlagen nach der Wiederanlaufphase verdoppeln.

Tabelle 2

Hauptmerkmale von Doel 4 und Tihange 3 (vor und nach der Laufzeitverlängerung)

(32)

Wie in Erwägungsgrund 17 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, hat der belgische ÜNB Elia seit 2019 drei nationale Studien zur Angemessenheit der Ressourcen (im Folgenden „NRAA 2019“, „NRAA 2021“ und „NRAA 2023“) durchgeführt, die alle einen Bedarf an neuen Kapazitäten bis zum Winter 2025-2026 ergaben. Dies ist eine Folge des (teilweisen) Atomausstiegs in Belgien, der mit der Stilllegung von Doel 3 und Tihange 2 im Jahr 2022 bzw. 2023 begann (siehe Tabelle 1), und wird durch die Stilllegung von Wärmeerzeugungskapazitäten in Nachbarländern und Probleme mit den französischen kerntechnischen Anlagen noch verstärkt.

(33)

Um diesen Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen Rechnung zu tragen, hat Belgien einen Kapazitätsmechanismus (im Folgenden „KM“) eingerichtet, der 2021 von der Kommission genehmigt und seither zweimal geändert wurde (34). Der KM ist eine marktweite Maßnahme, die die Bereitschaft von Kraftwerken zur Stromversorgung in vordefinierten Zeiträumen vergütet, unabhängig davon, ob sie Strom produzieren oder nicht. Der KM zielt darauf ab, Bedenken hinsichtlich der ausreichenden Stromversorgung auszuräumen und gleichzeitig die Energiewende zu unterstützen. Er wird im Winter 2025 in Kraft treten, zeitgleich mit der voraussichtlichen Wiederinbetriebnahme der beiden LTO-Anlagen (siehe Erwägungsgrund 26).

(34)

Belgiens Energiemix wird derzeit von der Stromerzeugung aus Gas und Kernenergie dominiert, auch wenn der Anteil erneuerbarer Energien in den letzten Jahren stetig gestiegen ist. Im Jahr 2023 betrug der Anteil von Kernenergie, Gas und erneuerbaren Energien am Erzeugungsmix 39,9 %, 21,4 % bzw. 32,7 % (35).

(35)

Belgien zufolge sind die wichtigsten Akteure auf dem Stromerzeugungsmarkt, gemessen an der an das Übertragungsnetz angeschlossenen installierten Leistung, Electrabel (9,3 GW im Jahr 2023 — 65 %), Luminus (2,2 GW im Jahr 2023 — 15 %), RWE (0,7 GW im Jahr 2023 — 5 %), Eneco (0,7 GW im Jahr 2023 — 5 %) und TotalEnergies (0,6 GW im Jahr 2023 — 4 %). Belgien weist darauf hin, dass der HHI (36)-Indikator für die Marktkonzentration von 5 510 im Jahr 2016 auf 4 431 im Jahr 2023 zurückgegangen sei, was sich teilweise durch die verstärkte Entwicklung erneuerbarer Energiequellen (Solar- und Windenergie) durch neue Marktteilnehmer (37) erklären lasse.

(36)

Nach Angaben Belgiens sind die wichtigsten Akteure im Bereich der Stromerzeugung aus Anlagen, die an das belgische Übertragungsnetz angeschlossen sind, Electrabel (39,1 TWh im Jahr 2023 — 70 %), Luminus (6,8 TWh im Jahr 2023 — 12 %), Eneco (2,5 TWh im Jahr 2023 — 4 %), TotalEnergie (2,4 TWh im Jahr 2023 — 4 %) und RWE (2 TWh im Jahr 2023 — 4 %). Belgien erklärt, dass der HHI-Indikator für die Marktkonzentration aufgrund der gestiegenen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen von 6 372 im Jahr 2016 auf 5 143 im Jahr 2023 zurückgegangen sei (38).

(37)

Belgien zufolge waren 2023 auf der Endkundenebene in Belgien insgesamt 16 Stromversorger vertreten. Die wichtigsten Stromversorger sind Electrabel (47 % im Jahr 2023), Luminus (18,2 % im Jahr 2023), TotalEnergies (5,5 % im Jahr 2023) und Eneco (5,3 % im Jahr 2023), während viele andere Akteure nur einen sehr geringen Marktanteil haben (39).

(38)

Die Laufzeitverlängerung der beiden LTO-Anlagen wird die Entwicklung eines Wirtschaftszweigs erleichtern und dazu beitragen, die Bedenken hinsichtlich der Angemessenheit der Ressourcen in Belgien auszuräumen (siehe Abschnitt 2.4). Darüber hinaus macht Belgien geltend, dass die Verlängerung der Laufzeit der Kernreaktoren auch darauf abziele, die Abhängigkeit von Importen im Allgemeinen und von importierten fossilen Brennstoffen (im Einklang mit den REPowerEU-Zielen) im Besonderen zu verringern und damit auch zur Dekarbonisierung des belgischen Stromsystems beizutragen sowie Grundlastkapazitäten im Zusammenhang mit dem in naher Zukunft steigenden Elektrifizierungsbedarf in Belgien bereitzustellen.

(39)

Belgien führt an, dass das Ziel der Beihilfemaßnahme darin bestehe, eine Reihe von Marktversagen in bestimmten Bereichen zu beheben, die Electrabel daran hinderten, den Betrieb der Kernreaktoren in Belgien ohne zusätzliche Beiträge der belgischen Regierung fortzusetzen (40).

(40)

Belgien argumentiert, dass angesichts dieser allgemeinen Marktversagen im Zusammenhang mit Investitionen in CO2-arme Technologien auf den Strommärkten sowie der zusätzlichen Risiken, denen ein Betreiber kerntechnischer Anlagen ausgesetzt sei, eine Verpflichtung der belgischen Regierung zur Unterstützung der Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen erforderlich sei. Belgien macht daher geltend, dass das Ziel der angemeldeten Maßnahme darin bestehe, diese Marktversagen in bestimmten Bereichen zu beheben.

(41)

Als Reaktion auf die von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel (siehe Abschnitt 3.8.) änderte Belgien bestimmte Teile der Maßnahme.

(42)

Diese Änderungen betreffen insbesondere:

(43)

Die oben genannten Änderungen sind in Abschnitt 3.3. dieses Beschlusses ausführlich dargelegt.

(44)

In diesem Unterabschnitt werden die verschiedenen Komponenten des Unterstützungspakets für das LTO-Projekt beschrieben, einschließlich der Änderungen, die Belgien infolge der von der Kommission im Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel (siehe Abschnitte 3.3.1, 3.3.2. und 3.3.3.) vorgenommen hat, sowie die von Belgien in Betracht gezogenen alternativen Finanzierungsoptionen (siehe Abschnitt 3.3.4.).

45)

Es wurde eine Reihe von Mechanismen zur finanziellen Unterstützung vorgesehen, um die rechtzeitige und sichere Verlängerung der Laufzeit der beiden Kernreaktoren zu finanzieren. Alle Teilmaßnahmen der Komponente 1 werden im weiteren Verlauf dieses Abschnitts ausführlich beschrieben.

(46)

Im Rahmen der förmlichen Prüfung legte Belgien die Gründe für alle Teilbereiche der finanziellen Unterstützung dar:

(47)

Wie in Erwägungsgrund 22 erwähnt, hat der Betreiber kerntechnischer Anlagen, Electrabel, aufgrund des strengen Zeitplans für die Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs bestimmte Entwicklungsmaßnahmen ermittelt und mit Belgien vereinbart, die erforderlich sind, um die Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs rechtzeitig zu ermöglichen und die Anforderungen und Erwartungen der Sicherheitsbehörde zu erfüllen, bevor die endgültige Transaktion eingeleitet wird. Diese Entwicklungsmaßnahmen wurden in der Vereinbarung über gemeinsame Entwicklung (Joint Development Agreement, im Folgenden „JDA“) festgelegt, die zuletzt am 18. Juli 2024 geändert wurde (JDA++) (44).

(48)

Die JDA++ legt die Bedingungen fest, unter denen Belgien die Kosten und Ausgaben von Electrabel für die Entwicklungsmaßnahmen (45) vorfinanziert, bis alle erforderlichen Gesetzesänderungen verabschiedet und in Kraft getreten sind (die „gesetzliche Voraussetzung“). Kurz nach Erfüllung der gesetzlichen Voraussetzung (am 15. Juli 2024) begann Electrabel, seine eigenen Kosten und Ausgaben für die Entwicklungsmaßnahmen zu finanzieren. Dies wird so lange fortgesetzt, bis der Betrag der Finanzierung durch Electrabel dem vom belgischen Staat vorfinanzierten Betrag entspricht (voraussichtlich Anfang 2025). Danach werden Electrabel und der belgische Staat die Kosten und Ausgaben für die Entwicklungsmaßnahmen zu gleichen Teilen tragen.

(49)

Belgien macht geltend, dass die Vorfinanzierung der Kosten und Ausgaben für die Entwicklungsmaßnahmen durch den belgischen Staat auf alle tatsächlich von Electrabel getragenen Kosten und Ausgaben beschränkt sei, was 89,807 % der Gesamtkosten für die Entwicklungstätigkeiten entspreche. Es würden ein Kontrollmechanismus sowie eine „Angleichung“ am Ende der Vertragslaufzeit eingerichtet. Belgien macht außerdem geltend, dass die Finanzierungsvereinbarungen im Rahmen der JDA++ auf dem Fremdvergleichsgrundsatz beruhen würden und wirtschaftlich seien.

(50)

Der belgische Staat wird gemeinsam mit dem Betreiber kerntechnischer Anlagen, Electrabel, in ein Gemeinschaftsunternehmen mit dem Namen BE-NUC investieren, das im Besitz von 89,807 % der LTO-Anlagen sein wird (wie derzeit Electrabel). Die restlichen 10,193 % der LTO-Anlagen verbleiben im Besitz von Luminus. Electrabel und der belgische Staat werden jeweils 50 % der Anteile an BE-NUC halten und als gleichberechtigte Gesellschafter in Bezug auf die finanzielle Beteiligung (Bereitstellung von Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen) und die Aufteilung der Erlöse aus dem Stromverkauf auftreten. BE-NUC wird als Miteigentümer 89,807 % der für die Verlängerung des Betriebs erforderlichen Investitionen tragen, sodass der belgische Staat indirekt 44,9035 % der Investitionskosten im Zusammenhang mit dem LTO-Projekt übernimmt. Die restlichen 10,193 % werden von Luminus getragen.

(51)

Electrabel ist und bleibt alleiniger Betreiber der beiden Kernreaktoren; dies ist in einer Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung festgelegt (siehe Abschnitt 3.3.1.4.). BE-NUC wird kein Betreiber kerntechnischer Anlagen, sondern erhält im Rahmen der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung Kontrollrechte bezüglich der Betriebskosten.

(52)

Belgien erklärte, dass es keine Möglichkeit sehe, zur Finanzierung des LTO-Projekts externes Fremdkapital aufzunehmen. Das LTO-Projekt wird vollständig von seinen Gesellschaftern durch Eigenkapital und Gesellschafterdarlehen finanziert (siehe Abschnitt 3.3.1.2.2.).

(53)

Der belgische Staat wird keine Miteigentumsanteile an den LTO-Anlagen erwerben, sondern es wird eine Übertragung (teilweise Ausgliederung der betreffenden Vermögenswerte) von Electrabel auf das Gemeinschaftsunternehmen gemäß den in Erwägungsgrund 49 des Einleitungsbeschlusses beschriebenen Schritten erfolgen.

(54)

Electrabel wird seine Eigentumsrechte in Höhe von 89,807 % an den LTO-Anlagen (sowie die damit verbundenen Genehmigungen und sonstigen erforderlichen Vermögenswerte) an BE-NUC übertragen und im Gegenzug Anteile von BE-NUC an Engie (zu diesem Zeitpunkt alleiniger Gesellschafter von Electrabel) erhalten. Der Beitrag von Electrabel zu BE-NUC wird unter Berücksichtigung des Schrottwerts des Gebäudes, des Grundstückswerts und des Werts der unbeweglichen Vermögensgegenstände bewertet, wie in Erwägungsgrund 51 des Einleitungsbeschlusses beschrieben.

(55)

Diese Bewertung des Beitrags von Electrabel spiegelt sich im Kaufpreis von 24,7 Mio. EUR (vorbehaltlich Anpassungen) wider, den der belgische Staat für den Erwerb neuer Anteile und die Beibehaltung einer 50-prozentigen Beteiligung an BE-NUC zu zahlen hat. Der Verwaltungsrat von BE-NUC wird einen (gesetzlich zugelassenen) Abschlussprüfer oder einen vereidigten Buchprüfer mit der Erstellung eines Berichts über die Sacheinlage beauftragen, in dem insbesondere die angewandte Bewertung und die zu diesem Zweck verwendeten Bewertungsmethoden beurteilt werden.

(56)

Belgien macht geltend, dass die Bewertung der Vermögenswerte keine Auswirkungen auf die Analyse der kontrafaktischen Fallkonstellation habe, und legte Nachweise dafür vor, dass die Übertragung von Vermögenswerten (Gebäude und Grundstücke) im Rahmen des LTO-Projekts neutral sei. Nach Ansicht Belgiens wird durch die Anwendung konservativer Methoden zur Bewertung der Vermögenswerte (auf der Grundlage des Schrottwerts oder des beizulegenden Zeitwerts) sichergestellt, dass Engie aus der Übertragung der Vermögenswerte keinen Vorteil zieht.

(57)

Darüber hinaus handelt es sich bei den unbeweglichen Anlagen um LTO-Ausrüstung, die im Rahmen der LTO-Dienstleistungen, der Dienstleistungen aus der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung und der JDA-Dienstleistungen erworben und vor der teilweisen Ausgliederung in die LTO-Anlagen verbaut und integriert wurde. Aus Gründen im Zusammenhang mit dem belgischen Immobilienrecht und zur Vermeidung von Doppelzählungen werden diese spezifischen LTO-Ausrüstungsgegenstände nicht direkt bezahlt, sondern zusammen mit den Grundstücken und Gebäuden in der teilweisen Ausgliederung berücksichtigt. Darüber hinaus bestätigt Belgien, dass die entsprechenden Cashflows für diese LTO-Ausrüstungsgegenstände bereits im unterzeichneten Finanzmodell erfasst sind.

(58)

Zwischen Electrabel, der belgischen Regierung und BE-NUC wurde eine Gesellschaftervereinbarung geschlossen, um die Unternehmensführung von BE-NUC und die Gesellschafterrechte zu regeln. Nach dieser Vereinbarung setzt sich der Verwaltungsrat von BE-NUC aus vier Verwaltungsratsmitgliedern zusammen, von denen zwei auf Vorschlag der belgischen Regierung und zwei auf Vorschlag von Electrabel ernannt werden. Der Vorsitzende und der Finanzvorstand von BE-NUC sind stets Verwaltungsratsmitglieder, die von der belgischen Regierung ernannt werden. Der Verwaltungsrat ist beschlussfähig, wenn die Mehrheit der Mitglieder anwesend ist. Die Beschlüsse werden mit einfacher Mehrheit gefasst. Es wurden Bestimmungen zu Interessenkonflikten erlassen.

(59)

Wie in Erwägungsgrund 55 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, werden nichteuropäische Vermögenswerte, die derzeit von Electrabel gehalten werden, auf Engie übertragen. Engie als Muttergesellschaft von Electrabel garantiert, dass Vermögenswerte im Wert von mindestens 4 Mrd. EUR zum Zeitpunkt des Abschlusses der Transaktion bei Electrabel verbleiben (auf der Grundlage eines zum 30. Juni 2023 berechneten Eigenkapitalwerts). Darüber hinaus gelten nach Abschluss der Transaktion weitere Schutzmaßnahmen, wie beispielsweise die fortgesetzte und verstärkte Überwachung der Finanzlage des Betreibers kerntechnischer Anlagen durch CPN/CNV sowie die unbegrenzte und unkündbare Garantie der Muttergesellschaft Engie für bestimmte Verpflichtungen des Betreibers kerntechnischer Anlagen.

(60)

Belgien argumentiert, dass das Gemeinschaftsunternehmen eine Pari-passu-Investition sei, da die beiden Gesellschafter das Gemeinschaftsunternehmen zu gleichen Bedingungen und als Gesellschafter mit dem gleichen Risiko und dem gleichen Gewinnpotenzial gegründet hätten.

(61)

Die Rolle des belgischen Staates als Gesellschafter setzt unter anderem die Finanzierung der Kapitalkosten (CAPEX) und Betriebskosten (OPEX) von BE-NUC, die Verwaltung der Anteile und die Ausübung der Gesellschafterrechte (z. B. Stimmrechte) sowie die Unterstützung der beiden auf Vorschlag des belgischen Staates ernannten Verwaltungsratsmitglieder von BE-NUC voraus (siehe Erwägungsgrund 58).

(62)

Die Gesellschafterkapitaleinlage besteht aus:

(63)

Belgien erklärt, dass die Bedingungen des Gesellschafterdarlehens von Electrabel und des Gesellschafterdarlehens der belgischen Regierung identisch seien. Beide Gesellschafterdarlehen würden zu marktüblichen Konditionen gewährt, zu Zinssätzen, die noch nicht festgelegt worden seien, jedoch gemäß den Gesellschafterdarlehensverträgen vom Vorstand von BE-NUC in Übereinstimmung mit der Gesellschaftervereinbarung unter Bezugnahme auf die marktüblichen Zinssätze und etwaige vergleichbare Fremdfinanzierungen, die zum jeweiligen Zeitpunkt verfügbar wären, festgelegt. Im Rahmen des zwischen der belgischen Regierung und Engie vereinbarten Verfahrens habe Engie ein Termsheet mit den Bedingungen für beide Gesellschafterdarlehen ausgearbeitet. Im Termsheet sei die Methode zur Festlegung des Zinssatzes beschrieben. Belgien macht geltend, dass diese Methode mit den Verrechnungspreisrichtlinien von Engie im Bereich Darlehen im Einklang stehe und dem BEPS-Grundsatz der OECD (46) entspreche, wonach der Zinssatz auf einem marktüblichen Niveau festgesetzt werden müsse. Gemäß Termsheet geht man von einem variablen Zinssatz aus, der sich aus dem 6-Monats-EURIBOR (mit einer Untergrenze von 0 %) zuzüglich einer erwarteten Marge von ca. [0-3] % zusammensetzt.

(64)

Belgien macht geltend, dass die Einführung eines Gesellschafterdarlehens zusätzlich zur Eigenkapitalzuführung auf finanzielle und transaktionsbezogene Erwägungen zurückzuführen sei. Einerseits biete die Bereitstellung des Gesellschafterdarlehens mehr Flexibilität bei der Gestaltung der Auszahlungs- und Rückzahlungspläne. Insbesondere könnten Kreditrückzahlungen mit weniger regulatorischen Auflagen vereinbart werden als Dividendenzahlungen oder Eigenkapitalrückzahlungen. Andererseits könnte das Darlehen die Finanzstruktur in Bezug auf das zu versteuernde Einkommen optimieren (bis zu 30 % des EBITDA sind zum Abzug von Zinsen einsetzbar).

