(1)

С писмо от 21 юни 2024 г. Белгия уведоми Комисията за мярката за подкрепа на удължаването на експлоатационния срок на два ядрени реактора в Белгия (Doel 4 („D4“) и Tihange 3 („T3“), наред с блоковете с дългосрочна експлоатация („LTO“). След искане за информация от страна на Комисията на 4 юли 2024 г. Белгия ѝ предостави допълнителна информация с писма от 9 и 10 юли 2024 г.

(2)

С писмо от 22 юли 2024 г. Комисията уведоми Белгия, че е взела решение да открие процедурата, предвидена в член 108, параграф 2 от Договора за функционирането на Европейския съюз (ДФЕС), във връзка с тази мярка (наричано по-нататък „решението за откриване на процедурата“).

(3)

Белгия представи мнението си относно решението за откриване на 22 август 2024 г.

(4)

Решението на Комисията да открие процедурата беше публикувано в Официален вестник на Европейския съюз (2). Комисията прикани заинтересованите страни да представят мненията си.

(5)

Комисията получи мнения от заинтересованите страни. Тя ги препрати на Белгия, на която бе дадена възможност да отговори; нейните мнения бяха получени с писмо от 30 октомври 2024 г.

(6)

Белгия предостави допълнителна информация на 2 септември 2024 г., 23, 27 и 30 октомври 2024 г., 8, 14, 18, 22, 25, 27 и 30 ноември 2024 г., 2, 4, 5, 12, 13, 17 и 20 декември 2024 г., 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 и 31 януари 2025 г. и 1 февруари 2025 г. (3)

(7)

С писмо от 24 октомври 2024 г. Белгия се съгласи по изключение да се откаже от правата си, произтичащи от член 342 от ДФЕС във връзка с член 3 от Регламент № 1/1958 (4), и настоящото решение да бъде прието и нотифицирано на английски език.

(8)

До 2022 г. ядреният парк на Белгия се състоеше от седем ядрени реактора, четири разположени във Фландрия (Doel) и три разположени във Валония (Tihange). Всички реактори са влезли в експлоатация между 1975 г. и 1985 г. (5) и са построени от дружества за комунални услуги (Ebes, Intercom и Unerg), които впоследствие през 1990 г. са обединени в едно дружество Electrabel SA с мажоритарен собственик Tractebel (наричано по-долу Electrabel). През 1996 г. Société Générale de Belgique (SGB) става мажоритарен акционер на Tractebel, а през 1999 г. Suez придобива близо 100 % от SGB. След сливането между Suez и Gaz de France (GDF) през 2008 г., крайният собственик на Electrabel е Engie S.A. (наричано по-долу Engie).

(9)

Electrabel, дъщерно дружество, изцяло притежавано от Engie, е ядреният оператор и мажоритарен собственик на седемте белгийски ядрени реактора от началото на тяхната експлоатация. Понастоящем собствеността на белгийските ядрени реактори е следната:

(10)

Що се отнася до мощностите на блоковете от типа LTO (вж. таблица 2),

(11)

Белгия обяснява, че всички белгийски ядрени реактори, включително блоковете от типа LTO, са проектирани и експлоатирани като базови блокове, основани на технологията на реакторите с вода под налягане (PWR). Дизайнът датира от 70-те години на миналия век и е типичен за базовите блокове, като например по-старите ядрени реактори по света. Тези блокове обикновено работят с максимална обявена мощност, когато са в експлоатация, за разлика от по-новите технологии (поколение III), при които има възможност за гъвкава експлоатация, включително промяна на изходната мощност във времето („линейно изменение“ или „следване на натоварването“), и за регулиране на честотата и оперативните резерви (11). При базова експлоатация мощността обикновено се намалява или изключва само когато това е необходимо за планирано презареждане с гориво и/или периодична поддръжка, непланирана спешна поддръжка с оглед коригиране на проблеми с оборудването на централата или неочаквани ограничения, свързани с дизайна и/или безопасността. Следователно намаляването на производството на електроенергия се обуславя по-скоро от нуждите на ядрения оператор или на оператора на преносната система („ОПС“), отколкото от пазарни сигнали.

(12)

Белгия пояснява, че белгийските ядрени реактори имат технически ограничения в резултат на своя дизайн, водещ до силно намаляване на възможностите за модулиране на мощността, които дълго време са били ограничени до регулиране на мрежата. Това се дължи на факта, че белгийските ядрени реактори са оборудвани изключително с т.нар. „черни“ контролни пръти, които силно ограничават възможността за модулиране, за разлика от т.нар. „сиви“ контролни пръти (12). Някои от най-новите френски ядрени реактори пък например са оборудвани както с черни, така и със сиви контролни пръти, което означава, че са проектирани и изградени, така че да има възможност за модулиране и следване на натоварването. В резултат на дизайна, основан на черни контролни пръти, в белгийските ядрени реактори доскоро модулирането по икономически причини беше забранено от Белгийската агенция за ядрена безопасност (AFCN/FANC) (13). Модулирането беше приемливо само по технически причини или по искане на белгийския ОПС (Elia), за да се избегне прекъсване на електрозахранването (14).

(13)

Белгия обаче посочва, че в отговор на общото развитие на пазарите на електроенергия и необходимостта от въвеждане на гъвкавост в тяхното функциониране са проведени проучвания относно допускането на някои случаи на модулиране по икономически причини („икономическо модулиране“). През 2015 г. Engie, Electrabel и белгийските регулаторни органи започнаха проучвания за безопасност (15) с цел да анализират кои условия трябва да бъдат изпълнени, за да бъдат позволени някои случаи на модулиране по икономически причини, като се разгледа, наред с другото, въздействието на такова модулиране върху ядреното гориво. Заключението в проучването е, че за Tihange 3 и Doel 4 могат да бъдат приемливи най-много 30 икономически модулации за един ядрен горивен цикъл, при условие че са спазени редица технически условия, свързани основно с нагряването и охлаждането на горивния елемент:

(14)

Освен това модулирането не е възможно в определени периоди (17), като например:

(15)

След тези проучвания AFCN/FANC разрешиха на оператора да извършва модулиране до 30 пъти на цикъл (18), което съответства на максималния брой пъти, в които може да бъде извършвано модулиране в рамките на текущото разрешение. Предвид тези ограничения Engie посочи, че всяко решение за модулиране се оценява внимателно от оператора, тъй като то носи множество рискове (напр. генериране на отпадъчни води в резултат на модулирането, по-бързо остаряване на съоръженията, риск от задействане на процес по автоматично изключване, потенциални повреди, които биха направили невъзможно рестартирането на реактора и др.), които са широко документирани в академичната литература (19).

(16)

Според Белгия (въз основа на информация от Electrabel), при сегашното ниво на познанията не съществуват технологични решения за увеличаване на гъвкавостта на разумна цена и в разумен срок. Техническото подобрение, необходимо за превръщане на един базов реактор в централа, следваща натоварването, и за осигуряване на по-голяма гъвкавост, ще изисква цялостна промяна в дизайна и по-специално подмяна на капака на корпуса на реактора, което е много продължителна и сложна операция. Освен това ще са необходими нови проучвания за доклада за анализ на безопасността (SAR), както и значително изменение на разрешението, което ще трябва да бъде издадено от белгийските органи за ядрена безопасност.

(17)

В допълнение Белгия (въз основа на информация от Electrabel) обяснява, че гъвкавостта на реакторите е ограничена и от спецификата на тяхното гориво и управлението на прекъсванията:

(18)

Както е описано в раздел 2.1 от решението за откриване на процедурата, през 2003 г. федералният парламент на Белгия прие закон, с който се забранява изграждането на нови ядрени блокове, предназначени за промишлено производство на електроенергия чрез ядрено делене в Белгия, и се ограничава експлоатацията на вече съществуващите реактори до 40 години, като по този начин се установява постепенно спиране на ядрената енергия между 2015 г. и 2025 г. („Закон от 2003 г.“ или „Закон за постепенното спиране на ядрената енергия в Белгия“) (23). Както беше първоначално предвидено в закона за постепенното спиране на ядрената енергия, Doel 3 и Tihange 2 бяха окончателно изключени от мрежата съответно на 23 септември 2022 г. и 31 януари 2023 г. Със законите от 18 декември 2013 г. и 28 юни 2015 г. (24) Законът за постепенното спиране на ядрената енергия беше изменен и експлоатационният срок на трите най-стари реактора, Tihange 1, Doel 1 и Doel 2, беше удължен с 10 години, съответно до 30 септември 2025 г., 14 февруари 2025 г. и 30 ноември 2025 г. (10-годишно удължаване на експлоатационния срок) (25).

(19)

Съгласно закона за постепенното спиране на ядрената енергия Doel 4 и Tihange 3 трябваше да бъдат затворени до 2025 г. Поради това след 2020 г. стратегическите цели на Engie по отношение на ядрените дейности бяха i) да се оттегли от дейности по производство на ядрена енергия в Белгия, за да ограничи риска във връзка с волатилността на пазарните цени поради експозицията си като ядрен оператор, и ii) вече да не позиционира производството на ядрена енергия като част от основната дейност на Engie. От 2020 г. насам това оттегляне доведе до спиране на всички проучвания, свързани с разширяването на атомните електроцентрали (всички разположени в Белгия). Финансовата комуникация на Engie след 2020 г. е в съответствие с тази стратегическа цел за оттегляне и е взета предвид в счетоводните прогнози, използвани за изготвяне на консолидираните финансови отчети, по-специално в тестовете за обезценка (26).

(20)

В таблица 1 се предоставя общ преглед на седемте белгийски ядрени реактора, включително техните собственици, нетна мощност и първоначални дати на деактивиране съгласно Закона за постепенното спиране на ядрената енергия и последващите му изменения.

Таблица 1

Преглед на атомните електроцентрали в Белгия

(21)

На 18 март 2022 г. белгийското федерално правителство (наричано по-долу също „белгийското правителство“) реши да преоцени постепенното спиране на ядрената енергия, като разреши удължаване на експлоатационния срок (дългосрочна експлоатация (LTO) на двата най-млади ядрени реактора, Doel 4 и Tihange 3, за период от 10 години („проект за LTO“). Белгия взе това решение в контекста на европейския отговор на войната на Русия срещу Украйна (включително необходимостта държавите — членки на ЕС, да намалят потреблението си на газ и зависимостта си от него) и произтичащата от това криза с газа, както и на вече съществуващите опасения относно сигурността на доставките в Белгия (вж. също раздел 2.4 по-долу), предвид нарасналите нужди от електрификация (за да се даде възможност за осъществяване на енергийния преход) и ограничената разполагаемост на френския ядрен парк през 2021—2022 г. (поради непредвидени проблеми с корозията и основната поддръжка за удължаване на експлоатационния му срок) (27).

(22)

Впоследствие през 2022 г. белгийското правителство започна преговори с белгийския оператор на ядрени централи Electrabel относно прилагането на удължаването на експлоатационния срок. Предоставените от Белгия причини да не бъде организиран търг, относно които Комисията не изрази съмнения в решението за откриване на процедурата, са посочени в съображение 38 от решението за откриване на процедурата и включват:

(23)

Engie, дружеството майка на Electrabel, първоначално се колебаеше дали да започне преговори с Белгия във връзка с проекта за LTO, твърдейки, че ядрената технология е станала твърде скъпа и твърде рискована, и позовавайки се на намерението на Engie да прекрати ядрените си операции в Белгия след 2025 г. (вж. съображение 19). Поради тази причина белгийската държава и Engie се съгласиха да се създаде механизъм за балансирано и прозрачно споделяне на рисковете и ползите във връзка с удължаването на експлоатационния срок на двата реактора. Според Белгия Engie е заявило ясно от самото начало, че без механизъм за споделяне на риска и споразумение относно ядрените отпадъци от експлоатацията на седемте атомни електроцентрали в Белгия не би обмислило възможността за удължаване на експлоатационния срок на двата ядрени реактора, тъй като това би принудило дружеството да промени съществено корпоративната си стратегия и експозицията си на риск (28).

(24)

Процесът на преговорите е описан подробно в раздел 3.1 от решението за откриване на процедурата и доведе до сключването на споразумение за изпълнение на 13 декември 2023 г. с цел рестартиране на експлоатацията на блоковете от типа LTO преди зимата на 2025—2026 г. Както е посочено в съображение 36 от решението за откриване на процедурата, споразумението за изпълнение се състои от три основни компонента, като и трите имат една и съща цел — да се подкрепи изпълнението на проекта за LTO:

(25)

Споразумението за изпълнение беше изменено два пъти през 2024 г. (29). Съдържанието му е описано по-подробно в раздел 3.

(26)

Следват някои важни етапи от проекта за LTO:

(27)

В резултат на това производството на електроенергия през периода 2026—2028 г. ще бъде относително малко поради повече от обичайните планирани прекъсвания на двата реактора по време на фазата на рестартиране („планирани прекъсвания на LTO (31)“). По време на планираните прекъсвания на LTO се очаква неразполагаемостта на блоковете от типа LTO да бъде 24 седмици годишно, като това се отнася до първите 3 години след датата на рестартиране на LTO.

(28)

В допълнение към планираните прекъсвания на LTO се очаква нормално годишно прекъсване за атомните електроцентрали („планирани прекъсвания, несвързани с LTO (32)“) за целия период на удължаване на експлоатационния срок (т.е. по време на фазата на рестартиране и фазата на експлоатация), до 1 година преди края на експлоатацията на Doel 4 и до последната година от експлоатацията на Tihange 3. Очаква се всяко планирано прекъсване, несвързано с LTO, да продължи 6 седмици. В резултат на това през първите 3 години след рестартирането на LTO се очаква двата ядрени реактора да бъдат спирани за 30 седмици годишно.

(29)

Освен планираните прекъсвания (на LTO и несвързани с LTO) е възможно да има непланирани и непредвидени проблеми, които да изискват допълнително изключване на блоковете от типа LTO. Във финансовия модел при подписване, залегнал в основата на споразумението за възнаграждение (33), е приета честота на принудително изключване (FOR) от 10 %. Това означава, че както Doel 4, така и Tihange 3 имат целеви коефициент на разполагаемост от 90 % за 10 години, без да се вземат предвид планираните прекъсвания на LTO и тези, несвързани с LTO.

(30)

Ако бъдат включени всички планирани и непланирани прекъсвания, Doel 4 and Tihange 3 имат целеви коефициент на разполагаемост съответно приблизително 68,4 % и 67,4 %.

(31)

Номиналната мощност за производство на електроенергия, годишното производство на електроенергия и делът от търсенето на електроенергия на национално равнище в Белгия за Doel 4 и Tihange 3, преди и след удължаването на експлоатационния срок, са обобщени в таблица 2. Както е видно от таблица 2, очаква се прогнозното годишно производство на електроенергия от блоковете от типа LTO да се удвои след фазата на рестартиране.

Таблица 2

Ключови характеристики на Doel 4 и Tihange 3 (преди и след LTO)

(32)

Както е посочено в съображение 17 от решението за откриване на процедурата, от 2019 г. насам белгийският ОПС Elia е провел три национални проучвания относно адекватността на ресурсите (NRAA) — NRAA 2019 г., NRAA 2021 г. и NRAA 2023 г., като и в трите е установена необходимост от нови мощности до зимата на 2025—2026 г. вследствие на (частичното) постепенно спиране на ядрената енергия в Белгия, започнало с извеждането от експлоатация на Doel 3 и Tihange 2 през 2022 г. и 2023 г. (вж. таблица 1), както и извеждането от експлоатация на мощности за производство на топлинна енергия в съседните държави и проблеми с френските ядрени активи.

(33)

В отговор на тези опасения относно адекватността на ресурсите Белгия създаде механизъм за заплащане за осигуряване на капацитет (CM), одобрен от Комисията през 2021 г. и изменян два пъти оттогава (34). CM е всеобхватна пазарна мярка, с която се компенсира готовността на централите да доставят електроенергия в предварително определени периоди, независимо дали реално я произвеждат или не. Целта на CM е да се отговори на опасенията относно адекватността на ресурсите в електроенергийния сектор, като същевременно се подкрепя енергийния преход, като механизмът ще влезе в сила от зимата на 2025 г., когато се очаква и двата блока от типа LTO да бъдат рестартирани (вж. съображение 26).