(65)

Basierend auf vorläufigen Berechnungen im unterzeichneten Finanzmodell beläuft sich die gesamte Gesellschafterkapitaleinlage (Eigenkapitalzuführung und Gesellschafterdarlehen) auf [2 000-2 500] Millionen EUR (47), die zu 89,807 % von der belgischen Regierung und Electrabel zu Pari-passu-Bedingungen in […] Tranchen von […] bis […] bereitgestellt werden, um unter anderem Folgendes zu finanzieren: die Investitionsausgaben für das LTO-Projekt (die restlichen 10,193 % werden von Luminus finanziert). Die Gesellschafterkapitaleinlage ist an die Gesellschafter von BE-NUC im Wege einer Reihe von Herabsetzungen des Gesellschaftskapitals und der Rückzahlung des Gesellschafterdarlehens zurückzuzahlen und durch die Ausschüttung von Dividenden und Zinsen auf das Gesellschafterdarlehen zu vergüten. Die Aufteilung der Gesellschafterkapitaleinlage ([2 000-2 500] Mio. EUR) in Eigenkapitalzuführung und Gesellschafterdarlehen wurde noch nicht beschlossen.

(66)

Belgien macht geltend, dass die Finanzierungsverpflichtungen der Gesellschafter und das Gesellschafterdarlehen als Pari-passu-Finanzierung angesehen werden könnten und dass das Gesellschafterdarlehen zu marktüblichen Bedingungen gewährt werde, sodass die Gesellschafterfinanzierung den Begünstigten keinen selektiven Vorteil verschaffe.

(67)

Zwischen BE-NUC, Luminus und dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung wurde eine Vergütungsvereinbarung geschlossen, die eine eigenständige Dienstleistung mit unabhängiger Rechnungslegung innerhalb des belgischen Staates („BE-WATT“) darstellt. Die Vergütungsvereinbarung zielt darauf ab, der Unsicherheit hinsichtlich der Marktpreise entgegenzuwirken und die Risiken hinsichtlich der Einnahmen aus dem LTO-Projekt für die Eigentümer der LTO-Anlagen, BE-NUC und Luminus zu minimieren. Dadurch sollten BE-NUC und Luminus ausreichende Einnahmen aus dem Betrieb der LTO-Anlagen erzielen, um deren sicheren und zuverlässigen Betrieb sowie deren wirtschaftliche Rentabilität zu gewährleisten und gleichzeitig den Gesellschaftern die Möglichkeit zu geben, die erforderliche marktkonforme finanzielle Rendite anzustreben.

(68)

Belgien stellt insbesondere klar, dass die Finanzierungsgrundsätze der Transaktion wie folgt lauten:

(69)

Die Mechanismen zur finanziellen Unterstützung (CfD, MOCP und SDC-Darlehen) werden in den Abschnitten 3.3.1.3.2., 3.3.1.3.3. und 3.3.1.3.4. näher erläutert.

(70)

Allgemein ausgedrückt ist der (angestrebte) IRR die Mindestrendite, die Investoren akzeptieren, um für ein bestimmtes Risiko in einem Investitionsprojekt entschädigt zu werden. Der angestrebte IRR wird häufig als Mindestrendite bezeichnet, d. h. als die Schwelle, die die Gesamtkapitalrendite eines Projekts erreichen oder überschreiten muss, bevor das Projekt durchgeführt wird. Theoretisch entspricht die Mindestrendite der Summe aus Kapitalkosten (z. B. der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten bzw. „WACC“) und einem Mindestaufschlag. Anders ausgedrückt handelt es sich um eine Kombination aus den Renditen vergleichbarer Projekte/Vermögenswerte und Anpassungen zur Angleichung an ein bestimmtes Risikoprofil, einschließlich projektspezifischer Prämien zur Abdeckung zusätzlicher nicht diversifizierbarer Risiken.

(71)

Im vorliegenden Fall entsprechen die Stromgestehungskosten (Levelised Cost of Electricity, im Folgenden „LCOE“) dem Mindestniveau des durchschnittlichen Strompreises (oder dem Ausübungspreis im CfD-Modell), das für das LTO-Projekt erzielt werden muss, um den angestrebten IRR zu erreichen. Wie in Erwägungsgrund 72 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, wurde der vorläufige Ausübungspreis im unterzeichneten Finanzmodell auf der Grundlage der Annahme von Kosten für die Modernisierung der LTO-Anlagen von etwa [2-2,5] Mrd. EUR auf [80-90] EUR pro MWh (zu Preisen von 2022) festgesetzt. Belgien macht geltend, dass bei der Prüfung der Anwendung des (intensivierten) Mechanismus zur Gewinn- und Verlustteilung (Marktpreisrisikoanpassung) der Ausübungspreis auf der Grundlage des unterzeichneten Finanzmodells zwischen [80-90] EUR pro MWh und [80-90] EUR pro MWh liegen könne (zu Preisen von 2022).

(72)

Belgien argumentiert, dass der angestrebte IRR angesichts des Risikos des LTO-Projekts auf der Grundlage folgender Faktoren ein konservativer Renditesatz sei: i) eines Benchmarkings der Renditen anderer Investitionen im Bereich der Kernenergie weltweit und anderer Vermögenswerte im belgischen Energiesektor (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.1.), ii) einer Bewertung der Kapitalkosten von BE-NUC (sowohl WACC als auch Eigenkapitalkosten (Cost of Equity, im Folgenden „CoE“)) auf der Grundlage des CAPM-Preismodells (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.2.) und iii) einer Simulation der erwarteten MPRA-bereinigten IRR unter Berücksichtigung der aktualisierten Marktbedingungen, die zeige, dass der erwartete IRR des LTO-Projekts im Vergleich zum Zeitpunkt der Aushandlung der Durchführungsvereinbarung gesunken sei (siehe Abschnitt 3.3.1.3.1.3.).

73)

Belgien legte eine internationale Benchmark für die Zielrenditen und Kapitalkosten von Unternehmen, die Kernkraftwerke in verschiedenen Regionen betreiben, sowie für Gaskraftwerke, die im Rahmen des belgischen KM vergütet werden, und Unternehmen, die andere Arten von Energieübertragungs- und -speicherinfrastrukturen in Belgien betreiben, vor. Nach der Annahme des Einleitungsbeschlusses wurden noch Feinabstimmungen an dem Benchmarking vorgenommen, insbesondere hinsichtlich einer genaueren Beschreibung der Art der Regulierungsrahmen und möglicher zusätzlicher Regelungen, die sich auf die Risikoverteilung für die untersuchten Unternehmen und Projekte auswirken. Tabelle 3 bietet einen Überblick über die nichtvertraulichen Zielrenditen oder WACC-Schätzungen der verglichenen Projekte und Unternehmen.

Tabelle 3

Nichtvertrauliche WACC-Schätzungen für Vergleichsprojekte/-unternehmen

(74)

Tabelle 4 bietet einen Überblick über die risikospezifischen Elemente in den verglichenen Projekten oder Unternehmen.

Tabelle 4

Risikospezifische Elemente bei verglichenen Projekten/Unternehmen

(75)

Belgien zufolge werden bei diesem Benchmarking drei Elemente deutlich:

(76)

Daher ist Belgien der Ansicht, dass der angestrebte IRR des Projekts in Höhe von 6 % bis 8 % innerhalb der Bandbreite marktüblicher Renditen liegt, die keine Überkompensation zur Folge haben.

(77)

Um zu beurteilen, ob der angestrebte IRR von 7 % innerhalb der wahrscheinlichen Bandbreite marktkonformer Renditen liegt, hat Belgien zusätzlich zu dem Benchmarking eine Bewertung der Kapitalkosten anhand von zwei Kennzahlen vorgenommen, nämlich der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) und verschuldungsbereinigten (ungehebelten) Eigenkapitalkosten, da BE-NUC nicht fremdfinanziert ist.

(78)

Belgien hat Schätzungen für die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten und verschuldungsbereinigten Eigenkapitalkosten im Bereich von 6,2 % bis 7,4 % erhalten (was einem Risikoaufschlag für das Projekt von 3,1 % bis 4,3 % gegenüber dem risikofreien Zinssatz entspricht). Belgien zufolge belegt und bestätigt dies, dass der angestrebte IRR von 7 % verhältnismäßig ist und nicht zu einer Überkompensation führt. In den folgenden Abschnitten wird ausführlicher erläutert, wie die Spanne der WACC und Eigenkapitalkosten geschätzt wurde.

(79)

Die erste Kennzahl zur Schätzung der Kapitalkosten sind die WACC. Diese stehen für die Mindestrendite, die das Projekt erwirtschaften muss, um Kapital anzuziehen. Diese Mindestrendite stellt die Rendite dar, die potenzielle Investoren erzielen könnten, wenn sie sich für eine Investition in ein anderes Projekt mit vergleichbaren Merkmalen in Bezug auf Cashflow, Zeitplan und Risiko entscheiden würden. Die WACC nach Steuern werden anhand folgender Formel berechnet:

80)

Die WACC sind somit die Summe aus i) den im Verhältnis zum Marktwert des Eigenkapitals am Gesamtkapital gewichteten Eigenkapitalkosten (wE) und ii) den Fremdkapitalkosten (nach Steuern), gewichtet nach dem Anteil des Marktwerts des Fremdkapitals am Gesamtkapital (1-wE). Die Eigenkapitalkosten werden auf der Grundlage des Kapitalgutpreismodells (Capital-Asset-Pricing-Modells, im Folgenden „CAPM“) berechnet, einem Standardmodell zur Messung der Rendite, die ein Investor benötigt, um die Opportunitätskosten des Geldwerts über einen festgelegten Anlagehorizont (risikofreier Zinssatz) und das Marktrisiko abzudecken (51). Das Marktrisiko wird durch den Wert des gehebelten Eigenkapital-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

(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

(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:

(85)

Zur Schätzung der einzelnen Parameter der Gleichung der Eigenkapitalkosten (siehe Tabelle 7) wurde folgender Ansatz verwendet:

(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)

(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)

(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.

(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)

(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)

(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)

(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:

(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:

(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:

(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:

(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.

(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.

(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:

(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:

(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.

(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:

(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.

(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 Nichtverfügbarkeit trägt: In Szenario 1 wird die MOCP nicht ausgelöst, wenn ein durchschnittliches schwerwiegendes Ereignis eintritt, und es besteht keine Garantie für die Renditen der Gesellschafter, die weiterhin das Risiko eines Verlusts ihrer Investitionen tragen.

(121)

Die MOCP könnte in bestimmten Szenarien zu relativ hohen Kosten für den belgischen Staat führen, da sie, wie oben dargelegt, bei Ausfällen mit erheblichen Auswirkungen ausgelöst wird. Um diesem Problem Rechnung zu tragen, führte Belgien eine Obergrenze für MOCP-Zahlungen ein. Dementsprechend wird der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung (der belgische Staat) sein Kündigungsrecht gemäß der Vergütungsvereinbarung (67) ausüben, wenn die MOCP einen Auszahlungsbetrag von 2 Mrd. EUR erreicht („MOCP-Auslöser“), sofern dies unter anderem angesichts der folgenden Faktoren angemessen erscheint:

(122)

Belgien erklärt, dass es Umstände gebe, unter denen eine Kündigung nicht angebracht sei:

(123)

Falls der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung beschließt, sein Kündigungsrecht nicht auszuüben, legt Belgien der Kommission seine Begründung zu Bewertungszwecken vor.

(124)

Der Betrag des MOCP-Auslösers entspricht der Obergrenze der MOCP-Zahlungen in einem Szenario, in dem beide LTO-Anlagen zwei Jahre in Folge gleichzeitig ausfallen. Die voraussichtlichen MOCP-Zahlungen aus zweijährigen Schließungen werden in der Praxis von dem Jahr abhängen, in dem die betreffenden Schließungen stattfinden. Belgien legte auf der Grundlage vorläufiger Prognosen des unterzeichneten Finanzmodells vom 13. Dezember 2023 jährliche Berechnungen für die jährlichen MOCP-Zahlungen und die Gesamtwerte in zwei aufeinanderfolgenden Jahren (siehe Tabelle 12) vor.

Tabelle 12

Simulation der MOCP-Zahlungen

(125)

Zur Schätzung des zweijährigen Referenzzeitraums, der zur Berechnung der vorgeschlagenen Obergrenze von 2 Mrd. EUR für die MOCP herangezogen wird, legt Belgien einige Beispiele für Kernreaktoren vor, die in den Vereinigten Staaten aus technischen Gründen endgültig stillgelegt wurden (da dies in Europa bislang noch nicht vorgekommen ist) (68). Belgien zufolge zeigen diese Beispiele, dass der Zweijahreszeitraum der industriellen Realität entspricht, da ein Zeitraum von zwei Jahren nach Feststellung eines Problems, das die Schließung beider LTO-Anlagen erforderlich macht, in der Regel als angemessener Zeitpunkt angesehen werden kann, um die Fortsetzung von Reparaturen infrage zu stellen oder die endgültige Schließung zu erwägen.

(126)

Um die MOCP einsatzbereit zu machen, wird BE-NUC spätestens zum ersten Datum der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs entweder von seinen Gesellschaftern oder von einem externen Dritten eine Betriebskapitalfazilität (WCF) beschaffen. Die WCF dient der Finanzierung des Betriebskapitalbedarfs, der sich aus dem Betrieb der LTO-Anlagen ergibt. BE-NUC darf Mittel aus der WCF in Anspruch nehmen, wenn die Differenz zwischen den Mittelzuflüssen und Mittelabflüssen geringer ist als die in der Vergütungsvereinbarung festgelegten geschätzten Betriebskosten für den kommenden Ausgabenzeitraum. Der Betrag der WCF entspricht mindestens den geschätzten durchschnittlichen Betriebskosten für einen Zeitraum von drei Monaten. Die WCF dient als Überbrückung innerhalb des Jahres bis zur jährlichen MOCP und fungiert als revolvierende Kreditfazilität, die bei Inanspruchnahme der von Belgien bereitgestellten MOCP jährlich zurückgezahlt würde.

(127)

Die Bedingungen der WCF, die spätestens zum ersten Datum der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs zu marktüblichen Konditionen zu beschaffen ist, sind noch nicht bekannt. Belgien stellte jedoch präziser klar, dass der Zinssatz für die WCF nach derselben Methode festgelegt wird wie für die Gesellschafterdarlehen (siehe Erwägungsgrund 63).

(128)

Zusätzlich zu der MOCP, die während des gesamten Zehnjahreszeitraums der Laufzeitverlängerung finanzielle Stabilität gewährleistet, wird die belgische Regierung BE-NUC und Luminus in den ersten drei Jahren des LTO-Projekts (Wiederanlaufphase) ein Darlehen zu denselben Bedingungen gewähren. Die Höhe der Darlehen richtet sich nach ihrem Anteil an den LTO-Anlagen und damit nach ihrem jeweiligen Anteil an den Schließungs- und Betriebskosten zum 1. Juli 2025. Wie von Belgien erwähnt, werden die SDC-Darlehen zur Sicherstellung der Liquidität bis 2028 gewährt, da die Betriebskosten aufgrund von LTO-Arbeiten nicht aus dem Cashflow finanziert werden können.

(129)

Die SDC-Darlehen, die zu einem festen Zinssatz gewährt werden und gemäß einem festgelegten Tilgungsplan zurückzuzahlen sind, bestehen aus zwei verschiedenen Fazilitäten (d. h. einer pro LTO-Anlage), die jeweils aus zwei Tranchen gebildet werden:

(130)

Die Vertragsbedingungen der SDC-Darlehen sind in Erwägungsgrund 96 des Einleitungsbeschlusses dargelegt und wurden nicht geändert. Die SDC-Darlehen sind zu einem Zinssatz von bis zu 6 % und pari passu mit den Renditen der Gesellschafter zu tilgen. Was die Methode zur Festlegung des Zinssatzes angeht, erklärt Belgien, dass die Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung sich darauf geeinigt hätten und der Höchstsatz von 6 % der Untergrenze der angestrebten IRR-Spanne von 6 % bis 8 % (unter Berücksichtigung der MPRA) entspreche.

(131)

Wie in Erwägungsgrund 97 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, sollen die SDC-Darlehen voraussichtlich in […] Tranchen von […] bis […] in Höhe von insgesamt [500-700] Mio. EUR in Anspruch genommen und in drei Tranchen von […] bis […] einschließlich der kapitalisierten Zinsen zurückgezahlt werden. Diese Berechnungen und Beträge werden in dem Finanzierungsmodell, das vom Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung im Laufe des Jahres 2025 vor dem Datum der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs genehmigt wird, auf Basis der Kosten für die Verlängerung des Betriebs gemäß den von der belgischen Atomaufsichtsbehörde festgelegten Anforderungen an die nukleare Sicherheit aktualisiert. Diese Kosten werden anhand der von den Auftragnehmern vorgelegten Angebote geschätzt.

(132)

Belgien bringt vor, dass die SDC-Darlehen den Gesellschaftern keinen unverhältnismäßigen Vorteil verschaffen würden: Die Risiken, dass die erwarteten Erträge nicht erzielt werden, werden proportional von den Gesellschaftern des Gemeinschaftsunternehmens und dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung getragen, da bei geringeren Gewinnen sowohl der IRR des LTO-Projekts als auch die SDC-Darlehen geringer ausfallen werden. Tatsächlich werden die SDC-Darlehen nur dann nicht (in voller Höhe) zurückgezahlt, wenn das LTO-Projekt nicht genügend Gewinne erzielt, um die Renditen der Investoren zu decken (69). Belgien argumentiert daher, dass die SDC-Darlehen für den Anbieter der Vergütungsvereinbarung keine zusätzlichen Risiken über die Risiken der Durchführung und Rentabilität des LTO-Projekts hinaus mit sich bringen würden, da die Fazilität nicht zur Finanzierung der Kapitalausgaben (sondern nur der amortisierten Kapitalkosten der LTO-Verlängerung während der Wiederanlaufphase) verwendet werde.

(133)

Die Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung sieht vor, dass Electrabel für BE-NUC folgende Leistungen erbringen muss:

(134)

Bestimmte Dienstleistungen sind ausdrücklich von der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung ausgenommen, darunter Dienstleistungen, Arbeiten oder Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Stilllegung und dem Rückbau der LTO-Anlagen, für die weiterhin Electrabel zuständig ist (siehe Abschnitt 3.3.2.4.).

(135)

Gemäß Artikel 12.1 der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung und vorbehaltlich bestimmter Anpassungen und Ausnahmen zahlt BE-NUC an Electrabel 89,807 % (entsprechend dem Anteil von Luminus von 10,193 % an den LTO-Anlagen) aller Kosten, die bei der Erbringung der LTO-Dienstleistungen und Betriebs- und Instandhaltungsdienstleistungen entstehen, zuzüglich der entsprechenden Marge, die sich wie folgt zusammensetzt:

(136)

Belgien erklärt, dass die Margenhöhen mit denen abgestimmt sind, die im Rahmen der LTO-Partnerschaftsvereinbarung mit Luminus (die selbst eine breite Palette von Dienstleistungen umfasst, unter anderem auch Betriebs- und Instandhaltungsdienstleistungen) gelten. Die ursprüngliche Vereinbarung über ähnliche Dienstleistungen für einen Dritten, Luminus, die am 26. Juni 2003 geschlossen und am 13. Dezember 2023 bestätigt wurde, ist ein relevanter Bezugspunkt für die Auffassung, dass die Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung die marktüblichen Kosten für den Betrieb von Kernkraftwerken widerspiegelt. Darüber hinaus argumentiert Belgien, dass die von Electrabel getragenen finanziellen Risiken höher seien als im Rahmen der Partnerschaftsvereinbarung mit Luminus, da gemäß der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung die Marge von Electrabel im Fall von (nicht entschuldbaren) Kostenüberschreitungen (d. h. Kosten, die nicht in dem von Electrabel vorgeschlagenen und von den Parteien validierten Budget enthalten sind) und im Fall einer über ein Ziel hinausgehenden Nichtverfügbarkeit der Anlage geringer ausfalle.