(34)

Понастоящем енергийният микс на Белгия е доминиран от производството на електроенергия от газ и ядрени източници, въпреки че делът на възобновяемите енергийни източници непрекъснато се увеличава през последните години. През 2023 г. делът на ядрената енергия, газа и възобновяемите енергийни източници в производствения микс е бил съответно 39,9 %, 21,4 % и 32,7 % (35).

(35)

Според Белгия основните участници на пазара за производство на електроенергия по отношение на инсталираните мощности, свързани на ниво преносна мрежа, са Electrabel (9,3 GW през 2023 г. — 65 %), Luminus (2,2 GW през 2023 г. — 15 %), RWE (0,7 GW през 2023 г. — 5 %), Eneco (0,7 GW през 2023 г. — 5%) и TotalEnergies (0,6 GW през 2023 г. — 4 %). Белгия твърди, че показателят за пазарна концентрация HHI (36) е намалял от 5 510 през 2016 г. до 4 431 през 2023 г., което отчасти се обяснява с увеличеното развитие на възобновяеми енергийни източници (слънчева и вятърна енергия) от нетрадиционни участници на пазара (37).

(36)

Според Белгия основните участници по отношение на производството на електроенергия от съоръжения, свързани към преносната мрежа в Белгия, са Electrabel (39,1 TWh през 2023 г. — 70 %), Luminus (6,8 TWh през 2023 г. — 12 %), Eneco (2,5 TWh през 2023 г. — 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh през 2023 г. — 4 %) и RWE (2 TWh през 2023 г. — 4 %). Белгия твърди, че показателят за пазарна концентрация HHI е намалял от 6 372 през 2016 г. до 5 143 през 2023 г., благодарение на увеличеното производство на електроенергия от възобновяеми енергийни източници (38).

(37)

Според Белгия на равнището на търговията на дребно през 2023 г. в Белгия е имало общо 16 доставчици на електроенергия. Основните доставчици по отношение на доставяната електроенергия са Electrabel (47 % през 2023 г.), Luminus (18,2 % през 2023 г.), TotalEnergies (5,5 % през 2023 г.) и Eneco (5,3 % през 2023 г.), като голяма част от участниците са много малки (39).

(38)

С удължаването на експлоатационния срок на двата блока от типа LTO ще се улесни развитието на икономическа дейност и ще се допринесе за преодоляване на опасенията относно адекватността на ресурсите в Белгия (вж. раздел 2.4). Освен това Белгия твърди, че с удължаването на експлоатационния срок на ядрените реактори се цели също да се ограничи зависимостта от вноса като цяло и в частност от вноса на изкопаеми горива (в съответствие с целите на плана REPowerEU), като по този начин се допринася и за декарбонизацията на белгийската електроенергийна система, както и за осигуряване на базова мощност в контекста на нарасналите нужди от електрификация в близко бъдеще в Белгия.

(39)

Белгия твърди, че целта на мярката за помощ е да се преодолеят редица неефективности на пазара, които пречат на Electrabel да продължи да експлоатира ядрените реактори в Белгия без допълнително участие от страна на белгийското правителство (40).

(40)

Белгия твърди, че предвид тези общи неефективности на пазара, свързани с инвестициите в нисковъглеродни емисии на пазарите на електроенергия, както и допълнителните рискове, на които е изложен операторът на ядрени централи, е необходим ангажимент от страна на белгийското правителство в подкрепа на удължаването на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO. Следователно Белгия твърди, че целта на мярката, за която е постъпило уведомление, е да се преодолеят тези неефективности на пазара.

(41)

В отговор на изразените от Комисията съмнения в решението за откриване на процедурата (вж. раздел 3.8) Белгия промени някои части от мярката.

(42)

Тези промени се отнасят по-специално до:

(43)

Горепосочените промени са изложени подробно в раздел 3.3 от настоящото решение.

(44)

В настоящия подраздел са описани различните компоненти на пакета за подкрепа на проекта за LTO, включително измененията, направени от Белгия след съмненията на Комисията, изразени в решението за откриване на процедурата (вж. раздели 3.3.1, 3.3.2 и 3.3.3), както и алтернативните варианти за финансиране, разгледани от Белгия (вж. раздел 3.3.4).

(45)

Предвиден е набор от механизми за финансова подкрепа, с които да може да се финансира своевременно и безопасно удължаване на експлоатационния срок на двата ядрени реактора. Всички подмерки по компонент 1 са описани подробно в останалата част от настоящия раздел.

(46)

По време на официалното разследване Белгия представи обосновката за всички части на финансовата подкрепа:

(47)

Както е посочено в съображение 22, поради строгите срокове за рестартиране на LTO операторът на ядрената централа, Electrabel, определи и се споразумя с Белгия да предприеме определени развойни дейности, които са необходими, за да се осигури навременното рестартиране на LTO и за да се отговори на изискванията и очакванията на органа по безопасност, преди да сключи окончателната сделка. Тези развойни дейности са определени в JDA, което беше последно изменено на 18 юли 2024 г. (JDA++) (44).

(48)

В JDA++ се определят условията, при които Белгия предварително финансира разходите на Electrabel за развойните дейности (45), докато всички необходими законодателни промени бъдат приети и влязат в сила („законодателно условие“). Малко след изпълнението на законодателното условие (на 15 юли 2024 г.) Electrabel започна да финансира собствените си разходи за развойните дейности и ще продължи да прави това, докато размерът на финансирането от Electrabel не се изравни със сумата, предварително финансирана от белгийската държава (това се очаква да се случи до началото на 2025 г.), след което Electrabel и белгийската държава ще финансират разходите за развойните дейности на база 50/50.

(49)

Белгия твърди, че предварителното финансиране от страна на белгийската държава на разходите за развойните дейности е ограничено до всички разходи, които са (ще бъдат) действително поети от Electrabel, съответстващи на 89,807 % от общите разходи за развойните дейности. Създаден е механизъм за контрол, както и „корекция“ в края на договорния период. Освен това Белгия твърди, че договореностите за финансиране по JDA++ са въз основа на условия на сделка между несвързани страни и съотношение цена-качество.

(50)

Белгийската държава ще инвестира, заедно с оператора на ядрената централа Electrabel в съвместно предприятие (JV), наречено BE-NUC, което ще притежава 89,807 % от блоковете от типа LTO (какъвто е понастоящем делът на Electrabel). Останалите 10,193 % от блоковете от типа LTO ще продължат да бъдат собственост на Luminus. Electrabel и белгийската държава ще притежават по 50 % от BE-NUC и ще действат като равноправни акционери по отношение на финансовото участие (предоставяне на собствен капитал и акционерни заеми) и дела на приходите от продажби на електроенергия. BE-NUC, като съсобственик, ще поеме 89,807 % от инвестициите, необходими за разширяване на дейността, а белгийската държава следователно косвено ще поеме 44,9035 % от инвестиционните разходи, свързани с проекта за LTO. Останалите 10,193 % ще бъдат поети от Luminus.

(51)

Electrabel е и ще продължи да бъде единственият оператор на двата ядрени реактора чрез споразумение за експлоатация и поддръжка (Е&П) (вж. раздел 3.3.1.4). BE-NUC няма да се превърне в оператор на ядрени централи, но ще има права да контролира оперативните разходи чрез споразумението за Е&П.

(52)

Белгия заяви, че не предвижда възможността за набиране на външен дълг с цел финансиране на проекта за LTO. Акционерите на проекта LTO ще го финансират изцяло чрез собствен капитал и акционерни заеми (вж. раздел 3.3.1.2.2 по-долу).

(53)

Няма да има закупуване от страна на белгийската държава на дялове от съсобствеността в блоковете от типа LTO, а по-скоро прехвърляне (частично разделяне след сливане на съответните активи) от Electrabel към JV съгласно стъпките, описани в съображение 49 от решението за откриване на процедурата.

(54)

Electrabel ще прехвърли своите 89,807 % права на собственост на блоковете от типа LTO (както и свързаните с тях разрешителни и всички други необходими активи) на BE-NUC в замяна на разпределението на акциите на BE-NUC на Engie (по това време едноличен акционер на Electrabel). Приносът на Electrabel към BE-NUC ще бъде оценен, като се вземе предвид стойността на сградата като скрап, стойността на земята и стойността на недвижимите съоръжения, както е описано в съображение 51 от решението за откриване на процедурата.

(55)

Тази оценка на приноса на Electrabel е отразена в покупната цена от 24,7 милиона евро (подлежаща на корекции), която ще бъде заплатена от белгийската държава с цел придобиване на нови акции и запазване на 50 % дял в BE-NUC. Съветът на директорите на BE-NUC ще поиска одитор (провеждащ задължителен одит) или сертифициран счетоводител да изготви доклад относно непаричния принос, като оцени по-специално приложената оценка и използваните за тази цел методи за оценка.

(56)

Белгия твърди, че оценката на активите не оказва влияние върху анализа на хипотетичния сценарий и е предоставила доказателства, че прехвърлянето на активи (сгради и земя) по проекта за LTO е неутрално. Според Белгия чрез използването на консервативни методи за оценка на активите (въз основа на стойността за бракуване или справедливата стойност) се гарантира, че Engie не извлича никаква полза от прехвърлянето на активи.

(57)

Освен това недвижимите съоръжения представляват оборудване от типа LTO, което е закупено в контекста на услугите за LTO, услугите за Е&П и услугите по JDA и което е било инсталирано и включено в блоковете от типа LTO преди частичното разделяне след сливане. Поради причини, свързани с правния режим на собственост в Белгия, и за да се избегне двойно отчитане, тези специфични части от оборудването от типа LTO не се изплащат директно, а се разглеждат при частичното разделяне след сливане наред със земята и сградите. Освен това Белгия потвърждава, че свързаните парични потоци за тези части от оборудването от типа LTO вече са отразени във финансовия модел при подписване.

(58)

Сключено е споразумение между акционерите на Electrabel, белгийското правителство и BE-NUC, с което се урежда корпоративното управление на BE-NUC и правата на всеки от нейните акционери. Съгласно това споразумение съветът на директорите на BE-NUC се състои от четирима директори — двама, назначени по номинация на белгийското правителство, и двама, назначени по номинация на Electrabel. Председателят и главният финансов директор на BE-NUC винаги са директори, назначени от белгийското правителство. Кворумът в съвета на директорите представлява обикновено мнозинство и решенията му се приемат също с обикновено мнозинство. Въведени са разпоредби за конфликт на интереси.

(59)

Както е посочено в съображение 55 от решението за откриване на процедурата, разположените извън Европа активи, които Electrabel държи понастоящем, ще бъдат прехвърлени на Engie. Engie, като дружество майка на Electrabel, гарантира, че към момента на приключване на сделката в Electrabel остават активи на стойност най-малко 4 милиарда евро (въз основа на стойността на собствения капитал, изчислена към 30 юни 2023 г.). Освен това след приключването на сделката се прилагат и други защитни мерки, например продължаващото и засилено наблюдение на финансовото състояние на оператора на ядрената централа от страна на комисията за ядрено осигуряване (CPN/CNV) и неограничената и неотменяема гаранция на дружеството майка, предоставена от Engie за определени задължения на оператора на ядрената централа.

(60)

Белгия твърди, че JV представлява инвестиция pari passu, тъй като двамата акционери влизат в JV при равни условия и с еднакво ниво на риск и ползи като акционери.

(61)

Ролята на белгийската държава като акционер предполага, наред с другото, финансирането на капиталовите разходи (CAPEX) и оперативните разходи (OPEX) на BE-NUC, управлението на акциите и упражняването на правата на акционерите (напр. правото на глас), както и подкрепата на двамата директори на BE-NUC, назначени по номинация на белгийската държава (вж. съображение 58).

(62)

Вноската в дяловия капитал се състои от:

(63)

Белгия обяснява, че условията на акционерния заем на Electrabel и акционерния заем на белгийското правителство са идентични. И двата акционерни заема ще бъдат отпуснати при пазарни условия, при лихвени проценти, които все още не са определени, но съгласно споразуменията за акционерни заеми ще бъдат определени от съвета на директорите на BE-NUC в съответствие със споразумението между акционерите, като ще бъдат обвързани с преобладаващите пазарни лихвени проценти и всяко сравнимо дългово финансиране от трети страни, което може да е налично към съответния момент. Съгласно процедурата, договорена между белгийското правителство и Engie, Engie е изготвило информационен лист, в който се определят условията и на двата акционерни заема. Методиката за определяне на лихвения процент е описана в информационния лист с условията. Белгия твърди, че тази методика е в съответствие с политиките на Engie за трансферно ценообразуване при заемите и с принципа на ОИСР за свиване на данъчната основа и прехвърляне на печалби (BEPS) (46), с което се гарантира, че определеният лихвен процент е на ниво, отговарящо на условията на сделка между несвързани страни. Съгласно информационния лист с условията се очаква лихвеният процент да бъде плаващ, определен на равнището на 6-месечния EURIBOR (с долна граница 0 %) плюс очакван марж от приблизително [0—3] %.

(64)

Белгия твърди, че въвеждането на акционерен заем в допълнение към вливането на капитал е резултат от финансови съображения и съображения, свързани със сделката. От една страна, чрез отпускането на акционерни заеми се осигурява по-голяма гъвкавост при изготвянето на графиците за усвояване и погасяване. По-специално клаузите за погасяване на заемите могат да бъдат договорени с по-малко регулаторни ограничения, отколкото изплащането на дивиденти или възстановяването на собствен капитал. От друга страна, със заема може да се оптимизира финансовата структура по отношение на облагаемия доход (до 30 % от EBITDA може да се използва за приспадане на лихва).

(65)

Въз основа на предварителните изчисления във финансовия модел при подписване общата вноска в дяловия капитал (вливане на собствен капитал и акционерни заеми) възлиза на [2 000—2 500] милиона евро (47), като 89,807% ще бъдат осигурени от белгийското правителство и Electrabel при равни условия на […] вноски от […] до […] с оглед финансиране, наред с другото, на капиталовите разходи по проекта за LTO (останалите 10,193% се финансират от Luminus). Вноската в дяловия капитал ще бъде изплатена на акционерите на BE-NUC чрез серия от намаления на дяловия капитал и погасяване на акционерните заеми и ще бъде възстановена чрез разпределяне на дивиденти и лихви по акционерните заеми. Все още не е взето решение относно разпределението на вноската в дяловия капитал ([2 000—2 500] милиона евро) между вливане на собствен капитал и акционерни заеми.

(66)

Белгия твърди, че задълженията за финансиране от акционерите и акционерният заем могат да се считат за финансиране при равни условия и че акционерният заем ще бъде отпуснат при пазарни условия, така че да не се предоставя избирателно предимство на бенефициерите при финансирането от акционерите.

(67)

Сключено е споразумение за възнаграждение (RA) между BE-NUC, Luminus и насрещната страна по RA, която ще бъде автономна служба с независимо счетоводно отчитане в рамките на белгийската държава (BE-WATT). Целта на RA е да се преодолее несигурността на пазарните цени и да се ограничи рискът във връзка с приходите от проекта за LTO за собствениците на блоковете от типа LTO, BE-NUC и Luminus. По този начин BE-NUC и Luminus следва да получават достатъчни приходи от експлоатацията на блоковете от типа LTO, за да гарантират тяхната безопасна и надеждна експлоатация и икономическа жизнеспособност, като същевременно се дава възможност на акционерите да предвидят необходимата съобразена с пазара финансова възвръщаемост.

(68)

По-специално Белгия пояснява, че принципите на финансиране на сделката са следните:

(69)

Механизмите за финансова подкрепа (CfD, заеми за MOCP и SDC) са разяснени по-подробно в раздели 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 и 3.3.1.3.4 по-долу.

(70)

Най-общо казано, (целевата) IRR е минималното ниво на възвръщаемост, което инвеститорите приемат, за да бъдат компенсирани за определено ниво на риск в един инвестиционен проект. Целевата IRR често се нарича „минимален процент на възвращаемост“, което представлява прагът, който трябва да достигне или да надвиши IRR на един проект, преди проектът да бъде осъществен. На теория минималният процент на възвращаемост се равнява на сумата от цената на капитала (напр. средната претеглена цена на капитала или WACC) и премия за достигане на минималния процент на възвращаемост. С други думи, това е комбинация от нормите на възвръщаемост при сравними проекти/активи и корекции за привеждането им в съответствие с определен рисков профил, в това число специфични за проекта премии за покриване на допълнителни недиверсифицируеми рискове.

(71)

В настоящия случай общите усреднени разходи за производство на енергия (LCOE) съответстват на минималното равнище на средната цена на електроенергията (или цената на упражняване в модела на CfD), което трябва да бъде достигнато за проекта за LTO, за да се постигне неговата целева IRR. Както е посочено в съображение 72 от решението за откриване на процедурата, предварителната цена на упражняване във финансовия модел при подписване, основана на допускането за разходи за модернизиране на блоковете от типа LTO от приблизително [2—2,5] милиарда евро е определена на [80—90] евро за MWh (по стойности от 2022 г.). Белгия твърди, че при разглеждане на възможността за прилагане на (подсиления) механизъм за споделяне на загубите и ползите (MPRA), цената на упражняване, основана на финансовия модел при подписване, може да варира от [80—90] евро за MWh до [80—90] евро за MWh (по стойности от 2022 г.).

(72)

Белгия твърди, че целевата IRR представлява консервативна норма на възвръщаемост предвид експозицията на рискове при проекта за LTO въз основа на: i) сравнителен анализ на нормите на възвръщаемост на други инвестиции в ядрена енергия в световен мащаб и други активи в енергийния сектор в Белгия (вж. раздел 3.3.1.3.1.1), ii) оценка на цената на капитала на BE-NUC (както WACC, така и цената на собствения капитал (CoE) въз основа на модела за оценка на капиталови активи (CAPM) (вж. раздел 3.3.1.3.1.2), и iii) симулация на очакваната IRR, коригирана съгласно MPRA, с оглед на актуализираните пазарни обстоятелства, която показва, че очакваната IRR на проекта за LTO е намаляла в сравнение с момента на договаряне на споразумението за изпълнение (вж. раздел 3.3.1.3.1.3).

(73)

Белгия предостави международен сравнителен анализ за целевите норми на възвръщаемост и цената на капитала за дружества, оператори на атомни електроцентрали в различни географски райони, както и за газови електроцентрали, получаващи възнаграждение по силата на белгийския CM, както и дружества, оператори на други видове инфраструктура за пренос и съхранение на енергия в Белгия. След приемането на решението за откриване на процедурата сравнителният анализ беше прецизиран, по-специално по отношение на допълнително описание на естеството на регулаторните рамки и евентуални допълнителни схеми, влияещи върху разпределението на риска за разглежданите дружества и проекти. В таблица 3 се предоставя общ преглед на публичните прогнозни оценки на целевата норма на възвръщаемост или WACC на сравняваните проекти и дружества.

Таблица 3

Публични прогнозни оценки на WACC за сравняваните проекти/дружества

(74)

В таблица 4 се предоставя общ преглед на елементите, насочени към справяне с рисковете в сравняваните проекти или дружества.

Таблица 4

Елементи, насочени към справяне с рисковете за сравняваните проекти/дружества

(75)

Според Белгия в този сравнителен анализ се подчертават три елемента:

(76)

Поради тази причина Белгия счита, че целевата IRR на проекта от 6 %—8 % попада в рамките на вероятния диапазон на ориентирана към пазара възвръщаемост, която няма да доведе до свръхкомпенсация.

(77)

В допълнение към сравнителния анализ, за да потвърди дали целевата IRR от 7 % попада в рамките на вероятния диапазон на съобразена с пазара възвръщаемост, Белгия предостави оценка на цената на собствения капитал, като използва два показателя — WACC и цената на собствения капитал без ливъридж (CoE без ливъридж), като се има предвид, че BE-NUC няма дългово финансиране.

(78)

Белгия получи прогнозни оценки за WACC и CoE без ливъридж в диапазона 6,2 %—7,4 % (което се равнява на рискова премия за проекта 3,1 %—4,3 % спрямо безрисковия лихвен процент). Според Белгия това показва и допълнително потвърждава, че целевата IRR от 7 % е пропорционална и не води до свръхкомпенсация. В разделите по-долу се обяснява по-подробно как са оценени диапазоните за WACC и CoE.

(79)

Първият показател за оценка на цената на капитала е WACC, която представлява минималната норма на възвръщаемост, необходима, за да може проектът да се привлече капитал. Тази минимална възвръщаемост представлява възвръщаемостта, която потенциалните инвеститори биха могли да получат, ако решат да инвестират в друг проект с еквивалентни характеристики по отношение на паричния поток, графика и риска. WACC след данъчно облагане се изчислява по формулата по-долу:

(80)

Следователно WACC е сумата от i) CoE, претеглена пропорционално на пазарната стойност на собствения капитал в рамките на общия капитал (wE), и ii) цената на дълга (след данъчно облагане), претеглена спрямо дела на пазарната стойност на дълга в общия капитал (1-wE). CoE се изчислява въз основа на модела за оценка на капиталови активи (CAPM), стандартен модел за измерване на възвръщаемостта, необходима на инвеститора, за да покрие алтернативните разходи на паричната стойност за определен инвестиционен хоризонт (безрисков лихвен процент) и за експозицията на пазарен риск (51). Експозицията на пазарен риск се отчита чрез коефициента „бета“ на собствения капитал с ливъридж (β E ). Поради нестабилността на параметрите входните данни за CAPM са изчислени в диапазони.

(81)

Що се отнася до изчисляването на коефициента „бета“ на собствения капитал с ливъридж, Белгия твърди, че тъй като JV е ново и частно дружество, притежаващо два съществуващи ядрени блока от типа LTO с очаквано производство за период от 10 години, неговият коефициент „бета“ не може да бъде изчислен въз основа на пазарни данни или данни от минали периоди и следователно трябва да бъде оценен чрез група сравними дружества, регистрирани на борсата. Като се има предвид обаче, че не съществуват сравними дружества за комунални услуги, имащи 100 % експозиция на производство на ядрена енергия, Белгия разгледа извадка от петте европейски дружества за комунални услуги, регистрирани на борсата, с най-висока експозиция на ядрени дейности, т.е. сравними проекти с производство в диапазона 15 %—65 %, използващи атомни електроцентрали, в рамките на диверсифициран портфейл (вж. таблица 5).

Таблица 5

Стойностите на коефициента „бета“ на активите на сравними дружества за комунални услуги с различна експозиция на ядрени дейности

(82)

Белгия обясни, че всяко едно от дружествата за комунални услуги е диверсифицирано публично търгувано дружество със значително влияние върху мрежови активи, регулирани по модел на RAB, и/или поддържани активи за енергия от възобновяеми източници — за разлика от JV, което е частно предприятие със 100 % експозиция на производство на ядрена енергия, подлежащо на RA. Поради тази причина системните рискове, оценени въз основа на тези сравними дружества, вероятно биха представлявали подценяване на системния риск на BE-NUC.

(83)

Белгия използва параметрите на таблица 6, за да ги включи във формулата за WACC, и въз основа на тези и други входни данни, наблюдавани през 2023 г., получи теоретична стойност на WACC в диапазона 6,2 %—7,4 %, включително премия от 3,1 %—4,3 % спрямо безрисковия лихвен процент.

Таблица 6

Прогнозната оценка за WACC на BE-NUC и ключови базисни параметри

(84)

Втората методика се основава на CoE, с която се измерва необходимата възвръщаемост на проекта за акционерите, ако се приеме, че няма дългово финансиране, както е в случая с проекта LTO. Въпреки че при основания на CoE подход също се използва CAPM, при него се разчита на CoE без ливъридж (т.е. без капиталов лост) (52). CoE без ливъридж се изчислява, както следва:

(85)

За прогнозна оценка на всеки параметър от уравнението за CoE е използван следният подход (вж. таблица 7):

(86)

Включването на горепосочените прогнозни оценки в уравнението за CoE води до оценка за CoE без ливъридж в диапазона 6,2 %—7,5 % (вж. таблица 7), включително премия от 3,1 %—4,3 % спрямо безрисковия лихвен процент, което е в съответствие с резултатите, получени за WACC.

Таблица 7

Прогнозни оценки за цената на собствения капитал без ливъридж на BE-NUC и базови параметри (пълен диапазон)

(87)

Като се вземат предвид оценените по-горе параметри (за възможни диапазони през 2023 г.), Белгия изчислява три реалистични сценария за CoE без ливъридж към момента на споразумението между страните през 2023 г., съответстващи на диапазон от 6,8 %—7,3 % (вж. таблица 8).

Таблица 8

Три сценария за цената на собствения капитал без ливъридж на BE-NUC (намален диапазон)

(88)

Белгия признава ограниченията на основания на CAPM подход за прогнозна оценка на цената на капитала на BE-NUC предвид липсата на пряко сравними публично търгувани дружества, както и спецификите на рисковия профил и подхода за финансиране на проекта (54). По-специално Белгия изтъква специфичността на ядрения сектор и ограничената съпоставимост с други групи активи.

(89)

Освен това Белгия обсъжда различни премии, обикновено изисквани от инвеститорите, за да инвестират на практика в сравними дългосрочни инвестиционни проекти, спрямо прогнозната оценка на WACC, получена чрез прилагане на основания на CAPM подход. Белгия изтъква едно възможно основание за необходимостта от включване на такава премия спрямо прогнозната оценка на WACC във връзка с риска от блокиране на капитала при дългосрочни инвестиционни проекти, които не могат да бъдат диверсифицирани и не се компенсират по CAPM (55). Освен това друг аргумент, който беше изтъкнат, за да се обоснове необходимостта от включване на премия, е свързан с недостига на капитал за постигане на целите на енергийната политика в Европа, тъй като съществува значителна конкуренция за инвестиции сред съществуващите проекти, което води до увеличаване на нормата на възвръщаемост, необходима за привличане на капитал. Белгия твърди, че сред дружествата за комунални услуги е обичайна практика да се добавя премия в диапазона 1,5 %—4 %, и предоставя някои примери за това (56). Накрая, Белгия твърди също, че предвид естеството на тази инвестиция друго основание за включване на премия за финансиране спрямо прогнозната оценка на WACC е премията за неликвидност (57), което е подкрепено както от академични изследвания (сочещи подходящ диапазон от 0,7 %—7,3 %) (58), така и от практикуващи в сектора (59). Тези премии могат да бъдат добавени към прогнозните оценки на WACC или CoE, получени чрез основания на CAPM подход, както е обяснено в предните раздели, и да послужат за обосноваване на аргумента на Белгия, че целевата IRR е консервативна норма на възвръщаемост предвид експозицията на риск на проекта.

(90)

Белгия обяснява, че в резултат на MPRA целевата IRR след корекция с MPRA варира динамично в диапазона 6 %—8 %. Белгия твърди, че дори ако целевата IRR е определена на 7 % преди корекция с MPRA, при настоящите обстоятелства на пазара (с по-ниски очаквани пазарни цени, отколкото към момента на подписване на финансовия модел) може да се очаква по-ниска IRR от тази, която е била прогнозирана към момента на договаряне на RA.

(91)

За да демонстрира това, Белгия предостави анализ на развитието на пазарните очаквания за периода 2025—2035 г. след договарянето на RA въз основа на различни източници и въздействието на тези преразгледани прогнози върху очакваната IRR на проекта за LTO (като се прилага MPRA).

(92)

На фигура 1 са показани първоначалните ценови криви в края на 2023 г. (т.е. към момента на подписване на споразуменията). В различните ценови прогнози пазарните цени започват — при базовия сценарий, показан с непрекъснати линии — от 120 евро за MWh през 2025 г., като намаляват до средна стойност от 87 евро за MWh в периода до 2033 г.

Фигура 1

Криви на първоначалните базови цени във финансовия модел при подписване (EUR/MWh) (стойности от 2022 г.)

(93)

На фигура 2 е показано, че текущите прогнози за цените на електроенергията при базовия сценарий (60), показани с непрекъснати линии, са намалели в сравнение с използваните по време на подписването на финансовия модел. […] ценова прогноза при базовия сценарий през четвъртото тримесечие на 2022 г., използвана, наред с други неща, като референтна крива във финансовия модел при подписване, е представена например с червена пунктирана линия на тази графика. Докато в края на 2022 г. прогнозите бяха за цени от 120 евро за MWh през 2025 г., понастоящем прогнозите са за 85 евро за MWh или дори по-ниски през 2025 г. Пазарните развития от 2022 г. насам доведоха до намаляване на прогнозираните цени на едро на електроенергията през следващото десетилетие, по-специално поради намаляващите прогнози за цените на стоките (газ и CO2), наред с други фактори. Освен това на фигура 2 е показано, че в настоящите прогнози при базовия сценарий се предвиждат относително равни цени между 2025 г. и 2035 г., вариращи от 69 евро за MWh до 86 евро за MWh.

Фигура 2

Криви на базовите цени, актуализирани през есента на 2024 г. (EUR/MWh) (стойности от 2022 г.)

(94)

Въз основа на горепосочените данни Белгия стига до заключението, че очакванията за пазарните цени са намалели.

(95)

Белгия твърди, че сивата зона, показана на фигурите по-горе, представлява ценовият коридор (както е предвиден първоначално в RA) за корекции на целевата IRR с MPRA, т.е. диапазонът на пазарните цени, в рамките на който се коригира целевата IRR (61). По-ниските очаквания за пазарните цени предполагат спад в очакваната IRR, коригирана с MPRA. Съгласно първоначално предвидените параметри на MPRA очакваната IRR на проекта за LTO през третото тримесечие на 2024 г. ще бъде 6,7 % (ако са изпълнени всички допускания от финансовия модел при подписване). С актуализираните параметри на MPRA (вж. раздел 3.3.1.3.2), в резултат на които приходите и IRR на BE-NUC стават по-чувствителни към условията на пазарните цени, очакваната IRR ще намалее до 6,5 % (ако са изпълнени всички допускания от финансовия модел при подписване), като се вземат предвид същите ценови прогнози (вж. таблица 9).

Таблица 9

Очаквана IRR (с оригиналната и актуализираната MPRA) спрямо целева IRR (трето тримесечие на 2024 г.)

(96)

Между белгийската държава и BE-NUC, както и между белгийската държава и Luminus, другия съсобственик на двата ядрени реактора, ще се прилага CfD. Това означава, че предварително определена целева цена („цена на упражняване“), която ще бъде индексирана за целия период на RA, ще бъде гарантирана от белгийската държава за общото измерено производство на електроенергия от блоковете от типа LTO. Ако пазарната референтна цена (MRP) е по-висока от цената на упражняване, положителната разлика, умножена по действително измереното производство, ще бъде изплатена от BE-NUC и Luminus на белгийската държава. Ако MRP е по-ниска, отрицателната разлика, умножена по действително измереното производство, ще бъде изплатена от белгийската държава на BE-NUC и Luminus. Плащанията на тези разлики стават дължими на първата дата на захранване (датата, на която съответният блок от типа LTO захрани електроенергия във високоволтовата мрежа за пръв път след първоначалния му законоустановен краен срок) и ще бъдат извършвани пропорционално на дела на BE-NUC и Luminus от мощността, генерирана от блоковете от типа LTO.

(97)

Основните параметри на CfD са:

(98)

Според Белгия въз основа на независим анализ от Compass Lexecon (62) първоначалният избор на DAM като MRP за CfD е подходящ в контекста на проекта за LTO, особено за периода на дейностите по LTO (фазата на рестартиране до 31 декември 2028 г.). Освен това Белгия твърди, че включената в RA гъвкавост дава възможност за алтернативни избори на MRP по време на срока на договора в зависимост от развитието на контекста и нуждите на белгийския пазар, като същевременно се запазва балансът между риск и възвръщаемост на първоначалния модел на CfD. Освен това Белгия обосновава използването на DAM въз основа на следните елементи:

(99)

Отдел „Икономика“ на Федералната публична служба (FPS) възложи изготвянето на проучване на стратегията за управление на пазарния риск на BE-WATT (насрещната страна по CfD). Проучването, което е в ход към момента, има за цел да се предприемат подготвителни стъпки за операционализирането на BE-WATT, по-специално по отношение на задачата на този орган във връзка с управлението на риска. По-конкретно:

(100)

Първоначалният избор на MRP може да бъде преразгледан от белгийското правителство като насрещна страна по RA до три пъти по време на срока на договора, при условие че BE-NUC и Luminus са постигнали съгласие, считано от края на началния период на дейностите по LTO, напр. в зависимост от развитието на контекста и нуждите на белгийския пазар, като същевременно се запазва балансът между риск и възвръщаемост на първоначалния модел на CfD.