(137)

Darüber hinaus macht Belgien geltend, dass die Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung bestimmte Kostenkontrollen vorsehe, darunter das Recht von BE-NUC, die Berechnung der Gebühren und die Erbringung der Dienstleistungen durch Electrabel zu prüfen und eine Benchmark-Überprüfung der von Electrabel für technische verbundene Dienstleistungen berechneten Preise zu verlangen.

(138)

Schließlich wird Electrabel als (alleiniger) Betreiber der LTO-Anlagen und Dienstleister für BE-NUC im Rahmen der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung einen Anreiz zur Erreichung der technischen und wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit der LTO-Anlagen erhalten. Im Rahmen der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung gilt insbesondere Folgendes:

(139)

Belgien kommt daher zu dem Schluss, dass die Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung auf die Deckung der entstandenen Kosten beschränkt ist und dass die finanziellen Bedingungen der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung marktüblichen Bedingungen entsprechen.

(140)

Obwohl BE-NUC der technische Eigentümer von 89,807 % des von den LTO-Anlagen erzeugten Stroms sein wird (die restlichen 10,193 % befinden sich im Eigentum von Luminus), überträgt BE-NUC das Eigentum an diesem Strom auf den Energiemanager, der sie verkauft (70). Zu diesem Zweck wird BE-NUC eine EMSA mit einem Partner schließen, der den Strom von BE-NUC kauft und diese dann verkauft.

(141)

In der EMSA sind die wesentlichen Bedingungen und die Risikoverteilung geregelt. Sie enthält zudem eine detaillierte Beschreibung der BIS sowie der Rolle des Energieverkaufsmanagers („EMSA-Partner“) in diesem Zusammenhang innerhalb der festgelegten Parameter. Der im Rahmen der EMSA benannte EMSA-Partner ist Käufer und Eigentümer des Anteils von BE-NUC an des von den LTO-Anlagen erzeugten Stroms und unterliegt einer vorab festgelegten BIS. Die BIS kann von Zeit zu Zeit nach einem in der Vergütungsvereinbarung festgelegten Verfahren überprüft und geändert werden. Die belgische Regierung (BE-WATT) kann in ihrer Eigenschaft als Vertragspartnerin der Vergütungsvereinbarung die BIS in dem Umfang vorschreiben, in dem die in der Vergütungsvereinbarung festgelegten Bedingungen der BIS erfüllt sind. Der EMSA-Partner hat in dieser Angelegenheit eine beratende Funktion.

(142)

Um den erzeugten Strom wettbewerbsorientiert und transparent auf den Stromgroßhandelsmarkt zu bringen, haben Electrabel und der belgische Staat vereinbart, eine öffentliche Ausschreibung für diese Dienstleistungen durchzuführen, um Transparenz und Wettbewerb zu gewährleisten (siehe Abschnitt 3.3.1.5.1.). Für das Ausschreibungsverfahren gelten das Gesetz über die Vergabe öffentlicher Aufträge sowie alle zugehörigen erforderlichen Schutzbestimmungen.

(143)

Belgien bringt vor, dass das Ausschreibungsverfahren freiwillig gemäß dem belgischen Gesetz über die öffentlichen Aufträge vom 17. Juni 2016 und dem Königlichen Erlass vom 18. Juni 2017 über die Vergabe öffentlicher Aufträge in den Sonderbereichen durchgeführt werde (71).

(144)

Der EMSA-Auftrag wird im Rahmen eines Verhandlungsverfahrens mit vorherigem Aufruf zum Wettbewerb (72) vergeben, was im Versorgungssektor ein Standardverfahren darstellt. Die Ausschreibung wurde auf den einschlägigen belgischen (73) und EU-Plattformen (74) veröffentlicht, sodass alle potenziellen Bewerber am Ausschreibungsverfahren teilnehmen können.

(145)

Angesichts der Bedeutung der ausgeschriebenen Dienstleistung und der Sensibilität aus wettbewerblicher Sicht hat Belgien zusätzliche Bestimmungen und Schutzmaßnahmen eingeführt, um sicherzustellen, dass die Ziele der EMSA erreicht und die erwarteten Dienstleistungen angemessen erbracht werden:

(146)

Darüber hinaus trägt Belgien vor, dass die Ausschreibung eine Reihe von Auswahlkriterien enthalte, mit denen sichergestellt werde, dass alle Bieter die Voraussetzungen hinsichtlich der Professionalität und der für eine ordnungsgemäße Ausführung der EMSA erforderlichen Infrastruktur erfüllten. Diese Qualifikationskriterien sind jedoch so weit wie möglich begrenzt und beziehen sich jeweils auf eine notwendige Anforderung für die beabsichtigten Dienstleistungen, um einen größtmöglichen Wettbewerb während der Ausschreibung zu gewährleisten.

(147)

Im Vergleich zu den Informationen, die der Kommission zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses zur Verfügung standen, legte Belgien weitere Einzelheiten zu den Qualifikationskriterien vor. Der Bieter (oder, für die ersten vier unten beschriebenen Kriterien, unter Rückgriff auf die Kapazitäten einer anderen Stelle) muss:

(148)

Während der Laufzeit des EMSA-Vertrags gelten unter anderem folgende Bedingungen für den EMSA-Partner:

(149)

In Bezug auf den Zeitplan der Ausschreibung erklärt Belgien, dass es bestrebt sei, die Ausschreibung rechtzeitig, spätestens jedoch bis zum 15. Mai 2025 abzuschließen, damit der EMSA-Partner genügend Zeit hätte, die erforderlichen Vorbereitungen vor der Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlagen zu treffen.

(150)

Die ausgeschriebenen Dienstleistungen umfassen in Bezug auf die Kraftwerksanlagen unter anderem i) „Repräsentationsdienstleistungen bei Termingeschäften und realisierten Kraftwerksanlagen“, ii) „Dienstleistungen zur Optimierung und zum Betrieb von Day-Ahead- (DA) und Intraday- (ID) Handelsgeschäften“, iii) Dienstleistungen im Zusammenhang mit marktregulatorischen Verpflichtungen, iv) Vertragsdienstleistungen im Zusammenhang mit belgischen ÜNB und v) Handel, Marktzugang und Marktanalyse. Aufgrund der gegenseitigen Abhängigkeit der verschiedenen aufgeführten Aufgaben und der gängigen Marktpraxis, diese Dienstleistungen in einem einzigen kommerziellen Vertrag zusammenzufassen, um die betriebliche Effizienz zu gewährleisten, werden diese Dienstleistungen in einer einzigen EMSA-Dienstleistungsdefinition zusammengefasst.

(151)

Belgien hat klargestellt, dass der EMSA-Partner nicht als Vertreter oder im Namen von BE-NUC handelt, sondern den gekauften Strom verkauft, da er dessen Eigentümer ist. Darüber hinaus erhält der EMSA-Partner im geänderten CfD-Modell die Entscheidungsbefugnis über wirtschaftsbedingte Modulationen, um Anreize für eine effiziente Nutzung der begrenzten Modulationsmöglichkeiten zu schaffen und besser auf Marktsignale reagieren zu können (siehe Erwägungsgrund 153 ff.).

(152)

Belgien erklärt, dass die Abrechnung zwischen dem EMSA-Partner und BE-NUC auf dem DAM beruhe, um das Basisrisiko für BE-NUC zu begrenzen, da dies in Verbindung mit der Differenzzahlung von BE-NUC über einen CfD, bei dem der MRP dem DAM-Preis entspricht, bedeute, dass BE-NUC den Ausübungspreis erhält (siehe Abschnitt 3.3.1.3.2.) (82). Belgien bestätigt, dass es dem EMSA-Partner freisteht, auf dem Markt seiner Wahl zu handeln, und dass er nicht verpflichtet ist, ein Angebot auf dem DAM abzugeben.

(153)

Wie in Abschnitt 2.1. und Erwägungsgrund 109 erläutert, wurde die Vergütung des EMSA-Partners angepasst, um Anreize für eine optimale Nutzung der begrenzten Anzahl zulässiger Modulationen zu schaffen, da die LTO-Anlagen auf 30 Modulationen pro Zyklus begrenzt sind und daher technisch und regulatorisch nicht in der Lage sind, ihre Leistung zu einem beliebigen Zeitpunkt zu ändern. Anstelle einer bloßen Festgebühr (die im Rahmen der Ausschreibung festgelegt wird) umfasst die geänderte Vergütungsformel auch eine variable Gebühr (die auf einer vorab festgelegten Formel basiert und von der Modulations- und Korrekturausgleichszahlung abhängt). Durch diese Vergütung partizipiert der EMSA-Partner an einem Teil der potenziellen Mehreinnahmen aus der Modulation bei negativen Preisen (sowie an einem Teil der potenziellen Mindereinnahmen aus der Modulation bei positiven Preisen, falls solche entstehen), während er gleichzeitig direkt den unten beschriebenen Bilanzkreisabweichungs- und Intraday-Kosten ausgesetzt ist. Daher setzt sich die variable Gebühr aus einem festen prozentualen Anteil („Alpha“) der Erlöszuwächse, die eine Modulation der DA-Geschäfte auslösen, und einem differenzierten prozentualen Anteil („Beta“) der Intraday- und Bilanzkreisabweichungskosten und -erlöse, d. h. den Korrekturausgleichszahlungen (die Mehreinnahmen aus der Auslösung einer Modulation der ID-Geschäfte umfassen können), zusammen, wobei Folgendes gilt:

(154)

Die in Abbildung 3 dargestellte Formel gilt für das gesamte Volumen während der Modulation, auch wenn die Modulation erfolgt, wenn die Preise positiv sind (z. B. während der Ramp-Up- und Ramp-Down-Phase) und nicht nur in Zeiten negativer Preise (84). Die variable Gebühr wird von BE-NUC im Rahmen der EMSA gezahlt, diese Kosten und/oder Einnahmen werden jedoch im Rahmen der Vergütungsvereinbarung an BE-WATT weitergereicht.

(155)

Belgien zufolge wird der EMSA-Partner durch die geänderte Vergütungsformel unter anderem dazu angeregt, wirtschaftsbedingte Modulationen optimal und über den gesamten Day-Ahead- und Intraday-Zeitraum hinweg zu nutzen und die Intraday- und Bilanzkreisabweichungskosten zu senken. Belgien weist darauf hin, dass die Alpha- und Beta-Parameter ausgewählt wurden, um ein effizientes Funktionieren des Marktes zu gewährleisten und gleichzeitig risikoscheue Ausschreibungsteilnehmer nicht abzuschrecken.

(156)

Die geänderte Vergütungsformel wird sich auf das Gebotsverhalten der Ausschreibungsteilnehmer in Bezug auf die Festgebühr auswirken. Die Bieter werden in ihren Geboten die erwarteten Aufwärtseffekte der Modulation (Optionswert) sowie die Kosten und potenziellen Einnahmen im Zusammenhang mit Intraday- und Bilanzkreisabweichungszahlungen berücksichtigen. Belgien erklärt, dass in den Ausschreibungsunterlagen die Vergütungsstruktur (Anreizstruktur) erläutert werde, sodass das Auf- bzw. Abwärtspotenzial der geänderten Vergütungsformel für die Bieter transparent sei. Belgien wird die Angemessenheit der (modifizierten) Vergütungsformel des EMSA-Partners sowie die Marktkonformität und Effizienz der Anreize, die sie auf den verschiedenen Märkten bietet, bewerten. Die Bewertung erfolgt spätestens zwei Jahre nach Inbetriebnahme, damit der Vertrag rechtzeitig überarbeitet oder eine neue Ausschreibung organisiert werden kann, was nach 3,5 Jahren möglich ist (85). Um jedoch angemessene Anreize für den EMSA-Partner zu erhalten, ist lediglich eine Aufwärtskorrektur der Alpha- und Beta-Parameter möglich (86).

(157)

Belgien argumentiert, dass die Anpassung der EMSA-Vergütung die Anreize des EMSA-Partners, der über die Entscheidungsbefugnis hinsichtlich der wirtschaftsbedingten Modulation verfügt (vorbehaltlich der endgültigen Entscheidung des Betreibers, z. B. im Falle von Sicherheits- oder Regulierungsbedenken), an die Marktsignale angleiche und damit den diesbezüglichen Bedenken der Kommission Rechnung trage. Gleichzeitig erhalte der EMSA-Partner angemessene Anreize, um seine Aufgabe als Bilanzkreisverantwortlicher zu erfüllen, ohne vollständig von Bilanzkreisabweichungen abhängig zu sein, die außerhalb seiner Kontrolle liegen. Darüber hinaus erklärt Belgien, dass es einen kontinuierlichen und genauen Informationsaustausch (einschließlich regelmäßiger Aktualisierungen der Verfügbarkeit, der technischen Fähigkeiten usw. der LTO-Anlagen) zwischen BE-NUC, dem Betreiber kerntechnischer Anlagen und dem EMSA-Partner geben werde, um fundierte Entscheidungen über die wirtschaftsbedingte Modulation durch den EMSA-Partner zu ermöglichen, der dadurch für effiziente Entscheidungen gut gerüstet sein werde.

(158)

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). Die Annahme der Strategie erfolgt vorbehaltlich einer Empfehlung der Regulierungsbehörde, die auch eine Bewertung der Auswirkungen der Strategie auf die relevanten Strommärkte umfasst.

(159)

Der EMSA-Partner wird grundsätzlich im Rahmen einer transparenten, offenen Ausschreibung ausgewählt (siehe Abschnitt 3.3.1.5.1.). Die Handelsgesellschaft GEMS (Global Energy Management & Sales) von Engie, ein vom Geschäftsbereich Kernenergie verwaltungstechnisch unabhängiger Geschäftsbereich der Engie-Gruppe, kann ebenfalls an der Ausschreibung teilnehmen. Für den Fall, dass GEMS am Ausschreibungsverfahren teilnimmt, wurden besondere Bestimmungen und Maßnahmen vorgesehen, um ein faires Verfahren zu gewährleisten.

(160)

Belgien erklärt, dass ausreichende Maßnahmen ergriffen und umgesetzt werden, um potenzielle Interessenkonflikte wirksam zu erkennen und zu verhindern. Diese Maßnahmen lassen sich wie folgt zusammenfassen:

(161)

Wenn im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens kein geeigneter Bewerber ausgewählt werden kann und keine EMSA rechtzeitig, spätestens jedoch bis zum 15. Mai 2025, abgeschlossen wurde, übernimmt GEMS vorübergehend die EMSA-Dienstleistungen. Diese Dienstleistungen werden gemäß den zwischen den Parteien zu vereinbarenden Bedingungen während eines begrenzten Zeitraums erbracht, damit BE-NUC die EMSA im Rahmen eines anderen Ausschreibungsverfahrens vergeben kann. Im Falle eines erfolgreichen Ausschreibungsverfahrens übernimmt der erfolgreiche Bewerber die Erbringung der EMSA-Dienstleistungen von GEMS, sobald der entsprechende Zeitraum abgelaufen ist, in dem GEMS diese Dienstleistungen erbracht hat. Die Anzahl der erneuten Ausschreibungen ist nicht beschränkt.

(162)

Belgien führt an, dass diese Regelung erforderlich und angemessen sei, um die Kontinuität der öffentlichen Dienstleistung (d. h. den Verkauf des von den Kernkraftwerken erzeugten Stroms) zu gewährleisten, diese Lösung sei jedoch zeitlich und auf das erforderliche Minimum beschränkt.

(163)

Abschließend erklärt Belgien, es werde sicherstellen, dass BE-NUC die Rechtsvorschriften und Grundsätze für die Vergabe öffentlicher Aufträge strikt einhalten werde. Der umfassende Konsultationsprozess biete zusätzliche Garantien dafür, dass die Beschaffung von Dienstleistungen im Rahmen eines wettbewerbsorientierten, transparenten, diskriminierungsfreien und bedingungsfreien Ausschreibungsverfahrens erfolgt. Belgien ist daher der Ansicht, dass jegliches Risiko einer Marktabschottung und anderer potenziell wettbewerbswidriger Praktiken durch Engie vermieden wird und dass alle Maßnahmen und Schutzvorkehrungen getroffen wurden, um sicherzustellen, dass ein unabhängiger EMSA-Partner ausgewählt wird. Nur im Ausnahmefall würde GEMS diese Dienste vorübergehend anbieten, was erforderlich und angemessen sei, um die Kontinuität der öffentlichen Dienstleistungen zu gewährleisten.

(164)

Bei zwei weiteren Teilmaßnahmen, die Teil der Transaktion sind, handelt es sich um die ASA zwischen Electrabel und BE-NUC und eine Vereinbarung über Entschädigungsregelungen für Kostendeckungsverluste für den Fall, dass die Vereinbarung nicht zustande kommt. Diese Teilmaßnahmen wurden in den Abschnitten 3.3.10. und 3.3.11. des Einleitungsbeschlusses erläutert.

(165)

Wie in Erwägungsgrund 121 des Einleitungsbeschlusses erläutert, beruht der Rechtsrahmen für radioaktive Abfälle und abgebrannte Brennelemente in der EU auf den folgenden zwei Grundprinzipien: i) dem Verursacherprinzip (87) und ii) der letztendlichen Verantwortung der Mitgliedstaaten (einschließlich der finanziellen Verantwortung) für die verantwortungsvolle und sichere Behandlung (einschließlich der Entsorgung) abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle (88).

(166)

Wie in Abschnitt 3.4.2. des Einleitungsbeschlusses erläutert, ist der Betreiber kerntechnischer Anlagen nach den geltenden Vorschriften in Belgien (über die Kernenergie-Versorgungsgesellschaft Synatom und zusammen mit EDF Belgien und Luminus (im Folgenden „die beitragspflichtigen Unternehmen“)) finanziell und operativ für die Stilllegung der sieben Kernkraftwerke sowie für die Konditionierung und Entsorgung radioaktiver Abfälle und abgebrannter Brennelemente und ihre langfristige Lagerung nach ihrer Annahme durch die NERAS bis zu ihrer endgültigen Endlagerung zuständig. Die Rückstellungen für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente und die Stilllegungsabfälle werden von Electrabel und den beitragspflichtigen Unternehmen finanziert, von Synatom verwaltet und unterliegen der Aufsicht einer unabhängigen öffentlichen Behörde, der Kommission für nukleare Vorsorge („CPN/CNV“). Wie in den Erwägungsgründen 123 bis 125 der Eröffnungsentscheidung dargelegt, gibt Belgien an, dass Electrabel bestimmte Zuständigkeiten als alleiniger Betreiber der LTO-Anlagen behalten wird, die sich aus i) europäischen und belgischen Rechtsvorschriften und ii) vertraglichen Verpflichtungen aus der Durchführungsvereinbarung ergeben, wodurch dem Verursacherprinzip Rechnung getragen wird.