(101)

Цената на упражняване ще се индексира ежегодно в съответствие с претеглено изчисление за индексация и може да бъде преразглеждана в определени моменти:

(102)

Цената на упражняване ще бъде изчислена, като се използва информация от подробния финансов модел, който ще бъде изготвен и актуализиран от BE-NUC, в рамките на нотифицираните от Белгия параметри. Финансовият модел (и всички негови актуализации) подлежи на одобрение от страна на насрещната страна по RA. Ако такова одобрение не бъде предоставено, BE-NUC и насрещната страна по RA могат да отнесат въпроса за определянето на финансовия модел към независим експерт в съответствие със специфична процедура за определяне от страна на експерт.

(103)

Белгия твърди, че CfD води до намаляване на експозицията на BE-NUC на пазарен риск и до ограничаване на колебанията в пазарните цени.

(104)

Белгия твърди, че макар CfD да води до намаляване на експозицията на BE-NUC на пазарен риск и до ограничаване на колебанията в пазарните цени, този модел включва механизми за споделяне на риска, с които следва да се гарантира, че BE-NUC продължава да има експозиция на известен пазарен риск и стимули. По-специално RA включва механизъм за споделяне на загубите и ползите (MPRA), когато пазарните цени се окажат по-ниски или по-високи от цената на упражняване.

(105)

Целта на MPRA е да се стимулира BE-NUC да оптимизира структурата на разходите си преди определянето и преразглеждането на цената на упражняване (2025/2029 г.), да увеличава максимално мощността на реакторите, когато се очакват високи цени и когато наближава недостиг в електроенергийната система, и да ограничава извънредната печалба.

(106)

MPRA се получава и изчислява, както следва:

(107)

В първоначалния модел на MPRA („първоначален MPRA“) диапазонът между цената на упражняване и горния (съответно долния) праг беше разделен на 30 положителни (съответно отрицателни) „стойности по MPRA“. „Първоначалният MPRA“ се задейства по-бързо в сравнение с „актуализирания MPRA“, т.е. механизмът за споделяне на загубите и ползите съответства на пазарен ценови коридор от +/-20 % вместо +/-30 %.

(108)

В резултат на това Белгия твърди, че чрез (актуализирания) MPRA на BE-NUC се предоставят (по-)силни стимули за:

(109)

Освен това Белгия твърди, че в изменения модел на CfD правомощията за вземане на решения относно това кога следва да се вземе решение за икономическо модулиране се прехвърлят на партньора по EMSA (вж. раздел 3.3.1.5). Възнаграждението по EMSA не само ще бъде фиксирано, както е първоначално планирано, но то ще бъде и променливо, като по този начин ще бъдат осигурени стимули за оптимално използване на ограничения брой възможности за модулиране, който е 30 на горивен цикъл (вж. съображение 13). В сравнение с първоначалния модел на CfD, при който решенията за модулиране се вземат въз основа на фиксиран праг за модулиране, при изменения модел на CfD вече не се разчита на фиксиран праг за модулиране, а се предоставят стимули за осъществяване на модулиране в моменти, когато е най-изгодно (т.е. когато се очаква цените да бъдат силно отрицателни за достатъчно дълъг период от време). Възнаграждението по EMSA е подробно описано в раздел 3.3.1.5.2.

(110)

Накрая, Белгия твърди, че поради причините, посочени в съображение 80 от решението за откриване на процедурата, CfD е целесъобразен и пропорционален инструмент за справяне с установените неефективности на пазара и специфичните за ядрената енергетика рискове, като по този начин се постигат целите на мярката и същевременно се запазват ефикасните пазарни сигнали. Белгия пояснява, че всички постъпления от CfD ще постъпват в общия държавен бюджет, но ще подлежат на отделно счетоводно отчитане. Те ще бъдат използвани предимно за финансиране на плащанията към насрещната страна по CfD. Ако постъпленията от CfD надвишат сумите, необходими за финансиране на разходите по CfD, те могат да бъдат използвани за финансиране на разходите по друг CfD. Белгия поема ангажимент всички останали постъпления от CfD да бъдат разпределени към предприятия. Освен това Белгия се ангажира да информира Комисията, в случай че постъпленията от CfD бъдат разпределени на предприятия, и ако е необходимо, да подаде уведомление за тази мярка. Белгия също потвърждава, че е включила клаузи за неустойка в случай на неправомерно едностранно предсрочно прекратяване на договора за разлика.

(111)

Ако приходите на BE-NUC не са достатъчни, за да покрият разходите, дължими през който и да е месец съгласно споразумението за Е&П, както и всички други капиталови разходи за експлоатация, гориво и поддръжка, необходими за експлоатацията на блоковете от типа LTO, насрещната страна по RA трябва да заплати недостига на BE-NUC, за да осигури достатъчен паричен поток за покриване на тези разходи, с цел да се гарантира дългосрочната икономическа жизнеспособност на JV (63).

(112)

MOCP се състои от два компонента: Минималните оперативни разходи: i) плащане на недостига на приходи, за да се осигури достатъчен паричен поток с оглед покриване на разходите, необходими за функционирането на блоковете от типа LTO, и гарантиране на дългосрочната икономическа жизнеспособност на JV и ii) 50% защита на разходите за инвестирания капитал във връзка с амортизираните капиталови разходи за удължаване на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO (на всеки три години).

(113)

Белгия твърди, че всяко отделно събитие, което би намалило разполагаемостта на блоковете от типа LTO за значителен период от годината, и/или повтарящи се прекъсвания в продължение на няколко години може да доведат до значителни загуби за BE-NUC.

(114)

Белгия поиска от Electrabel да оцени риска от сериозни неочаквани събития през целия експлоатационен срок на блоковете от типа LTO въз основа на данни от минали периоди. Electrabel твърди, че има голяма вероятност от едно значително непланирано събитие (64) за 10-годишния период на удължаване на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO. За да докаже това, Electrabel установи случаи на неразполагаемост от минали периоди за всеки от седемте ядрени реактора през 11-годишния период между 2012 г. и 2022 г. (вж. таблица 10). Electrabel твърди, че с този исторически ориентиран подход се предоставя полезна информация поради следните причини:

(115)

Данните в таблица 10 показват, че през периода 2012—2022 г. във всичките седем ядрени блока е имало събития, водещи до значителна непланирана неразполагаемост, извън контрола на оператора на ядрената централа, което е довело до средна неразполагаемост от 59 % на блок (в допълнение към планираните прекъсвания), което съответства на средна неразполагаемост от 7 месеца на събитие. За седемте белгийски ядрени блока през периода 2012—2022 г. е имало общо 11 събития, водещи до значителна непланирана неразполагаемост. Причините за събитията, водещи до неочаквана неразполагаемост, включват водородни люспи в корпуса на реактора, разграждане на бетона (налагащо важни ремонти), повреди на оборудването, течове и саботаж. Поради тази причина Белгия твърди, че е имало средно около 1,6 (11/7) събития, водещи до значителна непланирана неразполагаемост, на реактор на десетилетие.

(116)

Белгия твърди, че когато има няколко ядрени блока (или ядрен парк) в експлоатация, загубата на данъчни приходи по време на период на повреда на един или повече блокове може да бъде частично компенсирана от приходите, генерирани от другите блокове. В случая с проекта за LTO обаче се очаква тези системни рискове (от събития, водещи до неразполагаемост, които засягат повечето от блоковете едновременно) да се засилят, тъй като след 2025 г. ядреният парк на Белгия се свива и става по-малко диверсифициран, като освен това и двата блока от типа LTO ползват една и съща технология. Следователно не се счита за малко вероятно да има сериозно събитие, засягащо и двата блока от типа LTO през значителна част от годината.

(117)

Вероятността от 59 % неразполагаемост на блоковете, която е еквивалентна на приблизително 7 месеца, съответства на средната продължителност на едно събитие, водещо до значителна непланирана неразполагаемост. Въз основа на собствения си опит с експлоатацията на блокове от типа LTO в Белгия Electrabel счита, че тази оценка на продължителността е реалистична, тъй като събитията, водещи до значителна неразполагаемост, изискват сериозни инженерни дейности, набавяне на резервни части, анализ на въздействието върху безопасността и продължителни дискусии с органа за ядрена безопасност, преди ядрените реактори да могат да бъдат стартирани отново.

(118)

Освен това Белгия обяснява, че редовните PSR, основани на насоките SSG-25 на МААЕ (66), които се провеждат на всеки 10 години от началото на експлоатацията, са довели до значителни подобрения в дизайна и инвестиции за справяне с остаряването на ядрените блокове и са спомогнали за поддържане на безопасността и надеждността им. Въпреки тези периодични прегледи операторът на ядрената централа не може да изключи възможността за възникване на нови проблеми, водещи до периоди на значителна неразполагаемост на ядрените блокове.

(119)

За да оцени въздействието върху BE-NUC от настъпването на събитие, водещо до значителна непланирана неразполагаемост, по време на периода на удължаване на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO и ефекта от MOCP, Белгия разгледа реалистични сценарии за сериозни събития, водещи до неразполагаемост (вж. таблица 11), въз основа на данни от таблица 10. Както и при други оценки, за илюстративните изчисления Белгия се позова на финансовия модел при подписване от 13 декември 2023 г.

(120)

Белгия твърди, че горният анализ показва, че целта на MOCP е да се покрият последиците от потенциални сериозни събития, застрашаващи икономическата жизнеспособност на JV, докато JV е оставено да понесе много рискове, свързани с евентуална неразполагаемост: в сценарий 1 MOCP не се задейства, ако се случи средно голямо събитие, и не се предоставят гаранции за възвръщаемостта на акционерите, които продължават да носят риска от невъзможност за възстановяване на инвестициите си.

(121)

В някои сценарии MOCP може потенциално да доведе до относително значителни разходи за белгийската държава, тъй като ще се задейства за справяне с водещи до неразполагаемост събития с голямо въздействие, както е показано по-горе. За да разсее тези опасения, Белгия въведе таван на плащанията по MOCP. В съответствие с този таван насрещната страна по RA (белгийската държава) ще упражни правото си на прекратяване съгласно RA (67), в случай че MOCP достигне изплатена сума от 2 милиарда евро („праг на задействане на MOCP“), при условие че това изглежда целесъобразно с оглед на, наред с други фактори,

(122)

Белгия твърди, че има обстоятелства, при които прекратяването не би било целесъобразно:

(123)

В случай че насрещната страна по RA реши да не упражни правото(ата) си на прекратяване, Белгия ще представи доводите си на Комисията за целите на провеждане на оценка.

(124)

Размерът на прага на задействане на MOCP съответства на горната граница на плащанията по MOCP в сценарий, при който има едновременна неразполагаемост и на двата блока от типа LTO в продължение на две последователни години. На практика очакваните плащания по MOCP в резултат на двугодишни затваряния ще зависят от годината, в която се случват въпросните затваряния. Белгия предостави изчисления за годишните плащания по MOCP за всяка година, както и за общите суми за две последователни години (вж. таблица 12) въз основа на предварителни прогнози от финансовия модел при подписване от 13 декември 2023 г.

Таблица 12

Симулация на плащанията по MOCP

(125)

За да оцени двугодишния референтен период, използван за изчисляване на предложения таван от 2 милиарда евро за MOCP, Белгия предоставя някои примери за ядрени реактори, които са били окончателно спрени по технически причини в Съединените щати (тъй като това досега не се е случвало в Европа) (68). Според Белгия тези примери показват, че двугодишният референтен период е в съответствие с реалния опит от сектора, тъй като период от две години след откриването на даден проблем, налагащ спирането на двата блока от типа LTO, обикновено може да се счита за реалистична граница, след която да се постави под въпрос продължаването на ремонта или да се обмисли възможността за окончателно изключване.

(126)

За да работи добре MOCP, BE-NUC ще осигури — или от своите акционери, или от външна страна — механизъм за оборотен капитал (WCF) най-късно на първата дата на рестартиране на LTO. WCF служи за финансиране на нуждата от оборотен капитал, произтичаща от дейността на блоковете от типа LTO. BE-NUC ще има право да тегли средства от WCF, ако разликата между входящите и изходящите парични потоци е по-малка от прогнозните оперативни разходи за предстоящия период за изразходване на средствата, посочен в RA. Размерът на WCF е най-малко равен на средните общи прогнозни оперативни разходи за период от три месеца. Всъщност WCF служи като вътрешногодишен мост към годишния размер на MOCP, изпълняващ ролята на револвиращ кредитен инструмент, който, в случай че бъде усвоен, ще се изплаща ежегодно чрез MOCP, осигурен от Белгия.

(127)

Условията на WCF, който ще бъде осигурен при пазарни условия най-късно на първата дата на рестартиране на LTO, все още не са известни. Белгия обаче допълнително поясни, че лихвеният процент на WCF ще бъде определен по същата методика като договорената при акционерните заеми (вж. съображение 63).

(128)

В допълнение към MOCP, чрез който се осигурява финансова стабилност през целия 10-годишен период на удължаване на експлоатационния срок, през първите три години от проекта за LTO (фазата на рестартиране) белгийското правителство ще отпусне заеми на BE-NUC и Luminus при еднакви условия. Размерът на заемите ще бъде определен според пропорционалния им дял в блоковете от типа LTO и следователно съответния им дял в разходите за изключване и оперативните разходи, считано от 1 юли 2025 г. Както бе посочено от Белгия, заемите за SDC се предоставят с цел да се осигури ликвидност до 2028 г., тъй като оперативните разходи не могат да бъдат финансирани чрез парични потоци поради дейностите по LTO.

(129)

Заемите за SDC, които се предоставят с ограничен лихвен процент и се изплащат съгласно определен график за погасяване, включват два различни инструмента (т.е. по един за всеки блок от типа LTO), като всеки инструмент има два транша:

(130)

Условията на заемите за SDC са посочени в съображение 96 от решението за откриване на процедурата и не са били изменяни. Заемите за SDC се изплащат с лихва до 6 % и при равни условия с възвръщаемостта на акционерите. Що се отнася до методиката, използвана за определяне на лихвения процент, Белгия обяснява, че тя е резултат от преговори между страните по RA и че максималният процент от 6 % съответства на долната граница на целевия диапазон на IRR от 6 % до 8 % (като се има предвид MPRA).

(131)

Както е посочено в съображение 97 от решението за откриване на процедурата, очаква се заемите за SDC да бъдат усвоени в общ размер от [500—700] милиона евро на […] вноски от […] до […], изплатени на три вноски от […] до […], включително капитализирани лихви. През 2025 г., преди датата на рестартиране на LTO, тези изчисления и суми ще бъдат актуализирани във финансовия модел, одобрен от насрещната страна по RA, като се вземат предвид разходите за удължаване на експлоатационния срок съгласно изискванията за ядрена безопасност, определени от Белгийската агенция за ядрена безопасност, които са оценени въз основа на представените оферти от изпълнители.

(132)

Белгия твърди, че заемите за SDC не водят до непропорционални ползи за акционерите: рисковете от нереализиране на очакваната възвръщаемост се споделят пропорционално между акционерите на JV и насрещната страна по RA, тъй като при по-ниски печалби както IRR на проекта за LTO, така и заемите за SDC ще намалеят. Всъщност заемите за SDC няма да бъдат изплатени (изобщо) само ако проектът за LTO не генерира достатъчно печалби, за да бъде изплатена каквато и да е възвръщаемост на инвестициите на акционерите (69). Следователно Белгия твърди, че заемите за SDC не носят допълнителни рискове за доставчика по RA освен рисковете, свързани с резултатите и рентабилността на проекта за LTO, тъй като инструментът не се използва за финансиране на капиталови разходи (само амортизираните капиталови разходи за удължаване на експлоатационния срок на LTO по време на фазата на рестартиране).

(133)

Съгласно споразумението за Е&П Electrabel ще изпълнява за BE-NUC:

(134)

Някои услуги са изрично изключени от споразумението за Е&П, включително услуги, работи или дейности, свързани с извеждането от експлоатация и демонтирането на блоковете от типа LTO, за които продължава да отговаря Electrabel (вж. раздел 3.3.2.4).

(135)

Съгласно член 12.1 от споразумението за Е&П и с определени корекции и изключения BE-NUC ще заплати на Electrabel 89,807 % (като се има предвид участието на Luminus в блоковете от типа LTO в размер на 10,193 %) от всички разходи, направени при предоставянето на услугите за LTO и услугите за Е&П, плюс съответния марж, както следва:

(136)

Белгия твърди, че нивата на маржовете са съобразени с тези, прилагани съгласно споразумението за партньорство за LTO с Luminus (което само по себе си обхваща широк спектър от услуги, включително, но не само, Е&П). Първоначалното споразумение, обхващащо подобни услуги към трета страна, а именно Luminus, сключено на 26 юни 2003 г. и потвърдено отново на 13 декември 2023 г., представлява подходяща препратка в подкрепа на позицията, че в споразумението за Е&П са отразени разходите за ядрени операции при условия на сделка между несвързани страни. Освен това Белгия твърди, че финансовите рискове, поети от Electrabel, са по-големи, отколкото тези по споразумението за партньорство с Luminus, тъй като съгласно споразумението за Е&П маржът на Electrabel ще бъде намален в случай на (неоправдано) превишаване на разходите (т.е. разходи, които не са включени в бюджета, предложен от Electrabel и потвърден от страните) и в случай на неразполагаемост на централата над определен целеви период.

(137)

Освен това Белгия твърди, че споразумението за Е&П включва определени контролни механизми за разходи, включително правата на BE-NUC да одитира изчисленията на Electrabel за таксите и изпълнението на услугите и да поиска сравнителен преглед на цените, начислявани от Electrabel за технически свързани услуги.

(138)

Накрая, като (единствен) оператор на блоковете от типа LTO и доставчик на услуги към BE-NUC съгласно споразумението за Е&П, Electrabel ще има стимули за постигане на технически и икономически показатели на блоковете от типа LTO. По-специално съгласно споразумението за Е&П:

(139)

Вследствие на това Белгия стига до заключението, че споразумението за Е&П е ограничено до покриване на направените разходи и че финансовите условия на споразумението за Е&П се очаква да отразяват пазарните условия.

(140)

Въпреки че BE-NUC ще бъде техническият собственик на 89,807 % от електроенергията, произведена от блоковете от типа LTO (останалите 10,193 % са собственост на Luminus), то прехвърля собствеността върху тази електроенергия на енергийния управител, който ще я продава (70). За тази цел BE-NUC ще сключи EMSA с партньор, който ще купува електроенергията от BE-NUC и впоследствие ще я продава.

(141)

В EMSA ще бъдат заложени основните условия и разпределението на риска и следователно в тази връзка подробно ще бъдат определени BIS и ролята на управителя по продажбите на електроенергия („партньор по EMSA“) в рамките на определените параметри. Партньорът по EMSA, назначен съгласно споразумението, ще бъде купувач и собственик на дела на BE-NUC от произведената от блоковете от типа LTO електроенергия и е обвързан с предварително определена BIS. BIS може да бъде преразглеждана и изменяна периодично, като се следва процедура, която е подробно описана в RA. Белгийското правителство (BE-WATT), в качеството си на насрещна страна по RA, може да наложи BIS, стига да бъдат спазени посочените в RA условия за BIS. Партньорът по EMSA има консултативна роля по този въпрос.

(142)

За да може произведената електроенергия да бъде предлагана на пазара на електроенергия на едро по конкурентен и прозрачен начин, Electrabel и белгийската държава имат договорка да проведат публичен търг за тези услуги, като гарантират прозрачност и ниво на конкуренция (вж. раздел 3.3.1.5.1). За тази тръжна процедура се прилагат законът за възлагане на обществени поръчки и всички свързани с него необходими защитни мерки.

(143)

Белгия твърди, че тръжната процедура се провежда доброволно в съответствие с белгийския закон за възлагане на обществени поръчки от 17 юни 2016 г. и кралския указ за възлагането на обществени поръчки за сектора на комуналните услуги от 18 юни 2017 г. (71)

(144)

Договорът за EMSA ще бъде възложен чрез процедура на договаряне с предварително обявяване на конкурентно възлагане на поръчка (72), което е стандартна процедура в сектора на комуналните услуги. Поканата за участие в търга е публикувана на съответните белгийски (73) и европейски платформи (74), което дава възможност на всички потенциални кандидати да участват в тръжната процедура.

(145)

Предвид важността на предлаганата услуга и чувствителността ѝ от гледна точка на конкуренцията Белгия въведе допълнителни разпоредби и защитни мерки, за да гарантира, че целите на EMSA ще бъдат постигнати и че очакваните услуги ще бъдат предоставени адекватно:

(146)

Освен това Белгия твърди, че в търга е включен набор от критерии за подбор с оглед да се гарантира, че всеки кандидат в търга отговаря на условията за професионализъм и необходимата инфраструктура за правилното изпълнение на EMSA. Тези критерии за квалификация обаче са ограничени до възможно най-минимална степен, като всеки от тях се отнася до необходимо изискване за предвидените услуги, така че да се осигури максимално ниво на конкуренция по време на търга.

(147)

Белгия предостави повече подробности относно критериите за квалификация в допълнение към информацията, с която разполагаше Комисията към момента на решението за откриване на процедурата. Оферентът (пряко или за първите четири критерия, описани по-долу — като разчита на капацитета на друго предприятие) трябва:

(148)

По време на срока на договора за EMSA за партньора по EMSA, наред с други, важат следните условия:

(149)

По отношение на графика на търга Белгия твърди, че се стреми да го приключи своевременно, най-късно до 15 май 2025 г., така че партньорът по EMSA да има достатъчно време да извърши необходимата подготовка преди рестартирането на блоковете от типа LTO.

(150)

Включените в търга услуги във връзка с енергийните активи обхващат, наред с други: i) „услуги за представителство на форуърдни и реализирани енергийни активи“, ii) „услуги за оптимизация и експлоатация за ден напред (DA) и в рамките на деня (ID)“, iii) услуги, свързани с регулаторните задължения на пазара, iv) услуги за сключване на договор с белгийски ОПС и v) търговия, достъп до пазара и пазарен анализ. Поради взаимозависимостта между различните горепосочени задачи и обичайната пазарна практика да се комбинират тези услуги в един търговски договор с оглед осигуряване на оперативна ефективност, тези услуги ще бъдат интегрирани в единно определение за услуга съгласно EMSA.

(151)

Белгия поясни, че партньорът по EMSA не търгува като представител или от името на BE-NUC, а продава закупената електроенергия от свое име, тъй като е неин собственик. Освен това в изменения модел на CfD партньорът по EMSA получава правомощията за вземане на решения относно икономическото модулиране, за да стимулира ефикасното използване на ограничения брой възможности за модулиране и да реагира по-добре на пазарните сигнали (вж. съображение 153 и следващите съображения).

(152)

Белгия твърди, че споразумението между партньора по EMSA и BE-NUC се основава на DAM, за да се ограничи базисният риск за BE-NUC, тъй като това предполага, че в комбинация с плащането на разликата на BE-NUC чрез CfD, където MRP е цената DAM, BE-NUC получава цената на упражняване (вж. раздел 3.3.1.3.2) (82). Белгия потвърждава, че партньорът по EMSA ще може свободно да търгува на пазар по свой избор и не е задължен да наддава на DAM.

(153)

Както е обяснено в раздел 2.1 и съображение 109, тъй като блоковете от типа LTO имат ограничение за модулиране до 30 пъти на цикъл и поради тази причина нямат техническата и регулаторна възможност да променят производителността си по всяко време, възнаграждението на партньора по EMSA е променено, за да се осигурят стимули за оптимално използване на ограничения брой възможности за модулиране, които са разрешени. Вместо просто фиксирана такса (определена чрез търга) изменената формула за изчисляване на възнаграждението включва и променлива такса (основана на предварително определена формула и обвързана с модулирането и плащането на корекционен сетълмент). С това възнаграждение партньорът по EMSA има експозиция на част от потенциалното увеличение на приходите в резултат на модулиране в периоди на отрицателни цени (както и на част от потенциалния спад на приходите в резултат на модулиране в периоди на положителни цени, ако има такива), като същевременно има и пряка експозиция на разходите за енергиен дисбаланс и разходите в рамките на деня, както е посочено по-долу. Следователно променливата такса ще се състои от фиксиран процентен дял (коефициент „алфа“) от увеличението на приходите, което ще се задейства в резултат на модулиране в DA, и диференциран процентен дял (коефициент „бета“) от разходите и приходите в рамките на деня и за енергиен дисбаланс, т.е. плащанията на корекционен сетълмент (които могат да включват увеличение на приходите в резултат на задействане на модулиране в ID), при което:

(154)

Формулата, посочена в фигура 3, се прилага за целия обем по време на модулиране, включително ако модулирането се случва, когато цените са положителни (например по време на периоди на покачване/спад), а не само по време на периоди на отрицателни цени (84). Променливата такса се заплаща от BE-NUC съгласно EMSA, но тези разходи и/или приходи ще бъдат прехвърлени на BE-WATT съгласно RA.

(155)

Според Белгия благодарение на изменената формула за изчисляване на възнаграждението партньорът по EMSA има стимул, наред с други неща, да използва икономическото модулиране по оптимален начин — както за ден напред, така и в рамките на деня, и да намали разходите в рамките на деня и за енергиен дисбаланс. Белгия твърди, че коефициентите „алфа“ и „бета“ са избрани, за да се запази ефикасното функциониране на пазара, като същевременно не се възпират участниците в търга, склонни към избягване на риска.

(156)

Изменената формула за изчисляване на възнаграждението ще повлияе на поведението на участниците в търга при наддаването за фиксираната такса. Оферентите ще вземат предвид очакваните печалби от модулирането (стойност на опцията) в своите оферти, както и разходите и потенциалните приходи, свързани с плащанията в рамките на деня и за енергиен дисбаланс. Белгия твърди, че в документацията за обществената поръчка ще бъде разяснена структурата на възнаграждението (стимула), така че потенциалът за увеличение/спад в резултат на изменената формула за изчисляване на възнаграждението да бъде видим за оферентите. Белгия ще оцени целесъобразността на (изменената) формула за изчисляване на възнаграждението на партньора по EMSA, както и съответствието с пазара и ефективността на стимулите, произтичащи от нея на различните пазари. Оценката ще бъде извършена най-късно две години след началото на експлоатацията, за да се даде възможност за своевременно преразглеждане на договора или организиране на нов търг, което е възможно след три години и половина (85). За да се запазят целесъобразните стимули за партньора по EMSA, обаче единствено е възможно преразглеждане в посока повишение на коефициентите „алфа“ и „бета“ (86).

(157)

Белгия твърди, че чрез адаптирането на възнаграждението по EMSA стимулите за партньора по EMSA, който има правомощията за вземане на решения относно икономическото модулиране (след окончателното решение от страна на оператора, напр. в случай на опасения, свързани с безопасността или регулаторни въпроси) се привеждат в съответствие с пазарните сигнали, като по този начин се разсейват опасенията на Комисията в това отношение. Същевременно партньорът по EMSA разполага с целесъобразни стимули, за да изпълнява задачата си като BRP, без да има пълна експозиция на енергиен дисбаланс извън неговия контрол. Освен това Белгия твърди, че ще има непрекъснат обмен на точна информация (включително редовни актуализации относно разполагаемостта, техническите възможности и др. на блоковете от типа LTO) между BE-NUC, оператора на ядрената централа и партньора по EMSA, за да се даде възможност за вземане на информирани решения за икономическо модулиране от страна на партньора по EMSA, който ще бъде подготвен да взема ефикасни решения.

(158)

Белгия също потвърждава, че насрещната страна по CfD (BE-WATT) ще разработи стратегия за управление на риска за своята отворена позиция, както е предвидено по закон, и че нейното прилагане ще допринесе за ликвидността на форуърдните пазари на електроенергия (вж. съображение 99). Приемането на стратегията е предмет на становище от страна на регулатора, което ще включва оценка на въздействието на стратегията върху съответните пазари на електроенергия.

(159)

По принцип партньорът по EMSA ще бъде избран чрез прозрачен, открит и конкурентен търг (вж. раздел 3.3.1.5.1). Търговският субект GEMS (Global Energy Management & Sales) — стопанска единица на групата Engie, независима в своето управление от стопанската единица „Ядрена енергетика“, също може да участва в търга. За да се осигури справедлив процес, са предвидени специални разпоредби и мерки, в случай че GEMS участва в тръжната процедура.

(160)

Белгия твърди, че са взети и ще бъдат взети и приложени достатъчни мерки за ефективно откриване и предотвратяване на всякакви потенциални конфликти на интереси. Тези мерки могат да бъдат обобщени както следва:

(161)

Ако чрез тръжната процедура не може да се определи подходящ кандидат, като крайна мярка, в случай че EMSA не е сключено своевременно, т.е. най-късно до 15 май 2025 г., GEMS ще изпълнява временно услугите по EMSA. Тези услуги ще бъдат предоставяни в съответствие с условия, които ще бъдат договорени между страните за ограничен период от време, за да може BE-NUC да възложи EMSA чрез друга тръжна процедура. В случай на успешна тръжна процедура избраният кандидат ще поеме изпълнението на услугите по EMSA от GEMS, след като изтече съответният период, през който GEMS е извършвало тези услуги. Няма ограничение за броя на повторните търгове.

(162)

Белгия твърди, че тази договореност е необходима и подходяща, за да се гарантира непрекъснатостта на обществената услуга (т.е. продажбата на електроенергията, произведена от ядрените блокове), но че това решение е строго ограничено във времето и до необходимия минимум.

(163)

В заключение Белгия твърди, че ще гарантира, че BE-NUC стриктно спазва законодателството и принципите в областта на възлагането на обществени поръчки. С обстойния процес на консултации се осигуряват допълнителни защитни мерки, с които се гарантира, че закупуването на услуги се извършва чрез конкурентна, прозрачна, недискриминационна и безусловна тръжна процедура. Поради тази причина Белгия счита, че е избегнат всякакъв риск от блокиране на пазара и други потенциални антиконкурентни практики от страна на Engie и че са взети всички мерки и защитни мерки, за да се гарантира, че ще бъде назначен независим партньор по EMSA. Само в краен случай GEMS ще предоставя тези услуги временно, което е необходимо и подходящо, за да се гарантира непрекъснатостта на обществената услуга.

(164)

Две други подмерки, които са част от сделката, са споразумението за административни услуги (ASA) между Electrabel и BE-NUC и споразумение, уреждащо договорености за обезщетение за загуби, свързани с покриване на разходи, в случай че споразумението не бъде сключено. Тези подмерки са разяснени в раздели 3.3.10 и 3.3.11 от решението за откриване на процедурата.

(165)

Както е разяснено в съображение 121 от решението за откриване на процедурата, законодателната рамка, приложима за радиоактивните отпадъци и отработеното гориво в ЕС, се основава на следните два основни принципа: i) принципа „замърсителят плаща“ (87) и ii) принципа, че държавите членки носят крайната отговорност (включително финансовата отговорност) за отговорното и безопасно управление (включително погребването) на отработено гориво и радиоактивни отпадъци (88).

(166)

Както е разяснено в раздел 3.4.2 от решението за откриване на процедурата, съгласно действащите разпоредби в Белгия операторът на ядрената централа е финансово отговорен (чрез дружеството за свързаните с ядрените дейности провизии — Synatom, и заедно с EDF Belgium и Luminus („допринасящите дружества“) и оперативно отговорен за извеждането от експлоатация на седемте атомни електроцентрали, както и за кондиционирането и управлението на радиоактивните отпадъци и отработеното гориво и дългосрочното им съхранение след приемането им от ONDRAF/NIRAS до погребването им. Свързаните с ядрените дейности провизии за отработено гориво и за отпадъци след извеждане от експлоатация се финансират от Electrabel и допринасящите дружества, управлявани от Synatom, и са предмет на пруденциален надзор от независим публичен орган, Комисията за ядрено осигуряване (CPN/CNV). Както е отбелязано в съображения 123—125 от решението за откриване на процедурата, Белгия твърди, че Electrabel ще продължи да носи определени отговорности като единствен оператор на блоковете от типа LTO, произтичащи от i) европейското и белгийското законодателство и ii) договорните задължения по споразумението за изпълнение, като по този начин спазва принципа „замърсителят плаща“.