(167)

CPN/CNV und die NERAS sind die Aufsichtsbehörden in Belgien:

(168)

Wie in Erwägungsgrund 129 und Tabelle 4 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, beläuft sich der derzeitige Gesamtbetrag der Rückstellungen für Nuklearverbindlichkeiten auf der Grundlage der letzten dreijährlichen Überprüfung des CPN/CNV vom Juli 2023 auf 18 225 Mio. EUR, bestehend aus Rückstellungen für Rückbautätigkeiten (8 122 Mio. EUR), die Entsorgung abgebrannter Brennelemente (9 070 Mio. EUR) und Betriebsabfälle (1 033 Mio. EUR) (89).

(169)

Im Rahmen der Verhandlungen über das LTO-Projekt einigten sich Engie und der belgische Staat auf eine Begrenzung der langfristigen Haftung der Erzeuger radioaktiver Abfälle aus der Stromerzeugung durch Kernenergie (die „Abfallbegrenzungsvereinbarung“), um die diesbezügliche Unsicherheit zu verringern (siehe Abschnitt 3.4.3. des Einleitungsbeschlusses). Die Abfallbegrenzungsvereinbarung sieht die Übertragung finanzieller Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit der Erzeugung, der Lagerung oder dem Besitz von konditionierten radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen aller sieben belgischen Kernkraftwerke vorbehaltlich der Erfüllung der einschlägigen vertraglichen Übertragungskriterien und nach deren Erfüllung vom Betreiber kerntechnischer Anlagen (Electrabel) auf den belgischen Staat gegen Zahlung eines Pauschalbetrags vor (90).

(170)

Dieser Pauschalbetrag wurde für jede Kategorie radioaktiver Abfälle festgelegt. Wie in Erwägungsgrund 131 des Einleitungsbeschlusses erläutert, können radioaktive Abfälle gemäß der historischen radiologischen Klassifizierung der NERAS und im Einklang mit der Klassifizierung der Internationalen Atomenergie-Organisation (IAEO) in drei Kategorien unterteilt werden: Abfälle der Kategorie A (kurzlebige Abfälle mit geringer oder mittlerer Radioaktivität), Abfälle der Kategorie A (langlebige Abfälle mit geringer oder mittlerer Radioaktivität) sowie Abfälle der Kategorie C (kurz- und langlebige Abfälle mit hoher Radioaktivität) und abgebrannte Brennelemente.

(171)

In Tabelle 13 ist die Aufteilung der bestehenden Rückstellungen in Höhe von 18 225 Mio. EUR zwischen Electrabel (8 410 Mio. EUR) und der belgischen Regierung (9 815 Mio. EUR) gemäß der Abfallbegrenzungsvereinbarung dargestellt, einschließlich der Aufteilung nach Abfallkategorien.

Tabelle 13

Aufschlüsselung der Abfallbegrenzungsvereinbarung

(172)

Die Grundsätze der Abfallbegrenzungsvereinbarung wurden nicht geändert und werden in Erwägungsgrund 133 des Einleitungsbeschlusses beschrieben. Sie lassen sich wie folgt zusammenfassen:

(173)

Wie in Erwägungsgrund 107 Buchstabe a erwähnt und in den Abschnitten 3.4.5.1. und 3.4.5.2. des Einleitungsbeschlusses ausführlich erläutert, beruht die Festlegung der gedeckelten Beträge in Höhe von 15 Mrd. EUR auf dem derzeitigen Betrag der Rückstellungen für Kernenergie des Betreibers kerntechnischer Anlagen (Grundbetrag) und einer Risikoprämie. Belgien hat klargestellt, dass der Grundbetrag bereits Margen für unvorhergesehene Ausgaben, Unsicherheiten und andere Risiken umfasst, die sich im Zusammenhang mit dem Rückbau sowie der Entsorgung radioaktiver Abfälle und abgebrannter Brennelemente ergeben können. Die Bestimmungen über die Zahlung der gedeckelten Beträge sind in Abschnitt 3.4.5.3. des Einleitungsbeschlusses erläutert und wurden nicht geändert.

(174)

Belgien hat klargestellt, dass die gedeckelten Beträge, die an den belgischen Staat zu übertragen sind, bereits alle historischen und geschätzten künftigen Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen umfassen (bis zum ursprünglichen gesetzlichen Endstichtag aller belgischen Kernkraftwerke im Jahr 2025). Daher werden alle radioaktiven Abfälle und abgebrannten Brennelemente, die von den belgischen Kraftwerken während ihrer rechtmäßigen Betriebsdauer erzeugt werden oder erzeugt werden sollen, bereits in den gedeckelten Beträgen berücksichtigt.

(175)

Belgien stellt außerdem klar, dass das tatsächliche Abfallaufkommen erst bekannt sein wird, wenn die Abfälle konditioniert und physisch an den belgischen Staat übergeben worden sind. Der Pauschalbetrag in Höhe von 15 Mrd. EUR deckt daher nur die vorab festgelegten Mengen der betreffenden Abfälle (die Mengengutschriften) ab, die in der Durchführungsvereinbarung festgehalten wurden. Ist die tatsächliche Menge der erzeugten Abfälle größer als die Mengengutschriften, zahlt Engie für jede zusätzliche Mengengutschrift eine Mengenanpassungsgebühr (siehe Erwägungsgrund 133 des Einleitungsbeschlusses).

(176)

Ebenso werden alle Betriebsabfälle (im Folgenden „LTO-Abfälle“) und abgebrannte Brennelemente („LTO-Brennelemente“), die aus der Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen resultieren, von BE-NUC und Luminus für jede zusätzliche Abfallmenge finanziert. Für jede zusätzliche Menge an LTO-Abfällen und abgebrannten LTO-Brennelementen sind zwei Arten von Zahlungen erforderlich:

(177)

Belgien stellt ferner klar, dass das unterzeichnete Finanzmodell die Kosten für die Entsorgung von LTO-Abfällen und die Entsorgung von abgebrannten LTO-Brennelementen oder die Back-End-Kosten berücksichtigt, die auf etwa 0,9 Mio. EUR pro Baugruppe (in Werten von 2022) geschätzt werden, davon etwa 0,3 Mio. EUR pro Baugruppe für die Lagerung vor Ort und etwa 0,6 Mio. EUR pro Baugruppe für die Gebühr für die Anpassung der LTO-Abfallmenge im Zusammenhang mit abgebrannten Brennelementen.

(178)

Wie in Abschnitt 3.4.4. des Einleitungsbeschlusses erläutert, hat Belgien sui generis eine neue öffentliche Einrichtung namens Hedera geschaffen, die eine doppelte Aufgabe hat:

(179)

Die von Hedera erhaltenen Abfallbegrenzungsbeträge müssen abgesichert und investiert werden, um die erforderlichen Erträge zu erzielen, mit denen die Kosten für die Bewirtschaftung der übertragenen Abfälle bei Fälligkeit beglichen werden können. Hedera ist ein separater Fonds unter der Aufsicht von CPN/CNV, der nationalen Einrichtung, die eine wichtige Rolle bei der Gewährleistung und Absicherung der ordnungsgemäßen Verwaltung, Kontrolle und Verwendung der Mittel spielt (93). Dies spiegelt sich in der Doppelrolle der Hedera wider, wonach sichergestellt wird, dass: i) die erhaltenen Beträge abgesichert sind und die erforderlichen Renditen generieren (94) und ii) die Kosten für die Entsorgung der Abfälle und abgebrannten Brennelemente sowie der übertragenen Verbindlichkeiten ausreichend kontrolliert werden (95). Darüber hinaus müssen die Finanzmittel hinlänglich aus dem allgemeinen Haushalt des belgischen Staates (wie im Hedera-Gesetz vorgesehen) abgegrenzt werden, damit sie ausschließlich zur Deckung der Kosten für die langfristige Lagerung und Endlagerung verwendet werden können und nicht für andere Zwecke oder zur Deckung künftiger Haushaltsdefizite herangezogen werden können.

(180)

Belgien erklärt, dass die Abfallbegrenzungsvereinbarung weitere Risikominderungsmaßnahmen umfasst und durch diese ergänzt wird, darunter:

(181)

Wie in Erwägungsgrund 172 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, erkennt Belgien an, dass sich die Vereinbarung über die radioaktiven Abfälle positiv auf das Risikoprofil des Betreibers kerntechnischer Anlagen auswirkt, da ein erheblicher Teil seiner Nuklearverbindlichkeiten durch die gedeckelten Beträge gedeckt wird, und dass dieses unterschiedliche Risikoprofil eine Überarbeitung des Maßnahmenpakets rechtfertigt und erfordert, um die Sicherheit und die Überwachung der finanziellen Lage des Betreibers kerntechnischer Anlagen zu gewährleisten: Die Pauschalzahlung in Höhe von 15 Mrd. EUR an Hedera rechtfertigt die Ausgliederung der außereuropäischen Vermögenswerte von Electrabel aus dem Konsolidierungskreis von Electrabel (und die damit verbundene Überwachung durch die CPN/CNV). Engie wird als französische Muttergesellschaft von Electrabel sicherstellen, dass zum Zeitpunkt des Abschlusses der Vereinbarung zwischen dem belgischen Staat und Electrabel Vermögenswerte in Höhe von mindestens 4 Mrd. EUR (Eigenkapitalwert zum 30. Juni 2023) bei Electrabel verbleiben. Darüber hinaus gewährt Engie eine unbegrenzte und unkündbare Garantie der Muttergesellschaft auf erste Anforderung für i) die Stilllegungsverpflichtungen von Electrabel (einschließlich des Risikos, dass die Rückstellungen nicht ausreichen), ii) das Volumenrisiko unter der Obergrenze und iii) die Rückzahlung (laufender oder zukünftiger) Darlehen gegenüber Synatom.

(182)

Belgien ist der Auffassung, dass die übertragenen Verbindlichkeiten in Bezug auf radioaktive Abfälle und die zusätzlichen Stilllegungsverbindlichkeiten, die sich aus dem LTO-Projekt ergeben, Electrabel und den beitragspflichtigen Unternehmen keinen wirtschaftlichen Vorteil verschaffen, da sie das Risiko späterer Kostenschwankungen, die vom Staat übernommen werden, angemessen widerspiegeln und dass die Risikoübertragung so gestaltet ist, dass ein privater Investor bereit gewesen wäre, dieses Risiko zu übernehmen.

(183)

Belgien führt aus, dass die vom Betreiber der kerntechnischen Anlagen/Synatom vor der Abfallbegrenzungsvereinbarung zusammengestellten Rückstellungen für Kernenergie unter Verwendung eines Abzinsungsfaktors von 2,5 % für Rückbauarbeiten (einschließlich Rückbauabfälle) und eines Abzinsungsfaktors von 3 % für alle Tätigkeiten im Zusammenhang mit abgebrannten Brennelementen (wie vom CPN/CNV bei der dreijährlichen Überprüfung Ende 2022 beschlossen) berechnet worden seien.

(184)

Belgien stellt klar, dass die Verwendung zweier unterschiedlicher Abzinsungssätze zur Berechnung der Rückstellungen (Verbindlichkeiten für Rückbau bzw. für abgebrannte Brennelemente) durch die unterschiedliche Dauer gerechtfertigt sei und den Zeitwert des Geldes widerspiegele (97).

(185)

Wie in Erwägungsgrund 198 dargelegt, beinhaltet die Abfallbegrenzungsvereinbarung lediglich eine Übertragung der Verbindlichkeiten für übertragene radioaktive Abfälle und abgebrannte Brennelemente auf den belgischen Staat, während die Verbindlichkeiten für die Stilllegung und den Rückbau beim Betreiber der kerntechnischen Anlagen verbleiben (mit Ausnahme der durch das LTO-Projekt verursachten Dyssynergien, siehe Erwägungsgrund 199). Belgien zufolge wurde daher für die Berechnung des Barwerts der übertragenen Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen ein einmaliger Abzinsungsfaktor von 3 % (1 % realer Satz + 2 % Inflation) beibehalten, um der Tatsache Rechnung zu tragen, dass die Verbindlichkeiten für radioaktive Abfälle und abgebrannte Brennelemente eine längere Laufzeit haben als die Stilllegungsverbindlichkeiten (siehe Erwägungsgrund 148 des Einleitungsbeschlusses).

(186)

Belgien ersuchte CPN/CNV um Rat hinsichtlich des am besten geeigneten Abzinsungsfaktors für die Berechnung der Abfallbegrenzung (98). Wie in Erwägungsgrund 149 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, schlug CPN/CNV vor, den Abzinsungsfaktor für radioaktive Abfälle/die Stilllegung und Verbindlichkeiten abgebrannter Brennelemente nach einem zweistufigen Ansatz anzupassen, bei dem für die ersten 30 Jahre ein Abzinsungssatz auf der Grundlage des tatsächlichen 30-jährigen OLO-Satzes von 3,17 % und für die folgenden 30 Jahre ein Abzinsungssatz von 2,17 % auf der Grundlage einer Schätzung des OLO-Satzes des risikofreien Zinssatzes angewandt wird.

(187)

Belgien erinnert daran, dass die Verhandlungen langwierig waren (1,5 Jahre) und dass die Entscheidung für einen einheitlichen Abzinsungssatz von 3 % durch die Notwendigkeit begründet war, ein gewisses Maß an Planungssicherheit hinsichtlich des in den Verhandlungen mit Engie verwendeten Abzinsungssatzes zu gewährleisten. Dies liegt daran, dass der Abzinsungsfaktor einen direkten Einfluss auf die Berechnung des zu übertragenden Pauschalbetrags hat. Belgien erklärt, dass die vom CPN/CNV in seiner Empfehlung von 2023 verwendete Methode später zusammen mit dem endgültigen Forwardzinssatz der Europäischen Aufsichtsbehörde für das Versicherungswesen und die betriebliche Altersversorgung (im Folgenden „EIOPA“) (99) als nachträgliche Bestätigung dafür herangezogen wurde, dass der Abzinsungsfaktor von 3 % ein vernünftiger langfristiger Satz war.

(188)

Zunächst beauftragte Belgien einen unabhängigen Berater mit der Berechnung des „einheitlichen“ Abzinsungsfaktors, der dem zweistufigen Ansatz von CPN/CNV entspricht, wobei die von CPN/CNV vorgeschlagenen risikofreien Zinssätze sowie verschiedene andere OLO-Zinsdaten herangezogen wurden (100). Die Analyse zeigt, dass der von der CPN/CNV vorgeschlagene Ansatz besonders empfindlich auf den für die Berechnung herangezogenen Zeitraum reagiert. So führt der zweistufige Ansatz beispielsweise zu einem äquivalenten Abzinsungsfaktor von 2,8 % unter Verwendung der von CPN/CNV vorgeschlagenen risikofreien Zinssätze, einem äquivalenten Satz von 3,1 % bei Anwendung der CPN/CNV-Methodik mit den OLO-Daten, die zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses verfügbar waren, und einem entsprechenden Satz von 3,2 % zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der Durchführungsvereinbarung. Wie in Tabelle 14 dargestellt, führt der von CPN/CNV vorgeschlagene zweistufige Ansatz zu zwei äquivalenten Abzinsungssätzen mit einer Differenz von 40 Basispunkten, wenn zwei unterschiedliche Zeiträume betrachtet werden, die nur 9 Monate auseinander liegen.

(189)

Zudem enthält Tabelle 14 auch einen Vergleich mit dem endgültigen Forwardzinssatz der EIOPA, da die EIOPA-Referenz auch im deutschen Präzedenzfall (SA.45296 (101)) herangezogen wurde, in dem ein Abzinsungsfaktor von 4,58 % als angemessen angesehen wurde.

Tabelle 14

Äquivalenter CPN-Zinssatz und Entwicklung des EIOPA-Zinssatzes seit der CPN-Empfehlung vom März 2023

(190)

Wie Tabelle 14 zu entnehmen ist, liegt der angesetzte Abzinsungsfaktor von 3 % zwischen dem

(191)

Darüber hinaus erscheint der Satz von 3 % konservativer als der Vorschlag von CPN/CNV und der endgültige Forwardzinssatz zum Zeitpunkt der Unterzeichnung der Vereinbarung und danach.

(192)

Belgien führt weiter aus, dass ein realer Abzinsungsfaktor von 1 % im Vergleich zu der Rendite, die Hedera bei einem angemessenen, umsichtigen Ansatz für das Aktiv-Passiv-Management erwarten kann, konservativ erscheint. Als Vergleichsbeispiel verweist Belgien auf das spezielle Vermögensportfolio von EDF zur Sicherung der Finanzierung seiner langfristigen Nuklearverbindlichkeiten, das im einheitlichen Registrierungsformular 2023 von EDF beschrieben ist (103). Dieses Portfolio wird auf der Grundlage eines Aktiv-Passiv-Ansatzes verwaltet und besteht aus einem Portfolio diversifizierter Vermögenswerte, die mit der Beschreibung des hypothetischen Portfolios von Hedera vergleichbar sind. Daher kann davon ausgegangen werden, dass eine vergleichbare Rendite erzielt wird.

(193)

Schließlich geht Belgien bei der Berechnung der Abfallbegrenzung von einer konstanten Inflationsrate von 2 % aus, was dem ausdrücklichen langfristigen Inflationsziel der Europäischen Zentralbank (im Folgenden „EZB“) entspricht. Die EZB ist der Auffassung, dass der Verbraucherpreisindex (im Folgenden „VPI“) die geeignete Messgröße für die Inflation ist. Wie in Erwägungsgrund 150 Buchstabe b des Einleitungsbeschlusses erwähnt, äußerte CPN/CNV Bedenken, dass die tatsächliche Inflation der Kosten für den Bau kerntechnischer Anlagen (basierend auf dem ABEX-Index) höher sein könnte als die VPI-Inflation. Belgien argumentiert, dass das Inflationsziel der EZB von 2 % der richtige Indikator für die Inflation bei der Berechnung der Abfallbegrenzung sei, und zwar aus folgenden Gründen:

(194)

Aus den oben genannten Gründen ist Belgien der Auffassung, dass der Abzinsungsfaktor von 3 % ein angemessener und konservativer Satz für die Abzinsung langfristiger Verbindlichkeiten ist.

(195)

Wie in Erwägungsgrund 153 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, macht Belgien geltend, dass auf den Grundbetrag von 9 815 Mio. EUR eine erhebliche zusätzliche Risikoprämie in Höhe von 5 185 Mio. EUR hinzugerechnet worden sei, um verbleibende Unsicherheiten zu decken. Wie in Erwägungsgrund 154 des Einleitungsbeschlusses erläutert, beruht die Risikoprämie auf einem technischen Vermerk der NERAS (104), in dem die Unsicherheiten und Risiken im Zusammenhang mit der Übertragung der finanziellen Verantwortung für die Entsorgung radioaktiver Abfälle und abgebrannter Brennelemente von den sieben belgischen Kernkraftwerken auf den belgischen Staat analysiert werden (siehe Fußnote 80 des Einleitungsbeschlusses). Wie in Erwägungsgrund 156 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, macht Belgien geltend, dass die Risikoprämie von 52,83 % angemessen sei und die im deutschen Fall angewandte Risikoprämie von 35,47 % (SA.45296 (siehe Fußnote 101)) übersteige.