(167)

CPN/CNV и ONDRAF/NIRAS са надзорните органи в Белгия:

(168)

Както е посочено в съображение 129 и таблица 4 от решението за откриване на процедурата, въз основа на последния тригодишен преглед на CPN/CNV през юли 2023 г. текущата обща сума на провизиите, свързани с пасиви от ядрени дейности, възлиза на 18 225 милиона евро, състоящи се от провизии за дейности по демонтиране (8 122 милиона евро), управление на отработено гориво (9 070 милиона евро) и експлоатационни отпадъци (1 033 милиона евро) (89).

(169)

Като част от преговорите по проекта за LTO Engie и белгийската държава се споразумяха за ограничаване на дългосрочната отговорност на производителите на радиоактивни отпадъци, получени от производството на електроенергия чрез ядрена енергия (споразумението за „таван на отпадъците“), за да се намали несигурността в това отношение (вж. раздел 3.4.3 от решението за откриване на процедурата). В споразумението за „таван за отпадъците“ се предвижда прехвърлянето на финансови пасиви, свързани с производството, задържането или собствеността на кондиционирани радиоактивни отпадъци и отработено гориво от всичките седем белгийски ядрени блока при спазване на съответните договорни критерии за прехвърляне от оператора на ядрената централа (Electrabel) към белгийската държава срещу изплащане на еднократна сума (90).

(170)

Тази еднократна сума е установена за всяка категория ядрени отпадъци. Както е разяснено в съображение 131 от решението за откриване на процедурата, радиоактивните ядрени отпадъци могат да бъдат разделени на три категории в съответствие с историческата радиологична класификация на ONDRAF/NIRAS и с класификацията на Международната агенция за атомна енергия (МААЕ): отпадъци от категория А (отпадъци с кратък живот с ниско или средно ниво на радиоактивност); отпадъци от категория Б (отпадъци с дълъг живот с ниско или средно ниво на радиоактивност); и отпадъци от категория В (отпадъци с кратък и дълъг живот с високо ниво на радиоактивност) и отработено гориво.

(171)

На таблица 13 по-долу е показано разпределението на съществуващите провизии в размер на 18 225 милиона евро между Electrabel (8 410 милиона евро) и белгийското правителство (9 815 милиона евро) съгласно споразумението за таван на отпадъците, като е включено разпределението по категории отпадъци.

Таблица 13

Разбивка на споразумението за таван на отпадъците

(172)

Принципите на споразумението за таван на отпадъците не са изменени и са описани в съображение 133 от решението за откриване на процедурата. Те могат да се обобщят, както следва:

(173)

Както е посочено в съображение 107, буква а) и е разяснено подробно в раздели 3.4.5.1 и 3.4.5.2 от решението за откриване на процедурата, установяването на ограничени суми в размер на 15 милиарда евро се основава на текущия размер на свързаните с ядрените дейности провизии на оператора на ядрената централа (базовата сума) и рискова премия. Белгия поясни, че базовата сума вече включва маржове за непредвидени разходи, несигурности и други рискове, които могат да възникнат във връзка с демонтирането, управлението на радиоактивни отпадъци и управлението на отработено гориво. Разпоредбите относно плащането на ограничените суми са разяснени в раздел 3.4.5.3 от решението за откриване на процедурата и не са били изменяни.

(174)

Белгия поясни, че ограничените суми, които ще бъдат прехвърлени към белгийската държава, вече включват всички натрупани и прогнозни бъдещи пасиви за ядрени отпадъци (до първоначалния законоустановен краен срок за всички белгийски атомни електроцентрали през 2025 г.). Следователно всички ядрени отпадъци и отработено гориво, произведени или които предстои да бъдат произведени от белгийските електроцентрали в рамките на законоустановения им експлоатационен срок, вече са взети предвид в ограничените суми.

(175)

Освен това Белгия пояснява, че действителният обем на отпадъците ще бъде известен едва след като отпадъците бъдат кондиционирани и физически прехвърлени към белгийската държава. Следователно еднократната сума от 15 милиарда евро покрива само предварително определените обеми на съответните отпадъци (кредити за обем), договорени в споразумението за изпълнение. Ако действителният обем на произведените отпадъци е по-голям от кредитите за обем, Engie ще заплати такса за корекция на обема за всеки допълнителен кредит за обем (вж. съображение 133 от решението за откриване на процедурата).

(176)

По същия начин всички експлоатационни отпадъци („отпадъци от LTO“) и отработено гориво („отработено гориво от LTO“), произтичащи от удължаването на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO, ще бъдат финансирани от BE-NUC и Luminus за всяко допълнително количество отпадъци. За всяко допълнително количество отпадъци от LTO и отработено гориво от LTO ще се изискват два вида плащания:

(177)

Белгия допълнително пояснява, че във финансовия модел при подписване се вземат предвид разходите за управление на отпадъците от LTO и отработеното гориво от LTO или крайните разходи, оценени на приблизително 0,9 милиона евро на горивна касета (по стойности от 2022 г.), от които приблизително 0,3 милиона евро на горивна касета за съхранение на място и приблизително 0,6 милиона евро на горивна касета за таксата за корекция на обема на отпадъците от LTO за отработено гориво.

(178)

Както е разяснено в раздел 3.4.4 от решението за откриване на процедурата, Белгия създаде нова държавна институция sui generis — Hedera, която има двойна роля:

(179)

Сумите от тавана на отпадъците, получени от Hedera, трябва да бъдат обезпечени и инвестирани с цел да се генерира необходимата възвръщаемост, за да се покрият разходите за управление на прехвърлените отпадъци, когато станат дължими. Hedera е отделен фонд под надзорния контрол на CPN/CNV — специализирания национален орган, който играе основна роля при осигуряването и обезпечаването на правилното управление, контрол и използване на средствата (93). Това е отразено в двойната роля на Hedera, като се гарантира, че: i) получените суми са обезпечени и генерират необходимата възвръщаемост (94), и ii) разходите за управление на отпадъците и отработеното гориво и на прехвърлените пасиви са достатъчно контролирани (95). Освен това финансовите ресурси ще трябва да бъдат достатъчно обособени от общия бюджет на белгийската държава (както е предвидено в Закона за Hedera), така че да бъдат използвани единствено за покриване на разходите за дългосрочно съхранение и окончателно съхранение и да не могат да бъдат използвани за други цели или за поемане на бъдещи бюджетни дефицити.

(180)

Белгия твърди, че споразумението за таван на отпадъците включва и е придружено от други мерки за смекчаване на риска, включително:

(181)

Както е отбелязано в съображение 172 от решението за откриване на процедурата, Белгия признава, че споразумението относно ядрените отпадъци има положително въздействие върху рисковия профил на оператора на ядрената централа, тъй като значителна част от неговите пасиви от ядрени дейности ще бъдат покрити от ограничените суми, и че този различен рисков профил обосновава и изисква преразглеждане на пакета от мерки, за да се гарантират безопасността и надзорът на финансовото състояние на оператора на ядрената централа: еднократното плащане на 15 милиарда евро към Hedera обосновава освобождаването на разположените извън Европа активи на Electrabel от периметъра на Electrabel (и съответното наблюдение от страна на CPN/CNV). Engie, като френско дружество майка на Electrabel, ще гарантира, че към момента на сключване на споразумението между белгийската държава и Electrabel в Electrabel ще останат активи на стойност най-малко 4 милиарда евро (стойност на собствения капитал към 30 юни 2023 г.). Освен това Engie предоставя неограничена и неотменяема гаранция от дружеството майка при първо искане за i) задълженията на Electrabel за извеждане от експлоатация (което включва и риска стойността на провизиите да бъде недостатъчна), ii) риск, свързан с обеми под тавана, и iii) погасяване на (текущи или бъдещи) заеми от Synatom.

(182)

Белгия счита, че прехвърлените пасиви във връзка с ядрените отпадъци и допълнителните пасиви за извеждане от експлоатация, произтичащи от проекта за LTO, не водят до икономическо предимство за Electrabel и допринасящите дружества, като се има предвид, че те отразяват адекватно риска от последващи колебания в разходите, поет от държавата, и че структурата на прехвърлянето на риска е такава, че частен инвеститор би приел да го поеме.

(183)

Белгия твърди, че свързаните с ядрените дейности провизии, събрани от оператора на ядрената централа/Synatom преди споразумението за таван на отпадъците, са били изчислени с помощта на дисконтов фактор от 2,5 % за дейности по демонтиране (включително отпадъци от демонтиране) и дисконтов фактор от 3 % за всички дейности, свързани с отработено гориво (както е решено от CPN/CNV по време на тригодишния преглед в края на 2022 г.).

(184)

Белгия пояснява, че използването на два различни дисконтови процента за изчисляване на провизиите (пасиви за демонтиране и пасиви за отработено гориво) е оправдано поради разликата във времетраенето и отразява стойността на парите във времето (97).

(185)

Както е отбелязано в съображение 198, споразумението за таван на отпадъците включва единствено прехвърляне към белгийската държава на пасиви за прехвърлени ядрени отпадъци и отработено гориво, а пасивите за извеждане от експлоатация и демонтиране остават за оператора на ядрената централа (с изключение на дисинергиите в резултат от проекта за LTO, вж. съображение 199). Следователно Белгия твърди, че за изчисляването на настоящата стойност на прехвърлените пасиви за ядрени отпадъци и отработено гориво е бил използван единен дисконтов фактор от 3 % (1 % реален лихвен процент + 2 % инфлация), за да се отчете фактът, че пасивите за ядрени отпадъци и отработено гориво имат по-дълъг срок от пасивите за извеждане от експлоатация (вж. съображение 148 от решението за откриване на процедурата).

(186)

Белгия поиска становище от CPN/CNV относно най-подходящия дисконтов фактор, който да бъде използван за изчисляване на тавана на отпадъците (98). Както е посочено в съображение 149 от решението за откриване на процедурата, CPN/CNV предложи да коригира дисконтовия фактор за пасивите, свързани с ядрени отпадъци/извеждане от експлоатация и отработено гориво, като приложи двуетапен подход, включващ използването на дисконтов фактор въз основа на действителния 30-годишен процент на OLO от 3,17 % за първите 30 години и дисконтов фактор от 2,17 % въз основа на оценка на безрисковия лихвен процент, основана на процента на OLO, за следващите 30 години.

(187)

Белгия припомня, че периодът на преговори е бил дълъг (една година и половина) и че изборът на единен дисконтов фактор от 3 % е бил мотивиран от необходимостта от известна степен на предвидимост по отношение на използвания дисконтов фактор в преговорите с Engie. Това е така, защото дисконтовият фактор има пряко въздействие върху изчисляването на еднократната сума, която ще бъде прехвърлена. Белгия обяснява, че методиката, използвана от CPN/CNV в становището им от 2023 г., е била използвана по-късно, заедно с крайния форуърден лихвен процент (UFR) от Европейския орган за застраховане и професионално пенсионно осигуряване (EIOPA) (99) като потвърждение ex-post, че дисконтовият фактор от 3 % е разумен избор за дългосрочен лихвен процент.

(188)

Първо, Белгия поиска независим консултант да изчисли „единния“ дисконтов фактор, съответстващ на двуетапния подход на CPN/CNV, като се използват безрисковите лихвени проценти, предложени от CPN/CNV, както и различни други данни за лихвените проценти на OLO (100). Анализът показва, че предложеният от CPN/CNV подход е особено чувствителен към периода, използван за изчислението. Например двуетапният подход води до съответстващ дисконтов коефициент от 2,8 % при използване на безрисковите лихвени проценти, предложени от CPN/CNV, съответстващ процент от 3,1 % при прилагане на методиката на CPN/CNV с данните за лихвените проценти на OLO, налични към момента на решението за откриване на процедурата, и съответстващ процент от 3,2 % към момента на подписване на споразумението за изпълнение. Както е показано в таблица 14, двуетапният подход, предложен от CPN/CNV, води до два съответстващи дисконтови процента с разлика от 40 базисни пункта, когато се разглеждат два различни времеви периода, разликата между които е едва 9 месеца.

(189)

Второ, в таблица 14 е показано и сравнението с UFR от EIOPA, тъй като препратката към EIOPA е използвана и в делото прецедент от Германия (SA.45296 (101)), където като пропорционален беше установен дисконтов фактор от 4,58 %.

Таблица 14

Еквивалентният лихвен процент на CPN и развитието на лихвения процент на EIOPA след становището на CPN от март 2023 г.

(190)

Както е видно от таблица 14, използваният дисконтов фактор от 3 % попада между

(191)

Освен това дисконтовият фактор от 3 % изглежда по-консервативен от предложението на CPN/CNV и UFR към момента на подписване на споразумението и след това.

(192)

Белгия още твърди, че дисконтов фактор от 1 % в реално изражение изглежда консервативен в сравнение с нормата на възвръщаемост, която Hedera може да очаква, като се използва подходящ разумен подход за управление на активите и пасивите. За сравнение Белгия посочва специалния портфейл от активи на EDF, насочен към осигуряване на сигурно финансиране на дългосрочните им пасиви от ядрени дейности, описан в Универсалния регистрационен документ 2023 на EDF (103). Този портфейл се управлява въз основа на подход „активи-пасиви“ и се състои от портфейл от диверсифицирани активи, сравними с описанието на хипотетичния портфейл, управляван от Hedera, за който следователно е разумно да се очаква сравнима доходност.

(193)

Накрая, при изчисляването на тавана на отпадъците Белгия приема постоянен процент на инфлацията от 2 %, което е изричната дългосрочна инфлационна цел на Европейската централна банка (ЕЦБ). ЕЦБ счита, че индексът на потребителските цени (ИПЦ) е подходящата мярка за инфлацията. Както е посочено в съображение 150, буква б) от решението за откриване на процедура, CPN/CNV изрази опасения, че действителната инфлация на разходите за изграждане на ядрени електроцентрали (въз основа на индекса на ABEX) може да е по-висока от инфлацията съгласно ИПЦ. Белгия твърди, че инфлационната цел на ЕЦБ от 2 % е правилният показател за инфлацията с оглед изчисляването на тавана на отпадъците поради следните причини:

(194)

Поради посочените по-горе причини Белгия счита, че дисконтовият фактор от 3 % е подходящ и консервативен процент за дисконтиране на дългосрочни пасиви.

(195)

Както е отбелязано в съображение 153 от решението за откриване на процедурата, Белгия твърди, че към базовата сума от 9 815 милиона евро е добавена значителна допълнителна рискова премия от 5 185 милиона евро, за да се покрият оставащите несигурности. Както е посочено в съображение 154 от решението за откриване на процедурата, рисковата премия се основава на техническа бележка от ONDRAF/NIRAS (104), в която се анализират несигурностите и рисковете, свързани с прехвърлянето на финансовата отговорност за управлението на радиоактивните отпадъци и отработеното гориво от седемте атомни електроцентрали на Белгия към белгийската държава (вж. бележка под линия 80 от решението за откриване на процедурата). Както е посочено в съображение 156 от решението за откриване на процедурата, Белгия твърди, че рисковата премия от 52,83 % е подходяща и надвишава рисковата премия от 35,47 %, приложена в случая на Германия — SA.45296 (вж. бележка под линия 101).

(196)

В допълнение към разясненията относно рисковата премия, посочени в съображение 154 от решението за откриване на процедурата, по време на официалното разследване Белгия поясни по-подробно начина, по който е била изчислена рисковата премия въз основа на техническата бележка на ONDRAF/NIRAS. В таблица 15 се предоставят подробни разяснения, както и съставът на рисковата премия, което доведе до суми от 5 033 милиона евро и 5 133 милиона евро съответно като долна и горна граница. Като част от преговорите по споразумението за таван на отпадъците, рисковата премия е определена на 5 185 милиона евро — малко по-голям размер, така че да се достигне еднократно плащане от 15 милиарда евро (вж. таблица 13).

Таблица 15

Подробен състав и изчисляване на рисковата премия

(197)

Белгия твърди, че в становището си в техническата бележка ONDRAF/NIRAS представя каталог на рисковете, свързани с прехвърлянето на пасиви от ядрени дейности към белгийската държава, които с помощта на експерти на ONDRAF/NIRAS са добавени към досието с провизиите за 2022 г., за да се оцени каква е минималната рискова премия, необходима за покриване на всички известни рискове. Следователно Белгия твърди, че рисковата премия в споразумението за таван на отпадъците е предназначена да покрие всички рискове, при които вероятността да се случат е по-малка, отколкото да не се случат, установени в бележката на ONDRAF/NIRAS, както и допълнителни рискове, установени по време на преговорите, които са извлечени от взаимодействията с Electrabel и от експертните становища. Накрая, Белгия припомня, че експерти от ONDRAF/NIRAS са участвали в преговорите по споразумението за таван на отпадъците, за да подпомогнат белгийското правителство във връзка с начина, по който да се вземат предвид препоръките им в техническата бележка от март 2023 г.