(196)

Zusätzlich zu den Erläuterungen zur Risikoprämie in Erwägungsgrund 154 des Einleitungsbeschlusses hat Belgien im Rahmen des förmlichen Prüfverfahrens ausführlicher beschrieben, wie die Risikoprämie auf der Grundlage des technischen Vermerks der NERAS berechnet wurde. Tabelle 15 enthält die detaillierten Erläuterungen und die Zusammensetzung der Risikoprämie, die zu Beträgen von 5 033 Mio. EUR bzw. 5 133 Mio. EUR als Untergrenze bzw. Obergrenze führte. Im Rahmen der Verhandlungen über die Abfallbegrenzungsvereinbarung wurde die Risikoprämie auf einen etwas höheren Betrag von 5 185 Mio. EUR festgesetzt, um zu einer Pauschalzahlung in Höhe von 15 Mrd. EUR zu gelangen (siehe Tabelle 13).

Tabelle 15

Detaillierte Zusammensetzung und Berechnung der Risikoprämien

(197)

Belgien macht geltend, dass das NERAS-Gutachten in seinem technischen Vermerk einen Katalog der Risiken im Zusammenhang mit der Übertragung der Nuklearverbindlichkeiten auf den belgischen Staat enthalte, die mit Unterstützung von NERAS-Experten in die Bereitstellungsakte für 2022 aufgenommen worden seien, um die Mindestrisikoprämie zu schätzen, die zur Deckung aller bekannten Risiken erforderlich sei. Belgien argumentiert daher, dass die Risikoprämie im Rahmen der Abfallbegrenzungsvereinbarung dazu diene, alle im NERAS-Vermerk identifizierten Risiken, deren Eintreten weniger wahrscheinlich als ihr Ausbleiben ist, sowie zusätzliche Risiken abzudecken, die während der Verhandlungen aufgrund von Gesprächen mit Electrabel und Expertenmeinungen ermittelt wurden. Schließlich erinnert Belgien daran, dass Sachverständige der NERAS an den Verhandlungen über die Abfallbegrenzungsvereinbarung beteiligt gewesen seien, um die belgische Regierung bei der Berücksichtigung der in ihrem technischen Vermerk vom März 2023 geäußerten Empfehlungen zu unterstützen.

(198)

Wie in Erwägungsgrund 163 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, bleibt im Gegensatz zu den übertragenen Verbindlichkeiten für radioaktive Abfälle und abgebrannte Brennelemente der Betreiber kerntechnischer Anlagen allein für die Stilllegung und den Rückbau des gesamten Atomparks verantwortlich (wonach die beitragspflichtigen Unternehmen einen finanziellen Beitrag zu den Stilllegungs- und Rückbaukosten leisten). Die Stilllegungs- und Rückbauverbindlichkeiten sind somit „unbegrenzt“.

(199)

Im Rahmen der Transaktion übernahm der belgische Staat jedoch die finanzielle Verantwortung für die „zusätzlichen Stilllegungsverbindlichkeiten, die sich aus dem LTO-Projekt ergeben“ oder „Stilllegungs-Dyssynergien“. Die beiden Hauptkategorien sind der Anstieg der Kosten nach der Betriebsphase (Betriebskosten und Projektkosten) und der durch das LTO-Projekt verursachten Stilllegungs- und Rückbaukosten (Betriebs-, Projekt- und Investitionskosten). Beispiele dafür, worin diese Stilllegungs-Dyssynergien konkret bestehen, wurden in den Fußnoten 85 und 86 des Einleitungsbeschlusses angeführt. Der endgültige Betrag der „Stilllegungs-Dyssynergien“ ist das Ergebnis der Bewertung der Auswirkungen des LTO-Projekts und deckt keine Betriebskosten im Zusammenhang mit der laufenden Verwaltung oder den üblichen Tätigkeiten ab. Der endgültige Betrag der „Stilllegungs-Dyssynergien“ ist das Ergebnis der Bewertung der Auswirkungen des LTO-Projekts auf verschiedene Kostenunterkategorien, da sich die Verlagerung der Stilllegung von zwei Reaktoren auf die Planung, die Organisation, den Zeitplan und den Bedarf für bestimmte Investitionen zu einem bestimmten Zeitpunkt auswirkt (105). Weder BE-NUC noch der belgische Staat übernehmen eine weitere Haftung für Stilllegungsverpflichtungen.

(200)

Wie in Erwägungsgrund 168 des Einleitungsbeschlusses erläutert, wurde angesichts der Uneinigkeit zwischen Electrabel und dem belgischen Staat über die Höhe der Dyssynergieeffekte bei der Stilllegung CPN/CNV mit der Entscheidung beauftragt, sodass der endgültige Betrag zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses noch nicht bekannt war. Am 24. Juni 2024 genehmigte CPN/CNV den Betrag von [100-500] Mio. EUR (nominal), und am 16. Oktober 2024 teilte CPN/CNV Belgien und Engie mit, dass sich der zu zahlende endgültige Betrag Ende 2024 auf [100-500] Mio. EUR belief (106). Bei den von der belgischen Regierung zu zahlenden Stilllegungs-Dyssynergien handelt es sich um einen festen Pauschalbetrag, der nicht erhöht werden kann, wenn die zusätzlichen Kosten höher sind als vorgesehen. Sollte das LTO-Projekt jedoch nicht wie erwartet durchgeführt werden, erhält der belgische Staat eine Rückerstattung.

(201)

Belgien macht geltend, dass das Abfallabkommen auch ein umfassendes Sicherheitspaket vorsehe, um zu gewährleisten, dass „unbegrenzte Nuklearverbindlichkeiten“ von einem wirtschaftlich rentablen Betreiber kerntechnischer Anlagen getragen werden:

(202)

Belgien macht geltend, dass das Abfallabkommen getrennt von den anderen Teilen der Maßnahme bewertet werden könne.

(203)

Erstens führt Belgien an, dass das Abfallabkommen nicht nur die LTO-Anlagen, sondern alle sieben Kernreaktoren in Belgien betreffe. Die Rückstellungen für Kernenergie, auf denen die gedeckelten Beträge beruhen, berücksichtigen alle Rückstellungen für Kernenergie, die bis zu den ursprünglichen gesetzlichen Endstichtagen der sieben Kernreaktoren anzusetzen sind (siehe Tabelle 1).

(204)

Zweitens werden, wie in Erwägungsgrund 170 des Einleitungsbeschlusses erwähnt, die Kosten im Zusammenhang mit den Betriebsabfällen und abgebrannten Brennelementen, die von den LTO-Anlagen während des LTO-Zeitraums erzeugt werden, von den Miteigentümern der LTO-Anlagen (BE-NUC und Luminus) getragen, einschließlich der Kosten für die Anpassung der Betriebsabfälle an die vertraglichen Übertragungskriterien und einer Mengenanpassungsgebühr für diese zusätzlichen Mengen. Electrabel und die beitragenden Unternehmen werden im Einklang mit den geltenden Rechnungslegungsvorschriften Rückstellungen für radioaktive Betriebsabfälle festlegen. Diese zusätzlichen Kosten spiegeln sich im unterzeichneten Finanzmodell wider, auf dem die finanziellen Unterstützungsmaßnahmen der Komponente 1 des LTO-Projekts beruhen, und werden daher bei der Kalibrierung der Teilmaßnahmen der Komponente 1 berücksichtigt.

(205)

Drittens bleibt der Betreiber kerntechnischer Anlagen für die Stilllegung und den Rückbau aller sieben Kernreaktoren in Belgien verantwortlich. Diese Kosten spiegeln sich weder im Abfallabkommen noch im unterzeichneten Finanzmodell wider. Eine Ausnahme bildet die Erhöhung der Stilllegungsverpflichtungen (sowohl für die LTO-Anlagen als auch für die Nicht-LTO-Anlagen) aufgrund des LTO-Projekts, für die ein fester Pauschalbetrag festgelegt und von CPN/CNV genehmigt wurde und der von den belgischen Behörden als einmalige Zahlung geleistet wird. Die Höhe dieser Dyssynergien wurde im unterzeichneten Finanzmodell berücksichtigt.

(206)

Wie in Abschnitt 3.5. des Einleitungsbeschlusses dargelegt, enthält die Vereinbarung zwischen dem belgischen Staat und Engie auch Bestimmungen über den Rechtsschutz, in denen die Risikoteilung im Falle bestimmter künftiger Gesetzesänderungen festgelegt wird. Kapitel 4 des Phoenix-Gesetzes bildet die Rechtsgrundlage für den Schutz von Engie vor bestimmten Gesetzesänderungen. Das Verhältnis zwischen den Parteien in Bezug auf Entschädigungen im Falle der betreffenden Gesetzesänderungen wird jedoch ausschließlich durch die Bestimmungen der Durchführungsvereinbarung geregelt.

(207)

Diese mit Engie und Electrabel geschlossenen Bestimmungen sehen vor, dass der belgische Staat Engie (oder eines der betroffenen Unternehmen der Engie-Gruppe) für die dadurch tatsächlich entstandenen direkten Verluste entschädigt, wenn die belgische Föderalregierung oder das belgische Föderalparlament neue Verordnungen erlässt, die speziell die Betreiber kerntechnischer Anlagen in Belgien oder die nuklearen Tätigkeiten von Electrabel betreffen und sich negativ auf die wesentlichen Bedingungen der Transaktion auswirken. Dies schließt auch die Zahlungen ein, die Engie im Rahmen dieser Entschädigung an Luminus zu leisten hat. Nach belgischem Recht muss der Kläger seinen Anspruch nachweisen, und die Höhe der Entschädigung wird durch ein Gericht oder ein Schiedsverfahren festgelegt. Zwar sind die belgischen Gerichte zuständig, doch gibt es eine gegenseitige Schiedsmöglichkeit im Rahmen der UNCITRAL-Schiedsgerichtsordnung.

(208)

Diese Bestimmung gilt nicht, wenn die Gesetzesänderung aus der Umsetzung europäischer oder internationaler Rechtsvorschriften resultiert, es sei denn, die belgische Föderalregierung oder das belgische Föderalparlament hat die Existenz und den Inhalt dieser Rechtsvorschriften auf einer anderen Ebene (international, supranational, europäisch, regional, kommunal usw.) veranlasst oder aktiv gefördert oder eine gerichtliche Entscheidung veranlasst oder aktiv gefördert.

(209)

Wie in Erwägungsgrund 180 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, bringt Belgien vor, die Entscheidungspraxis der Kommission deute darauf hin, dass Schutzmaßnahmen gegen Gesetzesänderungen staatliche Beihilfen darstellen können. Belgien verweist in diesem Zusammenhang auf die Entscheidung der Kommission über die Verlängerung der Laufzeit von drei weiteren Kernreaktoren in Belgien, in der die Kommission die Entschädigungsklauseln geprüft habe, die in den Vereinbarungen zwischen dem belgischen Staat und den Eigentümern kerntechnischer Anlagen enthalten waren. Belgien kommt daher zu dem Schluss, dass die Vereinbarung über rechtlichen Absicherungen zwischen dem belgischen Staat und Engie die Gewährung eines selektiven wirtschaftlichen Vorteils für Engie bedeuten könnte.

(210)

Belgien macht geltend, dass die Verlängerung der Laufzeit der beiden Kernreaktoren aufgrund der besonderen wirtschaftlichen Lage und des spezifischen Risikoprofils von Kernenergie ein spezielles Unterstützungspaket erfordert.

(211)

Wie in Erwägungsgrund 22 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, hat Electrabel keine Rückstellungen für den Langzeitbetrieb gebildet, da bis März 2022 — spätestens jedoch bis 2025 — alle belgischen Kernkraftwerke gemäß dem Gesetz über den Atomausstieg geschlossen werden sollten. Nach der Entscheidung über die Verlängerung der Laufzeit von Doel 4 und Tihange 3 bestand dringender Bedarf an einer Sanierung der LTO-Anlagen. Angesichts des straffen Zeitplans und der gestiegenen Kosten für Brennstoffe und andere notwendige Teile in den letzten Jahren sind die Investitionskosten des LTO-Projekts mit erheblichen Unsicherheiten behaftet.

(212)

Die belgischen Behörden haben alternative Unterstützungsmechanismen geprüft, darunter die Einbeziehung der Kerntechnologie in den belgischen Kapazitätsmechanismus, eine feste Einspeisevergütung, einen einseitigen CfD oder ein RAB-Modell.

(213)

Nach Angaben der belgischen Behörden wurden diese Alternativen angesichts der in Abschnitt 3.1. genannten Marktversagen in bestimmten Bereichen aus folgenden Gründen als weniger geeignet angesehen, um das LTO-Projekt zu unterstützen:

(214)

Belgien macht geltend, dass der zweiseitige CfD in Verbindung mit den anderen Teilmaßnahmen des Unterstützungspakets die erforderliche Unterstützung zu geringeren Kosten für die Verbraucher biete, als dies bei den alternativen Vergütungsmechanismen der Fall sei.

(215)

Wie in Erwägungsgrund 181 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, sind die Endbegünstigten der angemeldeten Maßnahme i) Engie als Muttergesellschaft von Electrabel, das alleiniger Betreiber und Miteigentümer der LTO-Anlagen (89,807 %) ist, sowie in ihrer Funktion als direkte Vertragspartei der mit der belgischen Regierung geschlossenen Durchführungsvereinbarung, und ii) EDF S.A. („EDF“) als oberste Muttergesellschaft von Luminus, das Miteigentümer der LTO-Anlagen (10,193 %) und Teil der beitragspflichtigen Unternehmen ist, sowie in ihrer Funktion als Muttergesellschaft von EDF Belgium, das Teil der beitragspflichtigen Unternehmen ist. Die Kommission hat während der förmlichen Prüfung keine Gründe gefunden, von dieser Bewertung der Hauptbegünstigten abzuweichen.

(216)

Die Kommission teilt jedoch die Auffassung Belgiens hinsichtlich der Ermittlung der Begünstigten der Komponente 1 der Maßnahme. Insbesondere argumentierte Belgien in seiner Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss, dass BE-NUC (das Gemeinschaftsunternehmen zwischen dem belgischen Staat und Electrabel) und Luminus und nicht Electrabel und Luminus die unmittelbar Begünstigten des CfD, der SDC-Darlehen, der MOCP und der WCF seien. Als Gesellschafter von BE-NUC und derzeitiger Miteigentümer der LTO-Anlagen kann Electrabel dennoch ebenfalls als wichtiger Begünstigter dieser Teilmaßnahmen der Komponente 1 angesehen werden. Was die anderen Teilmaßnahmen im Rahmen von Komponente 1 betrifft, die Unterstützung für den Betrieb und die Instandhaltung der LTO-Anlagen vorsehen, ist Electrabel als Betreiber kerntechnischer Anlagen und Anteilseigner von BE-NUC zusammen mit dem belgischen Staat unmittelbarer Begünstigter, während Luminus als Miteigentümer der LTO-Anlagen mittelbarer Begünstigter ist. Gemäß den Randnummern 115 und 116 der Mitteilung der Kommission über den Begriff der Beihilfe kann ein Vorteil auch anderen Unternehmen als denen gewährt werden, denen staatliche Mittel unmittelbar übertragen werden (mittelbarer Vorteil). Luminus profitiert von der Kombination der Teilmaßnahmen im Rahmen von Komponente 1 durch die Verringerung der Betriebs- und Insolvenzrisiken für das LTO-Projekt, ohne selbst direkt an diesen Teilmaßnahmen beteiligt zu sein. Daher kann davon ausgegangen werden, dass Luminus durch diese Teilmaßnahmen einen mittelbaren Vorteil erlangt. Dieser mittelbare Vorteil gilt nicht für die EMSA, da Luminus Eigentümer seines Anteils an dem von den LTO-Anlagen erzeugten Strom ist und den Verkauf des Stroms unabhängig abwickeln wird, und auch nicht für die zwischen Electrabel und BE-NUC zu schließende ASA.

(217)

In Bezug auf die Komponente 2 der angemeldeten Maßnahme kommen die Übertragung von Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen und die Vereinbarung über die Stilllegungsverbindlichkeiten dem Betreiber kerntechnischer Anlagen, Electrabel, sowie Luminus und EDF Belgium in ihrer Rolle als beitragspflichtige Unternehmen zugute, die zusammen mit dem Betreiber kerntechnischer Anlagen finanziell für die Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und der Stilllegung verantwortlich sind.

(218)

In Bezug auf die Komponente 3 der angemeldeten Maßnahme sieht die rechtliche Absicherung vor, dass einseitige Maßnahmen des belgischen Staates, die sich speziell auf die Betreiber von kerntechnischen Anlagen in Belgien auswirken oder auf sie anwendbar sind und durch die die wesentlichen Bedingungen der Transaktion verändert werden, einen Anspruch auf Entschädigung begründen. Die unmittelbaren Begünstigten sind daher Engie als Muttergesellschaft von Electrabel, dem Betreiber (und Miteigentümer) der Kernreaktoren in Belgien, und BE-NUC. Ähnlich wie bei einigen Teilmaßnahmen im Rahmen von Komponente 1, obwohl Luminus nicht direkt an den Maßnahmen zur rechtlichen Absicherung der Komponente 3 beteiligt ist, ergibt sich ein mittelbarer Vorteil für das Unternehmen Luminus, das ebenfalls im Falle von rechtlichen Änderungen, die das LTO-Projekt betreffen, entschädigt wird (siehe Abschnitt 3.3.3.). Daher ist Luminus ein mittelbarer Begünstigter der Komponente 3 der Maßnahme.

(219)

Wie in Abschnitt 3.7. des Einleitungsbeschlusses erläutert, erfordert das LTO-Projekt eine Reihe von Gesetzesänderungen, die im vorliegenden Abschnitt zusammengefasst sind.

(220)

Das Gesetz über den Atomausstieg regelt seit 2003 den schrittweisen Ausstieg aus der Stromerzeugung durch Kernkraft in Belgien und wurde bereits dreimal geändert, um die Verlängerung der Laufzeit von Tihange 1, Doel 1 und Doel 2 zu ermöglichen.

(221)

Die Verlängerung der Laufzeit von Doel 4 und Tihange 3 um zehn Jahre erfordert eine weitere Änderung des Gesetzes über den Atomausstieg. Die Änderungen wurden durch das „Gesetz zur Änderung des Gesetzes über den Atomausstieg“ umgesetzt, das am 18. April 2024 vom Parlament in seiner Plenarsitzung angenommen, am 26. April 2024 vom König unterzeichnet und am 5. Juni 2024 im belgischen Staatsblatt veröffentlicht wurde.

(222)

Gemäß der Richtlinie 2011/92/EU des Europäischen Parlaments und des Rates (107), der Richtlinie 92/43/EWG des Rates (108) und der Richtlinie 2009/147/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (109) bringt Belgien vor, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung mit grenzüberschreitenden Konsultationen (110) erforderlich ist, die durchgeführt wurde.

(223)

Die verschiedenen Elemente des LTO-Projekts werden durch ein separates Gesetz zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Energiesektor und zur Reform des Kernenergiesektors, das auch als „Phoenix-Gesetz“ bezeichnet wird, umgesetzt. Die einzelnen Kapitel des Phoenix-Gesetzes werden in Erwägungsgrund 191 des Einleitungsbeschlusses ausführlich beschrieben. Das Phoenix-Gesetz wurde vom Parlament am 18. April 2024 in einer Plenarsitzung gebilligt und am 26. April 2024 vom König unterzeichnet. Es wurde am 5. Juni 2024 im belgischen Staatsblatt veröffentlicht.

(224)

Wie in Erwägungsgrund 193 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, hat der belgische Staat zwei neue öffentliche Einrichtungen gegründet, die bestimmte Aufgaben im Zusammenhang mit dem LTO-Projekt übernehmen werden:

(225)

Das BE-WATT-Gesetz und das Hedera-Gesetz wurden vom Parlament am 18. April 2024 in der Plenarsitzung genehmigt und am 26. April 2024 vom König unterzeichnet. Sie wurden am 5. Juni 2024 im belgischen Staatsblatt veröffentlicht.

(226)

Erstens regeln die Genehmigungen durch Königlichen Erlass die Genehmigung von Anlagen, die radioaktive Abfälle konditionieren. Dieser Königliche Erlass wurde geändert, um die Genehmigung von Anlagen zur Konditionierung von radioaktiven Abfällen gemäß den vertraglichen Übertragungskriterien zu ermöglichen. Für Genehmigungen für Konditionierungsanlagen, die gemäß den vertraglichen Übertragungskriterien Konditionierungen durchführen, wird eine separate Kategorie eingeführt. Er wurde am 11. Juli 2024 angenommen und am 15. Juli 2024 im belgischen Staatsblatt veröffentlicht.

(227)

Zweitens legt der Königliche Erlass über die vertraglichen Übertragungskriterien die vertraglichen Übertragungskriterien und die Kategorisierung der Abfallpakete sowie die Art und Weise fest, wie sie die Mengengutschrift in Anspruch nehmen. Er wurde am 11. Juli 2024 angenommen und am 15. Juli 2024 im belgischen Staatsblatt veröffentlicht.

(228)

Belgien wird den gesamten Finanzierungsbedarf des LTO-Projekts aus dem allgemeinen Staatshaushalt bestreiten, einschließlich der potenziellen Rückzahlungen aus dem zweiseitigen CfD.

(229)

Wie in Erwägungsgrund 200 des Einleitungsbeschlusses dargelegt, schätzt Belgien, dass sich die Kosten für Investitionsausgaben des LTO-Projekts auf [2-2,5] Mrd. EUR und die gesamten Betriebskosten über die Laufzeit hinweg auf [7 000-8 000] Mio. EUR belaufen.

(230)

Die Nettoauswirkungen auf den belgischen Staatshaushalt ergeben sich aus zwei Faktoren: erstens durch die Kapitaleinlage in Höhe von 24,7 Mio. EUR in das Gemeinschaftsunternehmen und zweitens durch die von der Vertragspartei der Vergütungsvereinbarung zu zahlenden Nettokosten der Maßnahmen. Belgien macht geltend, dass die erwarteten Haushaltsausgaben nicht nur von Kostenprognosen abhängen, sondern auch von Prognosen zu Preisen/Einnahmen auf dem Energiemarkt, da das LTO-Projekt durch eine Kombination aus Markterlösen, CfD-Differenzzahlungen, Mindest-OPEX- und Kapitalzahlungen sowie SDC-Darlehen finanziert wird.

(231)

Gemäß der Basisszenario-Prognose des unterzeichneten Finanzmodells erhält der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung über die Laufzeit des Projekts hinweg einen Nominalbetrag von insgesamt [0-500] Mio. EUR.

(232)

Sollten sich die Strompreise jedoch gemäß einer niedrigeren Prognose entwickeln, würden sich die Kosten der Maßnahme für den belgischen Staat aufgrund höherer CfD-Zahlungen um [4 000-4 500] Mio. EUR erhöhen. Im Falle eines unerwarteten Ereignisses, durch das beide Kernkraftwerke ausfallen würden, wäre der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung zudem verpflichtet, zusätzliche Unterstützung in Höhe von [500-1 000] Mio. EUR pro Jahr der Nichtverfügbarkeit zu leisten. In einem negativen Szenario mit niedrigen Strompreisen und eines zwölfmonatigen Ausfalls müsste der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung über die Projektlaufzeit hinweg einen Gesamtnettobetrag (Nominalbetrag) von [4 000-4 500] Mio. EUR bereitstellen, d. h., das Budget der Maßnahme würde sich auf fast [40-50] % der gesamten Kapital- und Betriebskosten belaufen.

(233)

Belgien bestätigt, dass die Maßnahme nicht mit anderen Beihilfen zur Deckung derselben Kosten, die im Rahmen des LTO-Projekts anfallen, kumuliert werden kann. Belgien bringt vor, dass außer dem Staatshaushalt keine anderen Mittel an der Finanzierung des LTO-Projekts beteiligt sein dürften, und bestätigt, dass keine Unionsmittel betroffen sein werden.

(234)

Die Kommission hat den Einleitungsbeschluss am 22. Juli 2024 angenommen. Die Kommission kam zu dem vorläufigen Schluss, dass die Maßnahme eine staatliche Beihilfe darstellt, und äußerte Zweifel an der Vereinbarkeit der Maßnahme mit dem Binnenmarkt gemäß Artikel 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV. Im Einleitungsbeschluss äußerte die Kommission Zweifel hinsichtlich der Erforderlichkeit, Geeignetheit und Angemessenheit der Beihilfe, ihrer Vereinbarkeit mit dem Unionsrecht und möglicher unzumutbarer Wettbewerbs- und Handelsverzerrungen.

(235)

Erstens äußerte die Kommission hinsichtlich der Erforderlichkeit der Beihilfe Zweifel an den finanziellen Unterstützungsmaßnahmen der Komponente 1. Die Kommission erkennt zwar an, dass die Betreiber kerntechnischer Anlagen und die Eigentümer von Kernreaktoren angesichts der Unsicherheiten hinsichtlich der künftigen Strommarktpreise möglicherweise eine stabile Einnahmequelle benötigen, bezweifelt jedoch, dass die zusätzlichen finanziellen Unterstützungsmaßnahmen über den zweiseitigen CfD hinaus alle erforderlich sind. Insbesondere hatte die Kommission Bedenken hinsichtlich der Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens, an dem die belgische Regierung beteiligt sein wird, hinsichtlich der Mindest-OPEX- und der Mindestkapitalzahlung sowie hinsichtlich der SDC-Darlehen.

(236)

Zweitens äußerte die Kommission erneut Zweifel an der Geeignetheit der Beihilfe hinsichtlich der finanziellen Unterstützungsmaßnahmen der Komponente 1. Die Kommission wollte die von Belgien vorgeschlagene Ausgestaltung des zweiseitigen CfD näher prüfen, da dieser offenbar keine angemessenen Anreize bot, auf Marktbedingungen zu reagieren und Wartungsarbeiten auf möglichst effiziente Weise zu planen (einschließlich der Heranziehung des DAM-Preises als Referenz-Marktpreis im CfD-Modell). Darüber hinaus hinterfragte die Kommission, ob die Kombination der Vergütungsmaßnahmen die Begünstigten nicht von einem zu großen Anteil der Markt- und Betriebsrisiken entlastet.

(237)

Drittens äußerte die Kommission hinsichtlich der Verhältnismäßigkeit der Beihilfe Zweifel an der Verhältnismäßigkeit mehrerer finanzieller Vergütungsmaßnahmen (einschließlich der SDC-Darlehen und der MOCP). Die Kommission war der Auffassung, dass diese Maßnahmen mit einem CfD kombiniert und so konzipiert sind, dass sie die Zielrendite von 7 % erreichen. Eine Bewertung ist nur in Bezug auf die Maßnahmen selbst und die damit verbundene Risikominderung möglich. Daher vertrat die Kommission die Auffassung, dass sie zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses die Verhältnismäßigkeit dieser Zielrendite nicht abstrakt bewerten konnte, und kam zu dem Schluss, dass die Verhältnismäßigkeitsprüfung erst nach der Prüfung der Geeignetheit der Maßnahmen erfolgen kann. Darüber hinaus hatte die Kommission Zweifel an der Festlegung des Betrags der Pauschalzahlung in Höhe von 15 Mrd. EUR für die Übertragung der Verbindlichkeiten aus radioaktiven Abfällen und abgebrannten Brennelementen (insbesondere in Bezug auf den verwendeten Abzinsungssatz und die Höhe des Risikoaufschlags) sowie an der Höhe der zusätzlichen Stilllegungsverbindlichkeiten, die sich aus dem LTO-Projekt ergeben (was zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses noch nicht bekannt war).

(238)

Schließlich stellte die Kommission die Frage, ob ein unangemessenes CfD-Modell und die Kumulierung aller Finanzhilfemaßnahmen nicht zu unzulässigen Marktverzerrungen führen könnten. Darüber hinaus benötigte die Kommission weitere Zusicherungen hinsichtlich der Identität und Unabhängigkeit der Stelle, die die Produktion der LTO-Anlagen im Rahmen der EMSA auf dem Markt verkauft.

(239)

Belgien übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 22. August 2024. Belgien legte zusätzliche unabhängige Analysen vor, die von Compass Lexecon in Bezug auf das CfD-Modell, die SDC-Darlehen und die MOCP (vorgelegt am 22. August 2024) sowie die Abfallbegrenzung (vorgelegt am 30. August 2024) erstellt wurden, um den im Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifeln der Kommission hinsichtlich der Erforderlichkeit, Geeignetheit und Verhältnismäßigkeit des Pakets finanzieller Unterstützungsmaßnahmen (Komponente 1 der Beihilfemaßnahme), der Verhältnismäßigkeit des Abfallabkommens (Komponente 2 der Beihilfemaßnahme), der Vereinbarkeit des CfD-Modells mit dem Unionsrecht und möglicher unverhältnismäßiger Verzerrungen des Wettbewerbs und des Handels zu begegnen.

(240)

In der Antwort Belgiens auf den Einleitungsbeschluss wird die ursprüngliche Maßnahme (LTO-Projekt) wie im Einleitungsbeschluss beschrieben erörtert. Die vorliegende Maßnahme umfasst Änderungen gegenüber der ursprünglichen Maßnahme (die aufgrund der von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Bedenken vorgenommen wurden) und ist in Abschnitt 3 dieses Beschlusses ausführlich dargelegt.

(241)

Die von Belgien vorgebrachten Argumente werden im Folgenden näher erläutert.

(242)

Belgien stimmte mit der Kommission darin überein, dass die Förderung marktkonformer Anreize und die Minimierung möglicher unangemessener Verzerrungen für die Gestaltung von Unterstützungsmechanismen von grundlegender Bedeutung sind.

(243)

Belgien zufolge bestimmen die technischen, regulatorischen und wirtschaftlichen Zwänge der LTO-Anlagen (siehe auch Abschnitt 2.1) die Durchführbarkeit und Geeignetheit des CfD-Modells. Diese Auffassung wird durch eine unabhängige zusätzliche wirtschaftliche Analyse von Compass Lexecon untermauert (111). Belgien argumentierte insbesondere, dass wirtschaftliche Anreize für den Betreiber kerntechnischer Anlagen, in Situationen mit eingeschränkten Reaktionsmöglichkeiten auf Marktbedingungen zu reagieren, zu einer suboptimalen Risikoverteilung führen und die Unsicherheit künftiger Einnahmen ohne Möglichkeit einer abschwächenden Maßnahme erhöhen könnten. Daher könnten höhere Risiken für den Begünstigten, denen nicht durch operative Abgaben begegnet werden kann, zu einem verschlechterten Risiko-Ertrags-Profil der Investition und zu einem wirtschaftlichen Ungleichgewicht des Programms führen (z. B. durch die Notwendigkeit eines höheren Ziel-IRR). Die daraus resultierenden erwarteten Auswirkungen auf die Kosten für die Unterstützung müssten daher gegen die Kosten abgewogen werden, die dem Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung durch die direkte Übernahme dieses Risikos entstehen.

(244)

Belgien argumentiert ferner, dass der Händlerbetrieb der LTO-Anlagen und die entsprechenden Gebotsentscheidungen die wirtschaftliche Benchmark für ein CfD-Modell seien, das ein marktkonformes Verhalten aufrechterhalte.

(245)

Im vorliegenden Fall weist Belgien darauf hin, dass verschiedene technische und betriebliche Zwänge den Spielraum für eine Änderung des Wartungsplans und für Modulationen und damit auch das mit erhöhten wirtschaftlichen Anreizen verbundene Wertschöpfungspotenzial erheblich einschränken:

(246)

Belgien argumentierte, dass angesichts der Betriebs- und Sicherheitszwänge der LTO-Anlagen einige der nachstehend aufgeführten alternativen CfD-Modelle die Risiken nicht effizienter verteilen und marktkonformes Verhalten nicht wirksamer fördern würden als das vorgeschlagene Modell. Belgien machte insbesondere geltend, dass in einigen Fällen die Verwendung langfristiger Referenzpreise und Referenzmengen effiziente Entscheidungen hinsichtlich des Einsatzes/Betriebs begünstigen könne, da dadurch die CfD-Zahlungen von den erzielten Marktpreisen abgekoppelt würden. Dies sei jedoch im vorliegenden Fall angesichts der betrieblichen Zwänge der LTO-Anlagen und des einzigartigen Verfügbarkeitsmusters im Zeitraum der LTO-Arbeiten möglicherweise nicht angemessen, wie nachstehend erläutert:

(247)

Belgien zufolge zielte das gewählte CfD-Modell in Verbindung mit seinen spezifischen Regelungen (der MPRA und der Modulationsregelung) darauf ab, das Marktrisiko durch operative Anreize auszugleichen, die sowohl Investitionen als auch die kurzfristige Markteffizienz fördern. Es erleichtere eine zeitnahe Reaktion auf Marktsignale, ohne unnötige Komplexität zu verursachen, und sei auf die technischen und regulatorischen Zwänge der LTO-Anlagen abgestimmt. Belgien verwies in diesem Zusammenhang auf folgende Aspekte:

(248)

Aus den oben dargelegten Gründen kam Belgien zu dem Schluss, dass die Bedenken der Kommission hinsichtlich der Geeignetheit des CfD-Modells im Einleitungsbeschluss unbegründet sind.

(249)

Während des förmlichen Prüfverfahrens beschloss Belgien jedoch, das CfD-Modell und den MPRA-Mechanismus zu ändern, um marktkonforme Anreize zu stärken und Marktentwicklungen gebührend zu berücksichtigen.

(250)

Electrabel und der belgische Staat planen die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens mit einer 50:50-Beteiligung, das die relevanten Vermögenswerte halten wird, um den weiteren Betrieb der LTO-Anlagen zu ermöglichen.

(251)

Belgien machte geltend, dass dieser Ansatz es dem belgischen Staat ermögliche, die Projektgesellschaft gleichberechtigt mitzubestimmen, da die beiden Gesellschafter das Gemeinschaftsunternehmen zu gleichen Bedingungen und als Gesellschafter mit dem gleichen Risiko (entsprechend dem üblichen Gesellschafterrisiko und der üblichen Finanzierung) und den gleichen Vorteilen (insbesondere Dividenden) gegründet hätten. Außerdem könne der belgische Staat so ein gewisses Maß an Eigentumsrechten an kritischer Infrastruktur behalten.

(252)

Belgien erklärte, dass, falls die Einnahmen von BE-NUC nicht ausreichen, um die für den Betrieb der LTO-Anlagen erforderlichen Kosten (die Kosten der Betriebs- und Instandhaltungsvereinbarung und sonstige Betriebs-, Brennstoff- und Instandhaltungsinvestitionskosten) zu decken, der belgische Staat als Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung verpflichtet ist, eine Ausgleichszahlung an BE-NUC (und Luminus) zu leisten. BE-NUC muss diesbezüglich einen jährlichen Abgleichsbericht vorlegen. Diese Mindest-OPEX-Zahlung soll ausreichende Liquidität zur Deckung dieser Kosten sicherstellen, um die langfristige Rentabilität und Solvenz von BE-NUC zu sichern. Darüber hinaus wird der Vertragspartner der Vergütungsvereinbarung eine Kapitalzahlung leisten, die aus einer 50-prozentigen Kostenabsicherung für das investierte Kapital im Verhältnis zu den amortisierten Kapitalkosten der Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen besteht. Sowohl die Mindest-OPEX- als auch die Kapitalzahlung werden als MOCP bezeichnet und gelten ab dem Zeitpunkt der Wiederaufnahme des Langzeitbetriebs.

(253)

Belgien erklärte, dass es sowohl BE-NUC als auch Luminus mit Wirkung vom 1. Juli 2025 auch Kreditlinien zur Verfügung stellen werde, um die Betriebs- und Instandhaltungskosten zu finanzieren, die während bestimmter Stillstandszeiten gemäß Abschnitt 3.2(A) („Beschaffung von SDC-Darlehen“) der Vergütungsvereinbarung anfallen. Konkret wird der belgische Staat anstelle von zusätzlichem Kapital für BE-NUC und Luminus SDC-Darlehen zu einem begrenzten Zinssatz und mit einem festgelegten Tilgungsplan bereitstellen, die in zwei Tranchen finanziert werden:

(254)

Belgien erklärte, dass mit der MOCP Risiken mit erheblichen Auswirkungen bekämpft würden, die zu Verlusten während der Betriebsphase führen könnten. Zusammen mit den SDC-Darlehen in der Phase vor der Wiederinbetriebnahme seien diese Maßnahmen unerlässlich, um sicherzustellen, dass das Projekt ausreichende Zahlungsströme generiert, um den Betreiber der kerntechnischen Anlagen zu bezahlen und die langfristige Betriebsfähigkeit aufrechtzuerhalten. Belgien argumentiert, dass dem Kernkraftwerk ohne diese Maßnahmen im Falle längerer Ausfälle oder regulatorischer (politischer) Änderungen, die zu einer Nichtverfügbarkeit führen, der Konkurs drohen könnte.

(255)

Zur weiteren Untermauerung dieser Behauptungen legte Belgien, gestützt auf eine von Compass Lexecon erstellte unabhängige Analyse (112), folgende Erläuterungen vor:

(256)

Belgien kam daher zu dem Schluss, dass die MOCP und die SDC-Darlehen geeignet und angemessen sind:

(257)

Nach dem förmlichen Prüfverfahren hat Belgien beschlossen, die potenziellen MOCP-Zahlungen auf maximal 2 Mrd. EUR zu begrenzen, indem es von seinem Kündigungsrecht bzw. seinen Kündigungsrechten gemäß der Vergütungsvereinbarung Gebrauch machen würde, es sei denn, eine Analyse des belgischen Staates ergebe, dass eine solche Kündigung die Versorgungssicherheit Belgiens beeinträchtigen könnte und/oder aus finanzieller Sicht nicht angemessen wäre. Weitere Einzelheiten sind in Abschnitt 3.3.1.3.3. zu finden.

(258)

Nach Angaben Belgiens erklären sich der belgische Staat und Electrabel als Gesellschafter bereit, ihren Anteil an dem Finanzierungsbedarf von BE-NUC oder an unvorhergesehenen Finanzierungslücken zu finanzieren (soweit diese Kosten und Aufwendungen betreffen, die nicht durch andere Mechanismen wie Einnahmen von BE-NUC, Differenzzahlungen an BE-NUC im Rahmen der Vergütungsvereinbarung, das SDC-Darlehen usw. finanziert werden, um eine doppelte Finanzierung zu vermeiden).