(198)

Както е посочено в съображение 163 от решението за откриване на процедурата, за разлика от прехвърлените пасиви за ядрени отпадъци и отработено ядрено гориво операторът на ядрената централа продължава да носи цялата отговорност за извеждането от експлоатация и демонтирането на целия ядрен парк (като допринасящите дружества имат финансово участие в покриването на разходите за извеждане от експлоатация и демонтиране). Следователно пасивите за извеждане от експлоатация и демонтиране са „неограничени“.

(199)

Въпреки това като част от сделката белгийската държава пое финансова отговорност за „допълнителните пасиви за извеждане от експлоатация, произтичащи от проекта за LTO“ или „дисинергии при извеждането от експлоатация“. Двете основни разглеждани категории са увеличението на разходите след въвеждането в експлоатация (експлоатационни и проектни разходи) и увеличението на разходите за извеждане от експлоатация и демонтиране в резултат от проекта за LTO (експлоатационни, проектни и инвестиционни разходи). В бележки под линия 85 и 86 от решението за откриване на процедурата са предоставени примери за това в какво конкретно се състоят тези дисинергии при извеждането от експлоатация. Крайната сума на „дисинергиите при извеждането от експлоатация“ е резултат от оценката на въздействието на проекта за LTO и не покрива никакви оперативни разходи, свързани с текущото управление или обичайните дейности. Крайната сума на „дисинергиите при извеждането от експлоатация“ е резултат от оценката на въздействието на проекта за LTO върху различни подкатегории разходи, тъй като изместването на извеждането от експлоатация на два реактора влияе върху планирането, организацията, графика и необходимостта от определени инвестиции в даден момент (105). Нито BE-NUC, нито белгийската държава носят каквато и да е друга отговорност за пасивите за извеждане от експлоатация.

(200)

Както е обяснено в съображение 168 от решението за откриване на процедурата, тъй като е имало разногласие между Electrabel и белгийската държава относно размера на дисинергиите при извеждането от експлоатация, на CPN/CNV е било възложено да вземе решение по този въпрос, а към момента на решението за откриване на процедурата окончателната сума все още не е била известна. На 24 юни 2024 г. CPN/CNV одобри сумата от [100—500] милиона евро (в номинално изражение), а на 16 октомври 2024 г. CPN/CNV уведоми Белгия и Engie, че окончателната сума за плащане възлиза на [100—500] милиона евро в края на 2024 г. (106). Размерът за дисинергиите при извеждането от експлоатация, които ще бъдат изплатени от белгийското правителство, представлява фиксирана еднократна сума, която не може да бъде увеличена в случай на по-високи от предвидените допълнителни разходи; ако обаче развитието на проекта за LTO не продължи според очакванията, белгийската държава ще получи възстановяване на разходите.

(201)

Белгия твърди, че в споразумението за отпадъците е предвиден и обширен пакет за сигурност с цел да се гарантира, че „неограничените пасиви от ядрени дейности“ ще бъдат поети от икономически жизнеспособен оператор на ядрена централа:

(202)

Белгия твърди, че споразумението за отпадъците може да бъде оценено отделно от другите части на мярката.

(203)

Първо, Белгия твърди, че споразумението за отпадъците се отнася не само до блоковете от типа LTO, а до всички седем ядрени реактора в Белгия. При свързаните с ядрените дейности провизии, на които се основават ограничените суми, се отчитат всички провизии, които трябва да бъдат направени до първоначалните законоустановени крайни срокове на седемте ядрени реактора (вж. таблица 1).

(204)

Второ, както е посочено в съображение 170 от решението за откриване на процедурата, разходите, свързани с експлоатационните отпадъци и отработеното гориво, произведени от блоковете от типа LTO през периода на LTO, ще бъдат покрити от съсобствениците на тези блокове (BE-NUC и Luminus), като това включва разходите за привеждане на експлоатационните отпадъци в съответствие с CTC, както и такса за корекция на обема за тези допълнителни обеми. Electrabel и допринасящите дружества ще установят провизии за радиоактивни експлоатационни отпадъци в съответствие с приложимите счетоводни правила. Тези допълнителни разходи са отразени във финансовия модел при подписване, на който се основават мерките за финансова подкрепа по компонент 1 на проекта за LTO и следователно са взети предвид при калибрирането на подмерките в компонент 1.

(205)

Трето, операторът на ядрената централа продължава да бъде отговорен за извеждането от експлоатация и демонтирането на всички седем ядрени реактора в Белгия. Тези разходи не са отразени нито в споразумението за отпадъците, нито във финансовия модел при подписване. Има едно изключение, свързано с увеличението на пасивите за извеждане от експлоатация (за блоковете от типа LTO, както и за блоковете, които не са от типа LTO), произтичащи от проекта за LTO, за който е определена и одобрена от CPN/CNV фиксирана еднократна сума, която ще бъде изплатена еднократно от белгийските органи. Размерът на тези дисинергии е взет предвид във финансовия модел при подписване.

(206)

Както е отбелязано в раздел 3.5 от решението за откриване на процедурата, споразумението между белгийската държава и Engie включва и разпоредби относно правната защита, в които се определя споделянето на риска в случай на някои бъдещи законодателни промени. Правното основание за защита на Engie срещу определени промени в закона се предоставя в глава 4 от Закона „Феникс“. Въпреки това отношенията между страните относно обезщетенията в случай на такива промени в законодателството ще се уреждат единствено с разпоредбите на споразумението за изпълнение.

(207)

В тези разпоредби, сключени с Engie и Electrabel, се предвижда, че ако федералното правителство или федералният парламент на Белгия приемат нови разпоредби, отнасящи се специално до операторите на ядрени централи в Белгия или до ядрените дейности на Electrabel, които имат отрицателно въздействие върху съществените условия на сделката, белгийската държава ще обезщети Engie (или едно от засегнатите дружества от групата Engie) за преките загуби, които действително понася в резултат на това. Това включва и плащанията, които Engie трябва да направи към в контекста на това обезщетение. В съответствие с белгийското законодателство ищецът трябва да докаже претенцията си, а размерът на обезщетението ще бъде определен от съд или чрез арбитражна процедура. Белгийските съдилища са компетентни по този въпрос, но има реципрочна възможност за арбитраж при Комисията на ООН по международно търговско право (UNCITRAL).

(208)

Тази разпоредба не се прилага, ако правното изменение е резултат от транспонирането на европейското или международното право, освен ако федералното правителство или федералният парламент на Белгия не са предизвикали или активно насърчили съществуването и съдържанието на такова законодателство на друго равнище (международно, наднационално, европейско, регионално, общинско и др.) или са предизвикали или активно насърчили съдебно решение.

(209)

Както е посочено в съображение 180 от решението за откриване на процедурата, Белгия твърди, че практиката на Комисията за вземане на решения предполага, че защитата срещу промяна в законодателството може да представлява държавна помощ. В това отношение Белгия се позовава на решението на Комисията относно удължаването на експлоатационния срок на три други ядрени реактора в Белгия, в което Комисията разгледа клаузите за обезщетение в споразуменията, сключени между белгийската държава и собствениците на атомни електроцентрали. Вследствие на това Белгия стига до заключението, че споразумението за правна защита между белгийската държава и Engie би могло да предполага предоставянето на избирателно икономическо предимство на Engie.

(210)

Белгия твърди, че удължаването на експлоатационния срок на двата ядрени реактора изисква отделен пакет за подкрепа поради особеното икономическо положение и специфичния рисков профил на ядрената енергия.

(211)

Както е отбелязано в съображение 22 от решението за откриване на процедурата, Electrabel не е предвидило никакви провизии за LTO, тъй като преди март 2022 г. беше планирано всички белгийски ядрени активи да бъдат затворени най-късно до 2025 г. съгласно закона за постепенното спиране на ядрената енергия в Белгия. След решението за удължаване на експлоатационния срок на Doel 4 и Tihange 3 възникна спешна необходимост от обновяване на блоковете от типа LTO. Предвид строгия график и увеличените разходи за гориво и други необходими части през последните години несигурността относно инвестиционните разходи по проекта за LTO е значителна.

(212)

Белгийските органи разгледаха алтернативни механизми за подкрепа, например включването на ядрените технологии в белгийския механизъм за осигуряване на капацитет, фиксирана премия за захранване, еднопосочен CfD или модел на RAB.

(213)

Според белгийските органи предвид посочените в раздел 3.1 неефективности на пазара тези алтернативи бяха счетени за по-малко целесъобразни за подкрепа на проекта за LTO поради следните причини:

(214)

Белгия твърди, че с двупосочния CfD, в комбинация с другите подмерки от пакета за подкрепа, необходимата подкрепа се осигурява на по-ниска цена за потребителите в сравнение с алтернативните механизми за подпомагане чрез заплащане.

(215)

Както е отбелязано в съображение 181 от решението за откриване на процедурата, крайните бенефициери на мярката, за която е постъпило уведомление, са i) Engie, като дружество майка на Electrabel, което е единствен оператор и съсобственик на блоковете от типа LTO (89,807 %), и като пряка страна по споразумението за изпълнение, сключено с белгийското правителство, и ii) EDF S.A. (EDF), като крайно дружество майка на Luminus, което е съсобственик на блоковете от типа LTO (10,193 %), и едно от допринасящите дружества, и като дружество майка на EDF Belgium, което е сред допринасящите дружества. Комисията не е открила причини да промени оценката си на основните бенефициери по време на официалното разследване.

(216)

Комисията обаче е съгласна с гледната точка на Белгия относно определянето на бенефициерите по компонент 1 от мярката. По-специално в мненията си относно решението за откриване на процедурата Белгия твърди, че BE-NUC (JV между белгийската държава и Electrabel) и Luminus, а не Electrabel и Luminus, са преките бенефициери на CfD, заемите за SDC, MOCP и WCF. Въпреки това Electrabel, като акционер на BE-NUC и настоящ съсобственик на блоковете от типа LTO, може да се счита и за важен бенефициер на тези подмерки по компонент 1. Що се отнася до другите подмерки по компонент 1, с които се осигурява подкрепа за експлоатацията и поддръжката на блоковете от типа LTO, Electrabel е пряк бенефициер като оператор на ядрената централа и акционер в BE-NUC заедно с белгийската държава, а Luminus е непряк бенефициер като съсобственик на блоковете от типа LTO. Съгласно точки 115 и 116 от Известието на Комисията относно понятието за държавна помощ предимство може да бъде предоставено и на предприятия, различни от тези, на които директно са прехвърлени държавни ресурси (непряко предимство). Luminus се възползва от комбинацията от подмерки по компонент 1 чрез предоставената на проекта за LTO от тях възможност за ограничаване на експлоатационните рискове и риска от изпадане в неплатежоспособност, без самото дружество да участва пряко в тези подмерки. Следователно може да се счита, че Luminus получава непряко предимство от тези подмерки. Това непряко предимство не се отнася за EMSA, тъй като Luminus е собственик на своя дял от електроенергията, произведена от блоковете от типа LTO, и ще управлява продажбата на електроенергията самостоятелно, нито за ASA, което ще бъде сключено между Electrabel и BE-NUC.

(217)

Що се отнася до компонент 2 от мярката, за която е постъпило уведомление, прехвърлянето на пасивите за ядрени отпадъци и отработено гориво и споразумението за пасивите за извеждане от експлоатация са в полза на оператора на ядрената централа, Electrabel, както и на Luminus и EDF Belgium в ролята им на допринасящи дружества, които, заедно с оператора, са финансово отговорни за пасивите за ядрени отпадъци и извеждане от експлоатация.

(218)

Що се отнася до компонент 3 от мярката, за която е постъпило уведомление, благодарение на правната защита се предвижда право на обезщетение при едностранни мерки, приети от белгийската държава, които засягат или се прилагат конкретно за операторите на ядрените блокове в Белгия и водят до неблагоприятни промени в съществените условия на сделката. Следователно преките бенефициери са Engie като дружество майка на Electrabel, оператор (и съсобственик) на ядрените реактори в Белгия, и BE-NUC. Подобно на някои от подмерките по компонент 1, въпреки че Luminus не участва пряко в мерките за правна защита по компонент 3, то получава непряко предимство, като дружеството ще бъде обезщетено и в случай на правни промени, засягащи проекта за LTO (вж. раздел 3.3.3). Следователно Luminus е непряк бенефициер по компонент 3 от мярката.

(219)

Както е разяснено в раздел 3.7 от решението за откриване на процедурата, за проекта за LTO са необходими редица законодателни промени, обобщени в настоящия раздел.

(220)

Със закона за постепенното спиране на ядрената енергия от 2003 г. насам се организира постепенното спиране на производството на електроенергия чрез ядрена енергия в Белгия, като той вече е изменян три пъти, за да се даде възможност за удължаване на експлоатационния срок на Tihange 1, Doel 1 и Doel 2.

(221)

За удължаването на експлоатационния срок на Doel 4 и Tihange 3 с 10 години е необходимо още едно изменение на закона за постепенното спиране на ядрената енергия. Промените са въведени с т.нар. „Закон за изменение на закона за постепенното спиране на ядрената енергия“, одобрен от Парламента на пленарно заседание на 18 април 2024 г., подписан от краля на 26 април 2024 г. и публикуван в Държавен вестник на Белгия на 5 юни 2024 г.

(222)

В съответствие с Директива 2011/92/ЕС на Европейския парламент и на Съвета (107), Директива 92/43/ЕИО на Съвета (108) и Директива 2009/147/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (109) Белгия твърди, че е необходима и е извършена оценка на въздействието върху околната среда с трансгранични консултации (110).

(223)

Различните елементи на проекта за LTO се прилагат чрез отделен „Закон за гарантиране на сигурността на доставките в енергийния сектор и реформиране на сектора на ядрената енергия“, наричан още „Законът „Феникс“. Подробно описание на различните глави от Закона „Феникс“ е предоставено в съображение 191 от решението за откриване на процедурата. Законът „Феникс“ беше одобрен от парламента на пленарно заседание на 18 април 2024 г. и подписан от краля на 26 април 2024 г. Публикуван е в Държавен вестник на Белгия на 5 юни 2024 г.

(224)

Както е отбелязано в съображение 193 от решението за откриване на процедурата, белгийската държава е създала две нови публични предприятия, които ще поемат определени отговорности във връзка с проекта за LTO:

(225)

Законът за BE-WATT и Законът за Hedera бяха одобрени от парламента на пленарно заседание на 18 април 2024 г. и подписани от Краля на 26 април 2024 г. Публикувани са в Държавен вестник на Белгия на 5 юни 2024 г.

(226)

Първо, с кралския указ за разрешенията се регулира издаването на разрешителни за инсталации, където се кондиционират ядрени отпадъци. Този кралски указ е изменен, за да се даде възможност за издаването на разрешителни за инсталации за кондициониране, където се кондиционират ядрени отпадъци в съответствие с договорните критерии за прехвърляне. Ще бъде въведена отделна категория за издаване на разрешителни за инсталации за кондициониране, в които се кондиционират отпадъци в съответствие с договорните критерии за прехвърляне. Приет е на 11 юли 2024 г. и е публикуван в Държавен вестник на Белгия на 15 юли 2024 г.

(227)

Второ, с кралския указ за договорните критерии за прехвърляне се определят договорните критерии за прехвърляне и категоризацията на пакета с отпадъци, както и начина, по който се използва кредитът за обем. Приет е на 11 юли 2024 г. и е публикуван в Държавен вестник на Белгия на 15 юли 2024 г.

(228)

Белгия ще финансира общото необходимо финансиране на проекта за LTO чрез общия държавен бюджет, включително потенциалната възвръщаемост от двупосочния CfD.

(229)

Както е отбелязано в съображение 200 от решението за откриване на процедурата, Белгия изчислява, че капиталовите разходи на проекта за LTO възлизат на [2—2,5] милиарда евро, а общите оперативни разходи за целия експлоатационен срок са [7 000—8 000] милиона евро.