(259)

Belgien erklärte, dass Electrabel und der belgische Staat individuelle und identische Vereinbarungen über die Gesellschafterdarlehen mit BE-NUC getroffen hätten. Die Zinssätze seien nicht festgeschrieben worden, jedoch sehe die Gesellschafterdarlehensvereinbarung vor, dass der Zinssatz für jedes Gesellschafterdarlehen zu marktüblichen Konditionen festgesetzt werde, die vom Vorstand von BE-NUC gemäß der Gesellschaftervereinbarung unter Berücksichtigung der aktuellen Marktzinsen und vergleichbarer Fremdfinanzierungen Dritter, die zum jeweiligen Zeitpunkt verfügbar seien, ermittelt würden. Die Rückzahlungsbedingungen für die Beträge und die Zinssätze seien identisch.

(260)

Die WCF dient Belgien zufolge der Finanzierung des Betriebskapitalbedarfs, der sich aus dem Betrieb der LTO-Anlagen ergibt. BE-NUC darf Mittel aus der WCF in Anspruch nehmen, wenn die Differenz zwischen den Mittelzuflüssen und Mittelabflüssen geringer ist als die in der Vergütungsvereinbarung festgelegten geschätzten Betriebskosten für den kommenden Ausgabenzeitraum. Der Betrag der WCF muss mindestens den geschätzten durchschnittlichen Betriebskosten für einen Zeitraum von drei Monaten entsprechen. Belgien stellte klar, dass die WCF in der Praxis als Überbrückung innerhalb des Jahres bis zur jährlichen MOCP diene und als revolvierende Kreditfazilität fungiere, die bei Inanspruchnahme der vom belgischen Staat bereitgestellten MOCP jährlich zurückgezahlt würde.

(261)

Belgien stellte klar, dass Electrabel eine Methode für das Gesellschafterdarlehen von Electrabel vorschlagen werde, die in einem Termsheet beschrieben und dem Verwaltungsrat von BE-NUC mitgeteilt werde, um anschließend auf das Darlehen des belgischen Staates sowie auf die WCF übertragen zu werden. Die Rückzahlungsbedingungen für die Beträge und die Zinssätze seien identisch. Belgien brachte vor, dass die Methode noch erörtert werde und zu einem späteren Zeitpunkt mitgeteilt werde.

(262)

In Bezug auf den Erwerb von Energiemanagerdienstleistungen im Rahmen der EMSA machte Belgien geltend, dass der Erwerb dieser Dienstleistungen im Rahmen eines wettbewerbsorientierten, transparenten, diskriminierungsfreien und bedingungsfreien Ausschreibungsverfahrens erfolge. Insbesondere werde der EMSA-Vertrag im Wege eines Verhandlungsverfahrens mit vorherigem Aufruf zum Wettbewerb vergeben (Artikel 120 des belgischen Gesetzes über die öffentlichen Aufträge vom 17. Juni 2016), was im Versorgungssektor ein Standardverfahren darstelle. Belgien kommt daher zu dem Schluss, dass die EMSA dem Energiemanager (EMSA-Partner) keinen Vorteil verschafft und dass der EMSA-Partner nicht von der staatlichen Beihilfe profitiert.

(263)

Belgien brachte vor, dass die Anwendung der Richtlinien über die Vergabe öffentlicher Aufträge zwar bereits eine Reihe von Garantien biete, angesichts der Bedeutung der ausgeschriebenen Dienstleistungen und der Sensibilität aus wettbewerbspolitischer Sicht jedoch zusätzliche Bestimmungen und Garantien eingeführt worden seien, um sicherzustellen, dass bei der Ausschreibung ein ausreichender Wettbewerb herrscht.

(264)

Insbesondere hat Belgien erklärt, dass vor der Erstellung der Ausschreibungsunterlagen ein Auskunftsersuchen zur EMSA eingeleitet wurde, um die Meinungen des Marktes einzuholen, darunter auch zu zahlreichen Themen im Zusammenhang mit dem Inhalt des EMSA-Vertrags. Darüber hinaus enthalte die Ausschreibung spezifische Auswahlkriterien, mit denen sichergestellt werde, dass die infrage kommenden bzw. ausgewählten Teilnehmer angesichts der Bedeutung und Sensibilität der ausgeschriebenen Dienstleistung für den vorgesehenen Zweck geeignet seien. Weitere Einzelheiten zum Ausschreibungsverfahren und zu den Auswahlkriterien sind Abschnitt 3.3.1.5.1. zu entnehmen.

(265)

Wie in Abschnitt 3.3.1.5.2. dargelegt, beschloss Belgien nach dem förmlichen Prüfverfahren, die Entscheidungsbefugnis in Bezug auf die wirtschaftsbedingten Modulationen dem EMSA-Partner zu übertragen und die feste Vergütung des EMSA-Partners durch eine Kombination aus einer festen und einer variablen Gebühr zu ersetzen, wodurch stärkere Anreize geschaffen werden, die Modulationen entsprechend den Marktsignalen vorzunehmen und gleichzeitig den technischen Zwängen (und potenziellen Risiken einer automatischen Abschaltung) der LTO-Anlagen Rechnung zu tragen.

(266)

Belgien brachte vor, dass spezifische Maßnahmen hinsichtlich der möglichen Beteiligung von GEMS, dem Handelsunternehmen von Engie (ein vom Geschäftsbereich Kernenergie verwaltungstechnisch unabhängiger Geschäftsbereich der Engie-Gruppe), an dem Ausschreibungsverfahren vorgesehen seien.

(267)

Belgien stellte ferner klar, dass ausreichende Maßnahmen ergriffen und umgesetzt werden, um potenzielle Interessenkonflikte wirksam zu erkennen und zu verhindern. Diese Maßnahmen lassen sich wie folgt zusammenfassen:

(268)

Belgien stellte außerdem klar, dass GEMS als letzte Ausweichlösung, falls nicht rechtzeitig eine EMSA geschlossen werde, vorübergehend die EMSA-Dienstleistungen erbringen werde, um die Kontinuität der Dienstleistungen sicherzustellen. Belgien machte geltend, dass diese Regelung notwendig und angemessen sei, um die Kontinuität der öffentlichen Dienstleistung (des Verkaufs des von den LTO-Anlagen erzeugten Stroms) sicherzustellen, diese Lösung jedoch zeitlich streng begrenzt und auf das erforderliche Minimum beschränkt sei.

(269)

Belgien kam zu dem Schluss, dass im Ausschreibungsverfahren der EMSA jegliche potenzielle staatliche Beihilfe ausgeschlossen sei, da i) der belgische Staat sicherstellen werde, dass BE-NUC die Rechtsvorschriften und Grundsätze für die Vergabe öffentlicher Aufträge konsequent einhalte, und ii) der umfassende Konsultationsprozess vor der eigentlichen Ausschreibung zusätzliche Garantien biete, um sicherzustellen, dass die Beschaffung von Dienstleistungen im Rahmen eines wettbewerbsorientierten, transparenten, diskriminierungsfreien und bedingungsfreien Ausschreibungsverfahrens erfolge.

(270)

Darüber hinaus kam Belgien zu dem Schluss, dass jegliches Risiko einer Marktabschottung und anderer potenziell wettbewerbswidriger Praktiken durch Engie vermieden werde und alle Maßnahmen und Schutzvorkehrungen ergriffen worden seien, um sicherzustellen, dass ein unabhängiger EMSA-Partner bestellt werde. Nur im Ausnahmefall würde GEMS diese Dienste vorübergehend anbieten, was erforderlich und angemessen sei, um die Kontinuität der öffentlichen Dienstleistungen zu gewährleisten.

(271)

Belgien stellte klar, dass die sich aus dem LTO-Projekt ergebenden Verbindlichkeiten aus der Stilllegung und dem Abbau der LTO-Anlagen („Dyssynergien“), sofern sie von Electrabel nachgewiesen werden, vom belgischen Staat durch eine einmalige (vollständige und endgültige) Pauschalzahlung am Tag des Abschlusses des Rechtsgeschäfts übernommen werden. Belgien erklärte, dass sich der belgische Staat und Electrabel gemäß der Durchführungsvereinbarung innerhalb eines bestimmten zeitlichen Rahmens auf den Betrag einigen sollten und die Angelegenheit andernfalls der CPN/CNV zur Entscheidung vorgelegt werde.

(272)

Belgien wies darauf hin, dass die Frage zum Zeitpunkt des Einleitungsbeschlusses noch auf der Ebene der CPN/CNV anhängig gewesen sei und daher im Einleitungsbeschluss nicht auf ihre Angemessenheit hin geprüft worden sei.

(273)

Belgien erklärte, dass sich der belgische Staat und Electrabel innerhalb des vorgegebenen zeitlichen Rahmens nicht auf den Betrag einigen konnten, sodass die Angelegenheit der CPN/CNV zur Entscheidung vorgelegt worden sei. Im Einzelnen stellte Belgien Folgendes klar:

(274)

Belgien kam daher zu dem Schluss, dass der Betrag für die Übertragung zusätzlicher Stilllegungsverbindlichkeiten aus dem LTO-Projekt, wie ihn die CPN/CNV in ihrer Empfehlung vom 24. Juni 2024 festgelegt hat, angemessen sei.

(275)

Darüber hinaus legte Belgien am 30. August 2024 eine zusätzliche unabhängige Analyse von Compass Lexecon vor, die eine wirtschaftliche Analyse der Ausgestaltung der Abfallbegrenzung enthält, einschließlich einer Analyse des Abzinsungssatzes von 3 % und weiterer Erläuterungen dazu, inwiefern die von der CPN/CNV ermittelten zusätzlichen Risiken entweder bereits durch die vom belgischen Staat berechnete Risikoprämie abgedeckt sind oder nur eine begrenzte Wahrscheinlichkeit/Auswirkung haben.

(276)

Belgien legte dar, dass die Bedenken der Kommission im Zusammenhang mit dem Abzinsungssatz auf einer Analyse der CPN/CNV in ihrer Empfehlung vom 7. März 2023 an den Minister der Energie (113) beruhen, in der die CPN/CNV die Auffassung vertritt, dass der für die Ausgaben für abgebrannte Brennelemente zu verwendende Abzinsungssatz schrittweise an den langfristig risikofreien Zinssatz (berechnet mit 2,17 %) angeglichen werden müsse, und schlägt die Verwendung eines zweistufigen Abzinsungssatzes vor (3,17 % für die ersten 30 Jahre und 2,17 % nach dem ersten Zeitraum von 30 Jahren).

(277)

Belgien verwies auf eine unabhängige Analyse von Compass Lexecon (114), aus der hervorgehe, dass der vom belgischen Staat angesetzte Abzinsungssatz von 3 % angemessen sei, und zwar auf der Grundlage i) einer wirtschaftlichen Analyse des empfohlenen Ansatzes der CPN/CNV, ii) anderer einschlägiger Ansätze und iii) des deutschen Präzedenzfalls in der Rechtssache SA.45296.

(278)

Belgien brachte vor, dass die Bedenken der Kommission hinsichtlich der in der Abfallbegrenzungsvereinbarung berücksichtigten Risiken auch aus der Empfehlung der CPN/CNV an den Minister der Energie (siehe Fußnote 113) hervorgehen, wonach drei Risiken berücksichtigt werden sollten:

(279)

Aus der unabhängigen Analyse von Compass Lexecon gehe hervor, dass diese Risiken berücksichtigt worden seien und der belgische Staat einen umsichtigen Ansatz gewählt habe, der ausreichende Vorkehrungen zur Abdeckung dieser Risiken für unvorhergesehene Ausgaben enthalte.

(280)

Diese Analyse wurde durch die Stellungnahme zu Frage 5.4 des Auskunftsersuchens vom 1. Oktober 2024 abgeschlossen. Belgien brachte vor, dass das Portfolio von Hedera in der Praxis so gestaltet sein sollte, dass alle für den Zeitraum plausiblen wirtschaftlichen Szenarien, insbesondere hinsichtlich des Inflationsniveaus, berücksichtigt werden. Das Ziel von Hedera sei es, eine reale Rendite von 1 % zu erzielen (d. h. 1 % über dem Inflationsniveau). Zu diesem Zweck werde Hedera eine Strategie entwickeln, die das Risiko berücksichtige, dass eine solche Rendite unter bestimmten wirtschaftlichen Rahmenbedingungen (z. B. im Falle eines längeren Zeitraums mit hoher Inflation) mit einem ausschließlich aus Anleihen bestehenden Portfolio möglicherweise nicht erzielt werden könne. Hedera werde daher den Schwerpunkt auf ein dynamisches Aktiv-Passiv-Management legen, das auf einem diversifizierten Portfolio basiere, das Vermögenswerte umfasse, mit denen der Fonds gegen Inflation abgesichert werden könne. So könnte Hedera beispielsweise ein Portfolio zusammenstellen, das (unter anderem) auf Anleihen und Schuldtiteln, Aktien, Immobilien und Derivaten basiere und dessen langfristiges Ziel eine reale Rendite von 1 % bei geringstmöglichem Volatilitätsrisiko sei. Abschließend sei darauf hingewiesen, dass Hedera das eigene finanzielle Engagement bei belgischen Aktien, Anleihen und Immobilien einschränken werde. Damit solle Diversifizierung sichergestellt und der Fonds ausreichend von der belgischen Wirtschaft abgekoppelt werden.

(281)

Belgien trug vor, dass die verschiedenen Komponenten und Teilmaßnahmen des LTO-Projekts Teil der Forderungen von Engie gewesen seien, um der Laufzeitverlängerung zuzustimmen, und dass diese alle in den am 13. Dezember 2023 unterzeichneten umfassenden Transaktionsunterlagen enthalten gewesen seien. Belgien stellte jedoch auch fest, dass sich die Komponenten des LTO-Projekts in einer Reihe von Aspekten unterscheiden und einander ergänzen, wodurch mögliche kumulative Auswirkungen begrenzt werden.

(282)

Belgien verwies auf die Rechtsprechung, wonach bei der Bewertung aufeinanderfolgender Maßnahmen unter anderem folgende Aspekte zu berücksichtigen seien:

(283)

Belgien führte aus, dass sich die drei Komponenten des LTO-Projekts hinsichtlich ihres Gegenstands und ihrer Natur grundlegend unterscheiden, und wies darauf hin, dass die Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss die Unterschiede bzw. Gemeinsamkeiten hinsichtlich des Gegenstands und der Natur der Komponenten 1, 2 und 3 nicht ausdrücklich berücksichtigt habe. In diesem Zusammenhang brachte Belgien Folgendes vor:

(284)

Belgien wies darauf hin, dass der allgemeine Zweck der drei Komponenten mit der Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen zusammenhänge. Belgien führte jedoch an, dass der konkrete Zweck jeder einzelnen Komponente ein relevantes Element für die Bewertung sei:

(285)

Belgien brachte ferner vor, dass die Komponenten 1, 2 und 3 unterschiedliche unmittelbare Begünstigte betreffen. Belgien räumte ein, dass die Ermittlung der Begünstigten jeder Maßnahme ein wichtiger Punkt bei der Beurteilung des Vorliegens kumulativer Auswirkungen sei. Hierzu hat der belgische Staat folgende Stellungnahmen abgegeben:

(286)

Die Komponenten 1, 2 und 3 unterscheiden sich hinsichtlich Gegenstand und Natur sowie Zweck und Begünstigten erheblich, seien gleichzeitig abgeschlossen worden und dienen dem allgemeinen Zweck der Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen. Wie oben dargelegt, entspreche jede Komponente einem bestimmten Zweck, wodurch sie einander ergänzen und mögliche kumulative Auswirkungen begrenzt werden.

(287)

Angesichts eines sich dank der Komponenten 2 und 3 möglicherweise ändernden Risikoprofils von Electrabel können diese Maßnahmen Electrabel als Betreiber kerntechnischer Anlagen tatsächlich zugutekommen und damit das Risikoprofil von Electrabel insgesamt verbessern. Die Komponenten 2 und 3 ändern nichts am Risikoprofil von BE-NUC, dem Hauptbegünstigten der Komponente 1. Wie in einer von Compass Lexecon durchgeführten unabhängigen Analyse bewertet, stelle das Risikoprofil von BE-NUC angesichts der spezifischen Risiken für das Projekt und die Risikoverteilung zwischen BEGOV und BE-NUC den entscheidenden Faktor für die Bewertung der Angemessenheit der Komponente 1 dar.

(288)

Engie übermittelte seine Stellungnahme zum Einleitungsbeschluss am 9. September 2024. Darin legt Engie Nachweise und Analysen vor, die seine Argumentation stützen, wonach die von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel unbegründet seien. In der Stellungnahme von Engie auf den Einleitungsbeschluss wird die im Einleitungsbeschluss beschriebene ursprüngliche Maßnahme erörtert. Die derzeitige Maßnahme enthalte gegenüber der ursprünglichen Maßnahme Änderungen (die vorgenommen worden seien, um die von der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel auszuräumen); dies ist in Abschnitt 3 dieses Beschlusses ausführlich dargelegt. Der Standpunkt von Engie entspricht dem Standpunkt der belgischen Behörden.

(289)

Engie machte geltend, dass das LTO-Projekt eine Gesamtvereinbarung und das Ergebnis umfangreicher und langwieriger Verhandlungen mit der belgischen Regierung sei, mit dem Leitprinzip, sich weiterhin für Belgien zu engagieren und einen Beitrag zur Versorgungssicherheit des Landes zu leisten, indem dem Ersuchen Belgiens um Verlängerung der Laufzeit von zwei Kernreaktoren stattgeben werde, wodurch die öffentliche Strategie, den Betrieb kerntechnischer Anlagen in Belgien nach 2025 einzustellen, aufgegeben werde (siehe Erwägungsgrund 23). Darüber hinaus brachte Engie vor, dass das LTO-Projekt aus folgenden Gründen positive Auswirkungen auf den Binnenmarkt habe:

(290)

Engie argumentierte ferner, dass zwischen dem LTO-Projekt (Laufzeitverlängerung von Doel 4 und Tihange 3) und der Laufzeitverlängerung von Doel 1, Doel 2 und Tihange 1 im Jahr 2015 (im Folgenden „bestehender Langzeitbetrieb“) mehrere Unterschiede bestehen:

(291)

Engie brachte vor, dass all diese Faktoren Engie und den belgischen Staat dazu veranlasst haben, eine umfassende Vereinbarung zu schließen, die sowohl die beantragte Verlängerung der Laufzeit (vorbehaltlich einer Minderung des Risikobetrags für Engie) als auch die Entsorgung übertragener abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle vorsehe, und vertrat die Auffassung, dass der bestehende Langzeitbetrieb kein relevanter Bezugsrahmen für die Bewertung der Erforderlichkeit und Geeignetheit der verschiedenen Maßnahmen des vorliegenden LTO-Projekts sei.

(292)

Die wichtigsten Argumente von Engie zu den von der Kommission im Einleitungsbeschluss geäußerten Zweifel werden im Folgenden näher dargelegt.

(293)

Die Kommission ist der Auffassung, dass die drei Komponenten der Maßnahme als Teil einer einzigen Maßnahme des belgischen Staates bewertet werden können, da sie alle denselben Vorgang betreffen, nämlich die Verlängerung der Laufzeit der LTO-Anlagen.

(294)

Engie erklärte, dass keine Einwände gegen die Einstufung als einzige Maßnahme geltend gemacht werden, sofern diese den Kriterien der Rechtsprechung des Gerichtshofs der Europäischen Union entspreche (119). Insbesondere stimmte Engie der in Erwägungsgrund 208 des Einleitungsbeschlusses vertretenen Auffassung der Kommission zu, dass die drei Komponenten der Maßnahme voneinander abhängig seien und insgesamt zur Durchführung der Vereinbarung über die Verlängerung der Laufzeit beitragen, was es ermögliche, sie als eine einzige Maßnahme zu betrachten. Engie räumte ein, dass hinsichtlich seines Risikobetrags und der Entsorgung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle bestimmte Voraussetzungen bestanden haben, die zu einer umfassenden Vereinbarung geführt haben, die über die bloße Einführung eines Vergütungsmechanismus für den verlängerten Betrieb der kerntechnischen Anlagen hinausgegangen sei. Ohne diese vorgeschlagene Einstufung als einzige Maßnahme infrage zu stellen, wies Engie jedoch darauf hin, dass einige Teilmaßnahmen des LTO-Projekts keine staatliche Beihilfe darstellen, da sie Electrabel keinen selektiven Vorteil verschaffen; dabei handele es sich insbesondere um

(295)

Engie betonte, dass der Anreizeffekt, den die Kommission in ihrer Bewertung in den Erwägungsgründen 229 und 239 des Einleitungsbeschlusses als plausibel erachtete, nicht hypothetisch sei, sondern dass kein Zweifel daran bestehe, dass Electrabel ohne das LTO-Projekt, einschließlich der drei Komponenten, den Betrieb der LTO-Anlagen nicht fortgesetzt hätte. Engie brachte hierzu Folgendes vor:

(296)

Darüber hinaus betonte Engie, dass der Anreiz für Electrabel, den Betrieb der LTO-Anlagen fortzusetzen, sich aus dem gesamten Paket der im Rahmen des LTO-Projekts vorgesehenen Unterstützungsmaßnahmen ergebe, das für diesen Zweck angemessen abgestimmt worden sei. Keine der Teilmaßnahmen hätte für sich allein genommen ausreichende Anreize bieten können. Ebenso hätte die Entfernung eines beliebigen Elements aus dem Paket dazu geführt, dass Engie die Fortsetzung des LTO-Projekts abgelehnt hätte. Engie kommt daher zu dem Schluss, dass die in Erwägungsgrund 235 des Einleitungsbeschlusses genannten Maßnahmen nicht als individuelle Maßnahmen angesehen werden sollten, die einen spezifischen (oder zusätzlichen) Anreiz bieten, sondern insgesamt betrachtet werden sollten.

(297)

Engie vertrat die Auffassung, dass die Schaffung einer gemeinsamen Struktur, an der der belgische Staat einen Anteil von 50 % halte, erforderlich sei, um die Ziele des LTO-Projekts, d. h. die rechtzeitige Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlagen bis November 2025, zu erreichen. Engie trug vor, dass das Unternehmen vor der Annahme der Vereinbarung über das LTO-Projekt eine Regelung zur Risikoteilung auf der Grundlage einer 50/50-Aufteilung mit dem belgischen Staat gefordert habe.

(298)

Den Angaben von Engie zufolge seien die bestehenden Vergütungsmechanismen aus mehreren Gründen für diesen Zweck ungeeignet gewesen: i) die Vergütungsvereinbarung enthalte Restrisiken für Engie, ii) ohne das Gemeinschaftsunternehmen hätte Engie vorübergehend 100 % der Verluste tragen müssen, bis die in den Vereinbarungen anderweitig vorgesehene Entschädigung/Ausgleichszahlung erfolgt wäre, und iii) Engie sei im Begriff gewesen, sein Risiko im Bereich Kernenergie zu begrenzen, und habe die erforderlichen Investitionsausgaben von mehr als [2-2,5] Mrd. EUR für das LTO-Projekt nicht allein tätigen und nicht allein alle potenziellen Verluste aufgrund unerwarteter Nichtverfügbarkeiten und Kostenüberschreitungen tragen wollen.

(299)

Darüber hinaus argumentierte Engie, dass Engie aufgrund der finanziellen Beteiligung des belgischen Staates an den Gewinnen und Verlusten aus den LTO-Anlagen (insbesondere Dividenden) davon ausgehe, dass der belgische Staat einen zusätzlichen Anreiz habe, die LTO-Anlagen bei seinen künftigen politischen Entscheidungen zu berücksichtigen. Engie kam daher zu dem Schluss, dass die Schaffung der gemeinsamen Struktur die Interessen des belgischen Staates und von Engie miteinander in Einklang bringe.

(300)

Engie führte außerdem an, dass das Gemeinschaftsunternehmen geeignet und angemessen sei, da Engie als privater Betreiber durch die gemeinsame Kontrolle über die strategischen Entscheidungen in Bezug auf BE-NUC jegliches Risiko einer parteiischen Vorgehensweise des belgischen Staates ausgleichen könne und der belgische Staat und Engie ihre Rechte in der Unternehmensführung von BE-NUC gleichberechtigt ausüben würden.

(301)

Hinsichtlich der Erforderlichkeit des CfD machte Engie geltend, dass das LTO-Projekt angesichts des Marktversagens im Zusammenhang mit der Nuklearindustrie und der hohen Volatilität des Strommarktes in den kommenden Jahren einem hohen Risiko einer Finanzierungslücke ausgesetzt sei, wodurch der CfD zu einem notwendigen Instrument zur Erreichung eines Ziels von gemeinsamem Interesse werde. Engie verwies auch auf die kurze Dauer der Laufzeitverlängerung (10 Jahre) im Vergleich zu den durchschnittlichen Investitionen im Kernenergiesektor, die erheblichen Kosten und die Tatsache, dass die LTO-Anlagen in den ersten drei Jahren nicht mit 100 % ihrer Kapazität betrieben werden, da gleichzeitig die Arbeiten zur Verlängerung des Langzeitbetriebs abgeschlossen werden.

(302)

Engie machte geltend, dass das CfD-Modell und die MPRA geeignet und angemessen seien, um die Anreize für die LTO-Anlagen, effizient auf Marktsignale zu reagieren, aufrechtzuerhalten. In diesem Zusammenhang schließt sich Engie den Argumenten des belgischen Staates in Bezug auf die technischen, regulativen und wirtschaftlichen Zwängen der LTO-Anlagen an (siehe Abschnitt 2.1). Engie argumentierte, dass Engie selbst heute ohne den CfD und mit fünf Kernreaktoren, die eine stärkere Diversifizierungsstrategie ermöglichten, nur über eine sehr begrenzte Flexibilität verfüge, um die Stromerzeugung aus Kernenergie auf kurz- und mittelfristige Marktsignale hin anzupassen. Nach Angaben von Engie sei der CfD innerhalb dieses begrenzten Handlungsspielraums so ausgestaltet worden, dass damit für BE-NUC ein vollständiger Anreiz geschaffen werde, auf Preissignale zu reagieren, soweit dies technisch möglich sei.

(303)

Schließlich brachte Engie hinsichtlich der Parameter für die Gestaltung des CfD vor, dass der DAM-Preis der geeignete MRP sei.

(304)

Engie betonte, dass die Notwendigkeit der MOCP und der SDC-Darlehen in erster Linie mit dem besonderen Kontext des LTO-Projekts zusammenhänge, der sich aus folgenden Faktoren ergebe: i) der späten Entscheidung zur Verlängerung der Laufzeit von Doel 4 und Tihange 3 und dem begrenzten Zeitrahmen für die Vorbereitung und Umsetzung der erforderlichen LTO-Arbeiten, ii) den alternden Anlagen und dem erhöhten Systemrisiko durch zwei Anlagen derselben Technologie, iii) der gleichzeitigen Wiederinbetriebnahme und dem Betrieb der LTO-Anlagen während der ersten drei Jahre sowie iv) den Stromgestehungskosten der laufzeitverlängerten kerntechnischen Anlagen, die stärker auf Betrieb und Instandhaltung ausgerichtet seien als bei einer neuen Anlage.

(305)

Engie brachte ferner vor, dass sowohl die OPEX- und Kapitalzahlungen in einer bestimmten Mindesthöhe als auch die SDC-Darlehen unbedingt erforderlich seien, da i) die vom belgischen Staat gemäß der Vergütungsvereinbarung zu leistenden Zahlungen keine erheblichen Ausfälle abdecken, die durch technische Probleme oder aufgrund internationaler regulatorischer Unvorhersehbarkeiten oder nuklearer Notfälle verursacht werden, ii) es sich entgegen der Feststellung in Erwägungsgrund 269 Buchstabe b des Einleitungsbeschlusses bei diesen unerwarteten Ereignissen nicht um „extreme, wenig wahrscheinliche“ Szenarien handele, sondern um Ereignisse, deren Eintreten in den nächsten zehn Jahren wahrscheinlich sei und iii) nur Ereignisse oberhalb einer bestimmten Schwelle erfasst werden.

(306)

Engie brachte vor, dass die MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe keine unbegrenzte Beihilfe darstellen (entgegen der Auffassung der Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss), da mit der Vergütungsvereinbarung dem Vertragspartner ein Kündigungsrecht eingeräumt werde, das es ermögliche, sein Risiko zu begrenzen.

(307)

Engie brachte vor, dass die Verlängerung der SDC-Darlehen zur Deckung des über die Wiederinbetriebnahme hinausgehenden Kostenanteils durch den belgischen Staat aufgrund der auf Antrag von Engie vorgezogenen Wiederinbetriebnahme der LTO-Anlage (von 2026 auf 2025) grundsätzlich bewilligt worden sei, was bedeute, dass die LTO-Arbeiten während des Betriebs der Anlagen durchgeführt werden müssten, was in den ersten drei Betriebsjahren zur Erzielung geringerer Einnahmen führen werde. Dies entspreche dem zwischen Engie und dem belgischen Staat vereinbarten Grundsatz, dass die Gesellschafter alle Kosten aus der Verlängerung des Langzeitbetriebs tragen, während BE-NUC die Betriebs- und Instandhaltungskosten aus eigenen Einnahmen finanziere.

(308)

Hinsichtlich der Angemessenheit der im Rahmen des LTO-Projekts bereitgestellten Finanzmechanismen argumentierte Engie, dass diese BE-NUC nicht vor betrieblichen Risiken schützen, wie dies die Kommission in ihrem Einleitungsbeschluss dargelegt hatte. BE-NUC sei unter anderem teilweise einem Verfügbarkeitsrisiko während der gesamten Laufzeitverlängerung der LTO-Anlagen sowie Betriebskostenüberschreitungen nach dem Angleichungsstichtag ausgesetzt, was die Generierung von Zahlungsmitteln verhindern und sich negativ auf die Rendite von BE-NUC auswirken könnte. Diese Kosten betreffen unter anderem den Anstieg der Personalkosten (Programme zur Mitarbeiterbindung und zusätzliche Kosten für die Einstellung/Schulung von Personal für den weiteren Betrieb), die Betriebs- und Instandhaltungskosten (Anstieg der Materialpreise, Engpässe in der Lieferkette für wichtige Ersatzteile und Komponenten, Anforderungen der FANK (alle Projektänderungen unterliegen einer umfassenden Überprüfung und Beanstandung durch die FANK vor ihrer Genehmigung), ungeplante größere Ausfälle von Anlagen vor der Wiederinbetriebnahme usw.) und Kosten der Brennelemente (Verträge sind teilweise an die Marktentwicklung gekoppelt).

(309)

Darüber hinaus argumentierte Engie, dass Electrabel als Betreiber der LTO-Anlagen ein starkes Interesse daran habe, die Verfügbarkeit der LTO-Anlagen unter normalen Betriebsbedingungen zu maximieren, um die Zahlung eines pauschalierten Schadensersatzes zu vermeiden, falls die Verfügbarkeit in einem Vertragsjahr unter [90-100] % sinke.

(310)

Engie legte eine Simulation vor, aus der hervorgehe, wie sich Ereignisse, die nicht unter die MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe fallen, auf die Rentabilität des Langzeitbetriebs auswirken würden: i) Ereignisse, die zu verringerter Verfügbarkeit führen, während der Betriebsphase zur Veranschaulichung (erhöhte störungsbedingte Ausfallrate (FOR)) und ii) Erhöhungen einiger Betriebskosten nach dem Angleichungsstichtag aufgrund unvorhergesehener Kosten sowie eine Kombination beider Ereignisse. Tabelle 16 zeigt, dass diese Ereignisse erhebliche negative Auswirkungen auf den IRR von BE-NUC haben könnten.

Tabelle 16

Auswirkungen auf die LTO-Rentabilität (100 %) von Ereignissen, die nicht durch die MOCP in einer bestimmten Mindesthöhe abgedeckt sind

(311)

Engie argumentierte ferner, dass der Zinssatz für die SDC-Darlehen angemessen und geeignet sei, wie eine unabhängige Analyse gezeigt habe (127). Engie fügte hinzu, dass die SDC-Darlehen vorbehaltlich einer ausreichenden Generierung von Zahlungsmitteln durch BE-NUC zuzüglich Zinsen am Ende des LTO-Zeitraums zurückgezahlt werden sollen.

(312)

Engie stellte klar, dass der Zinssatz für die Gesellschafterdarlehen und die WCF ein Zinssatz zu Fremdvergleichsbedingungen sein werde, der vom Vorstand von BE-NUC unter Bezugnahme auf die geltenden Marktzinsen und vergleichbare Fremdfinanzierungen Dritter, die zum maßgeblichen Zeitpunkt verfügbar sind, festgelegt werde.

(313)

Engie stellte außerdem klar, dass ein Termsheet ausgearbeitet worden sei, in dem die Methodik zur Festlegung der Zinssätze beschrieben werde. Engie erläuterte, dass diese Methode mit den Verrechnungspreisrichtlinien von Engie für Darlehen im verbundenen Unternehmen im Einklang stehe und den Grundsätzen zur Gewinnverkürzung und Gewinnverlagerung (BEPS) der OECD entspreche, wonach der Zinssatz zu Fremdvergleichsbedingungen festgesetzt werden müsse (siehe Erwägungsgrund 63).

(314)

Engie kam daher zu dem Schluss, dass der Zinssatz sowohl für die WCF als auch für die Gesellschafterdarlehen angemessen sei.

(315)

Erstens betonte Engie, dass das Unternehmen der Engie-Gruppe (GEMS), das im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens oder als vorübergehende Ausweichlösung als EMSA-Partner ausgewählt werden könnte, vollständig unabhängig vom Geschäftsbereich Kernenergie sein werde. Engie stellte klar, dass seit Januar 2024 einerseits geeignete Ausschreibungsverfahren und andererseits Firewalls innerhalb der Engie-Gruppe eingerichtet wurden, um jegliche Beteiligung von Electrabel an der Auswahl des EMSA-Partners zu vermeiden.

(316)

Zweitens brachte Engie vor, dass durch die mögliche Auswahl von GEMS im Rahmen der Ausschreibung über Energiemanagementdienstleistungen keine Gefahr einer Marktabschottung bestehe. Engie argumentierte, dass GEMS als Partei im Rahmen eines präzisen Mandats handeln werde, in dem die BIS festgelegt werde (von der nicht abgewichen werden könne), in Form einer Gebühr vergütet werde und das Eigentum an dem Strom bis zu dessen Verkauf bei BE-NUC verbleiben werde. Da die entsprechenden Verkäufe von BE-NUC nicht GEMS bzw. der Engie-Gruppe zugerechnet werden könnten, könnte es daher zu keiner Stärkung der Stellung von Electrabel auf dem belgischen Markt kommen, sollte GEMS als EMSA-Partner benannt werden.

(317)

Drittens entspreche das Ausschreibungsverfahren zur Auswahl des EMSA-Partners den in der Praxis der Kommission festgelegten Anforderungen an ein wettbewerbsorientiertes, transparentes, diskriminierungsfreies und bedingungsfreies Verfahren. Es sei auf EU-Ebene veröffentlicht worden und werde die Qualifikationskriterien (insbesondere hinsichtlich der Finanzkraft und der Betriebserfahrung des Antragstellers) festlegen. Sollte GEMS im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens ausgewählt werden, könne die Benennung von GEMS zum EMSA-Partner daher als angemessen angesehen werden. Engie argumentierte ferner, dass im Falle eines erfolglosen Ausschreibungsverfahrens und der Benennung von GEMS als EMSA-Partner als Ausweichlösung das Kriterium der Angemessenheit dennoch erfüllt sei: Die Vergütung von GEMS erfolge zu marktüblichen Bedingungen, die im Falle von Meinungsverschiedenheiten zwischen den Parteien von einem unabhängigen Sachverständigen festgelegt werde, sodass diese Vergütung nicht über das hinausgehe, was zur Erreichung des Zwecks der EMSA-Dienstleistungen unbedingt erforderlich sei. Darüber hinaus erklärte Engie, dass diese Ausweichlösung nur vorübergehend sei und der belgische Staat unverzüglich mit der Durchführung einer neuen Ausschreibung beginnen werde.

(318)

Engie trug vor, dass der Gesamtbetrag der Abfallbegrenzung ausreiche, um etwaige zusätzliche Risiken abzudecken, die bei der Berechnung des Grundbetrags nicht berücksichtigt worden seien. Engie weist ferner darauf hin, dass die Abfallbegrenzung so festgelegt sei, dass deutlich weniger Risiken auf den Staat übertragen werden als in dem von der Kommission validierten deutschen Präzedenzfall. Engie brachte insbesondere folgende Argumente vor:

(319)

Engie kam daher zu dem Schluss, dass der von Electrabel im Rahmen des Abfallabkommens gezahlte Betrag die von BEGOV übernommenen Unsicherheiten adäquat abdecke und daher angemessen sei.

(320)

In Bezug auf die Stilllegungsverbindlichkeiten führte Engie aus, dass Electrabel als Betreiber der sieben belgischen kerntechnischen Anlagen weiterhin für seine Stilllegungsverpflichtungen hafte. Engie räumte jedoch ein, dass Belgien die direkt aus dem LTO-Projekt resultierenden (erhöhten) Stilllegungskosten durch eine einmalige (vollständige und endgültige) Pauschalzahlung an Electrabel tragen werde.

(321)

Engie verwies auf die Empfehlung der CPN/CNV zu den Verbindlichkeiten aus der Stilllegung und dem Abbau der LTO-Anlagen, in dem diese festgestellt habe, dass der Langzeitbetrieb zu einem Anstieg der Stilllegungskosten (in Overnight-Kosten) (Dyssynergie) in Höhe von [100-500] Mio. EUR (in Werten des Jahres 2021) oder, aktualisiert, in Höhe von [100-500] Mio. EUR (Werte des Jahres 2023) führen würde. Engie kam daher zu dem Schluss, dass der Betrag für die Übertragung zusätzlicher Stilllegungsverbindlichkeiten, die sich aus dem Langzeitbetrieb gemäß der Definition in der CPN/CNV ergeben, angemessen sei.