(230)

Нетното въздействие върху държавния бюджет на Белгия е двойно: първо, чрез вноска в дяловия капитал на JV в размер на 24,7 милиона евро, и второ, чрез нетната стойност на мерките, дължима от насрещната страна по RA. Белгия твърди, че очакваните бюджетни разходи зависят не само от прогнозите за разходите, но и от прогнозите за цените/приходите на енергийния пазар, тъй като проектът за LTO ще бъде финансиран от комбинация от пазарни приходи, плащания на разлики съгласно CfD, минимални OPEX и капиталови плащания, както и заеми за SDC.

(231)

Съгласно базовата прогноза на финансовия модел при подписване през целия експлоатационен срок на проекта насрещната страна по RA ще получи обща нетна номинална сума от [0—500] милиона евро.

(232)

Ако обаче цените на електроенергията се променят в съответствие с по-ниска прогноза, разходите за мярката за белгийското правителство ще се увеличат с [4 000—4 500] милиона евро поради по-високите плащания по CfD. В случай на неочаквано събитие, при което има неразполагаемост и на двете атомни електроцентрали, насрещната страна по RA ще има също задължението да предостави допълнителна подкрепа в размер на [500—1 000] милиона евро за всяка година на неразполагаемост. При отрицателен сценарий с ниски цени на електроенергията и 12-месечно събитие, водещо до неразполагаемост, насрещната страна по RA ще трябва да осигури обща нетна (номинална) сума от [4 000—4 500] милиона евро за целия експлоатационен срок на проекта, т.е. бюджетът на мярката ще бъде приблизително [40—50] % от общите капиталови и оперативни разходи.

(233)

Белгия потвърждава, че мярката не може да се натрупва с друга помощ, получена за покриване на същите разходи, които ще бъдат направени по проекта за LTO. Белгия твърди, че не се предвижда включването на други средства освен държавния бюджет във финансирането на проекта за LTO, и потвърждава, че няма да се използват средства от Съюза.

(234)

Комисията прие решението за откриване на процедурата на 22 юли 2024 г. Комисията стигна до предварителното становище, че мярката представлява държавна помощ, и изрази съмнения относно съвместимостта с вътрешния пазар съгласно член 107, параграф 3, буква в) от ДФЕС. В решението за откриване на процедурата Комисията изрази съмнения относно необходимостта, целесъобразността и пропорционалността на помощта, относно ненарушаването на правото на Съюза и относно потенциално неоправдано нарушаване на конкуренцията на конкуренцията и търговията.

(235)

Първо, що се отнася до необходимостта от помощта, Комисията изрази съмнения относно мерките за финансова подкрепа по компонент 1. Въпреки че Комисията признава, че може да е необходимо операторът на ядрената централа и собствениците на ядрените реактори да имат стабилен източник на приходи предвид несигурността, свързана с бъдещата пазарна цена на електроенергията, Комисията повдигна въпроса дали са необходими всички допълнителни мерки за финансова подкрепа освен двупосочния CfD. По-специално Комисията имаше съмнения относно създаването на JV, в което белгийското правителство ще бъде акционер, минималните оперативни разходи и капиталово плащане, както и заемите за SDC.

(236)

Второ, що се отнася до целесъобразността на помощта, Комисията отново изрази съмнения относно мерките за финансова подкрепа по компонент 1. Комисията искаше да проучи допълнително предложения от Белгия модел на двупосочния CfD, тъй като изглеждаше, че в него липсват целесъобразни стимули за реагиране на пазарните обстоятелства и за планиране на поддръжката по най-ефективния начин (включително цената DAM, използвана като референтна пазарна цена в модела на CfD). Освен това Комисията повдигна въпроса дали чрез комбинацията от мерки за възнаграждение не се премахва твърде голям дял от пазарните и оперативните рискове за бенефициерите.

(237)

Трето, що се отнася до пропорционалността на помощта, Комисията изрази съмнения относно пропорционалността на няколко от мерките за финансово възнаграждение (включително заемите за SDC и MOCP). Комисията счете, че тези мерки са съчетани с CfD и се очаква да достигнат целевата норма на възвръщаемост от 7 %, която може да бъде оценена само по отношение на самите мерки и намаляването на риска, което те осигуряват. Следователно Комисията счете, че към момента на решението за откриване на процедурата не може да оцени пропорционалността на тази целева норма на възвръщаемост in abstracto и стигна до заключението, че оценката на пропорционалността може да бъде изготвена единствено след оценката на целесъобразността на мерките. Освен това Комисията имаше съмнения относно установяването на размера на еднократното плащане в размер на 15 милиарда евро с оглед прехвърлянето на пасивите за ядрени отпадъци и отработено гориво (по-специално относно използвания дисконтов процент и размера на рисковата премия), както и относно размера на допълнителните пасиви за извеждане от експлоатация, произтичащи от проекта за LTO (който все още не беше известен към момента на решението за откриване на процедурата).

(238)

Накрая, Комисията повдигна въпроса дали е възможно нецелесъобразният модел на CfD и кумулирането на всички мерки за финансова подкрепа да доведат до неоправдано изкривяване на пазара. Освен това Комисията се нуждаеше от допълнителни уверения относно самоличността и независимостта на субекта, който ще продава продукцията на блоковете от типа LTO на пазара в рамките на ЕАМБ.

(239)

На 22 август 2024 г. Белгия изпрати своя отговор на решението за откриване на процедурата. В становището си Белгия предостави допълнителни независими анализи, изготвени от Compass Lexecon, относно модела на CfD, заемите за SDC и MOCP (предоставени на 22 август), както и относно тавана на отпадъците (предоставен на 30 август 2024 г.) в отговор на съмненията, изразени от Комисията в решението за откриване на процедурата, относно необходимостта, целесъобразността и пропорционалността на пакета от мерки за финансова подкрепа (компонент 1 от мярката за помощ), относно пропорционалността на споразумението за отпадъците (компонент 2 от мярката за помощ), относно съответствието на модела на CfD с правото на Съюза и относно потенциалното неоправдано нарушаване на конкуренцията и търговията.

(240)

В отговора на Белгия на решението за откриване на процедурата се обсъжда първоначалната мярка (проекта за LTO), както е описана в решението за откриване на процедурата. Настоящата мярка включва промени в сравнение с първоначалната мярка (въведени в отговор на съмненията, изразени от Комисията в решението за откриване на процедурата), които са подробно изложени в раздел 3 от настоящото решение.

(241)

Изложените от Белгия доводи са описани по-подробно по-долу.

(242)

Белгия се съгласи с Комисията, че насърчаването на съобразени с пазара стимули и минимизирането на потенциалното неоправдано нарушаване са от основно значение при проектирането на механизми за подкрепа.

(243)

Според Белгия, чието становище е подкрепено от независим допълнителен икономически анализ, изготвен от Compass Lexecon (111), техническите, регулаторните и икономическите ограничения на блоковете от типа LTO (вж. също раздел 2.1) оформят осъществимостта и целесъобразността на модела на CfD. По-специално Белгия твърди, че предоставянето на икономически стимули за оператора на ядрената централа, за да реагира на пазарните обстоятелства в ситуации, в които способността за реагиране е ограничена, може да доведе до неоптимално разпределение на рисковете и увеличаване на несигурността на бъдещите приходи без възможност за смекчаване на последиците. Следователно по-високите рискове за бенефициера, които не могат да бъдат поети чрез оперативни такси, могат да доведат до влошен профил на риска и възвръщаемостта на инвестициите и икономически дисбаланс на схемата (напр. при който е необходима по-висока целева IRR). Следователно очакваното въздействие върху разходите за подкрепа трябва да бъде балансирано с разходите за насрещната страна по RA при пряко поемане на съответния риск.

(244)

Освен това Белгия твърди, че търговската дейност на блоковете от типа LTO и съответните решения за наддаване представляват икономическият сравнителен показател за модел на CfD, при който се поддържа съобразено с пазара поведение.

(245)

В разглеждания случай Белгия припомня, че различни технически и оперативни ограничения водят до силно ограничаване на свободата на действие за промяна на графика за поддръжка и за модулиране, а оттам и на потенциала за създаване на стойност, свързан с повишените икономически стимули:

(246)

Белгия твърди, че предвид оперативните ограничения и свързаните с безопасността ограничения на блоковете от типа LTO характеристиките на някои алтернативни модели на CfD, описани по-долу, не биха довели до по-ефективно разпределение на рисковете и стимулиране на съобразено с пазара поведение отколкото предложеният модел. По-специално Белгия заяви, че в някои случаи използването на дългосрочни референтни цени и референтно количество може да насърчи ефикасни решения за диспечиране/експлоатация, тъй като декорелира плащанията по CfD от отчетената пазарна цена. Възможно е обаче това да не е целесъобразно в настоящия случай предвид оперативните ограничения на блоковете от типа LTO и единния модел на разполагаемост по време на дейностите по LTO, както е обяснено по-долу:

(247)

Според Белгия целта на избрания модел на CfD, в комбинация със специфичните му договорености (MPRA и споразумението за модулирането), е да се балансира експозицията на пазарен риск с оперативни стимули в подкрепа както на инвестициите, така и на краткосрочната пазарна ефективност. Това насърчава навременни реакции на пазарните сигнали, без да води до ненужна сложност, и е съобразено с техническите и регулаторните ограничения на блоковете от типа LTO. В тази връзка Белгия се позова на:

(248)

Поради посочените по-горе причини Белгия стигна до заключението, че опасенията на Комисията относно целесъобразността на модела на CfD в решението за откриване на процедурата са неоснователни.

(249)

Въпреки това по време на официалното разследване Белгия реши да измени модела на CfD и механизма MPRA с оглед засилване на съобразените с пазара стимули и отчитане на пазарните развития.

(250)

Electrabel и белгийската държава предвиждат създаването на съвместно предприятие с 50/50 дялово участие, което ще притежава съответните активи, позволяващи да продължи експлоатацията на блоковете от типа LTO.

(251)

Белгия заяви, че този подход дава възможност на белгийската държава да контролира съвместно проектното дружество, тъй като двамата акционери влизат в JV при равни условия и като акционери носят еднакво ниво на риск (съответстващо на обичайните рискове и финансиране при акционерите) и възнаграждения (по-специално дивиденти). Освен това белгийската държава има възможност да запази част от собствеността на съответната критична инфраструктура.

(252)

Белгия обясни, че ако приходите на BE-NUC не са достатъчни, за да покрият разходите, необходими за експлоатацията на блоковете от типа LTO (разходите по споразумението за Е&П и други капиталови разходи за експлоатация, гориво и поддръжка), то белгийската държава, като насрещна страна по RA, е длъжна да извърши плащане за покриване на недостига към BE-NUC (и Luminus). В тази връзка BE-NUC трябва ще представя годишен отчет за изравняване на салдата по сметки. Това плащане за минималните оперативни разходи е с цел да се осигурят достатъчно парични средства за покриване на тези разходи, за да се защити дългосрочната жизнеспособност и платежоспособност на BE-NUC. Освен това насрещната страна по RA ще предостави капиталово плащане, което се състои от 50 % защита на разходите за инвестирания капитал във връзка с амортизираните капиталови разходи за удължаване на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO. Минималните оперативни разходи и капиталовото плащане заедно се наричат MOCP и се прилагат от датата на рестартиране на LTO.

(253)

Белгия обясни, че ще предостави и средства за усвояване както на BE-NUC, така и на Luminus, считано от 1 юли 2025 г., за да се финансират разходите за експлоатация и поддръжка, направени по време на определени периоди на изключване съгласно клауза 3.2(A) от RA („Осигуряване на заеми за SDC“). По-конкретно вместо допълнителен капитал белгийската държава ще предостави на BE-NUC и Luminus заеми за SDC с ограничен лихвен процент, подлежащи на изплащане съгласно определен график за погасяване, които ще бъдат финансирани на два транша:

(254)

Белгия обясни, че MOCP е насочено към рискове с голямо въздействие, водещи до загуби по време на фазата на експлоатация. Заедно със заемите за SDC по време на фазата преди рестартирането тези мерки са от съществено значение, за да се гарантира, че проектът осигурява достатъчно парични потоци, за да се плати на оператора на ядрената централа и да се поддържа дългосрочната оперативна жизнеспособност. Белгия твърди, че без тези мерки атомната електроцентрала може да бъде изправена пред несъстоятелност в случай на продължителни прекъсвания или регулаторни (политически) промени, които водят до неразполагаемост.

(255)

За да обоснове допълнително тези твърдения, Белгия представи следните наблюдения, подкрепени от независим анализ, изготвен от Compass Lexecon (112):

(256)

Следователно Белгия стигна до заключението, че MOCP и заемите за SDC са целесъобразни и пропорционални:

(257)

След официалната процедура по разследване Белгия реши да въведе ограничение на потенциалните плащания по MOCP в размер на максимум 2 милиарда евро, като упражни правото(ата) си за прекратяване съгласно RA, освен ако анализ на белгийската държава не покаже, че подобно прекратяване може да повлияе неблагоприятно на сигурността на доставките на Белгия и/или че прекратяването не би било целесъобразно от финансова гледна точка. За повече подробности вж. раздел 3.3.1.3.3.

(258)

Според Белгия белгийската държава и Electrabel, в ролята си на акционери, се съгласяват да финансират своя пропорционален дял от финансовите нужди на BE-NUC или евентуален неочакван недостиг на финансиране (доколкото те се отнасят до разходи, които не се финансират по други механизми, например приходи на BE-NUC, плащания на разлики към BE-NUC по силата на RA, заем за SDC и др., като по този начин се гарантира, че няма двойно финансиране на разходите).

(259)

Белгия обясни, че Electrabel и белгийската държава са сключили индивидуални и идентични споразумения с BE-NUC относно акционерните заеми. Лихвените проценти не са фиксирани, но в споразуменията за заемите от акционерите се предвижда, че лихвеният процент по всеки заем от акционерите ще бъде определен от съвета на директорите на BE-NUC при условия на сделка между несвързани страни в съответствие със споразумението с акционерите, като се използват преобладаващите пазарни лихвени проценти и всяко сравнимо дългово финансиране от трети страни, което може да е налично към съответния момент. Условията за погасяване на сумите и лихвените проценти са идентични.

(260)

Белгия обясни, че WCF служи за финансиране на нуждата от оборотен капитал, произтичаща от дейността на блоковете от типа LTO. BE-NUC ще има право да тегли средства от WCF, ако разликата между входящите и изходящите парични потоци е по-малка от прогнозните оперативни разходи за предстоящия период за изразходване на средствата, посочен в RA. Размерът на WCF трябва да бъде най-малко равен на средните общи прогнозни оперативни разходи за период от три месеца. Белгия поясни, че всъщност WCF служи като вътрешногодишен мост към годишния размер на MOCP, изпълняващ ролята на револвиращ кредитен инструмент, който, в случай че бъде усвоен, ще се изплаща ежегодно чрез MOCP, осигурен от белгийската държава.

(261)

Белгия поясни, че Electrabel ще предложи методика за заема от акционерите на Electrabel, описана в информационен лист, който ще бъде обявен пред съвета на директорите на BE-NUC и след това ще бъде използван като модел за заема от белгийската държава и за WCF. Условията за погасяване на сумите и лихвените проценти са идентични. Белгия заяви, че методиката все още се обсъжда и ще бъде обявена на по-късен етап.

(262)

Относно закупуването на услугите на енергиен мениджър по линия на EMSA, Белгия заяви, че закупуването на тези услуги се извършва чрез конкурентна, прозрачна, недискриминационна и безусловна тръжна процедура. По-специално договорът за EMSA ще бъде възложен чрез процедура на договаряне с предварително обявяване на конкурентно възлагане на поръчка (член 120 от белгийския закон за възлагане на обществени поръчки от 17 юни 2016 г.), което е стандартна процедура в сектора на комуналните услуги. Следователно Белгия стига до заключението, че EMSA не води до предимство за енергийния мениджър (партньора по EMSA) и че партньорът по EMSA не се ползва от държавна помощ.

(263)

Белгия заяви, че макар и чрез прилагането на директивите за обществените поръчки вече да се предоставят редица гаранции, предвид важността на предлаганите услуги и чувствителността им от гледна точка на конкуренцията са въведени допълнителни разпоредби и защитни мерки, за да се гарантира достатъчна конкуренция в рамките на търга.

(264)

По-конкретно Белгия обясни, че преди изготвянето на документацията за обществената поръчка е било отправено RFI относно EMSA, за да се съберат мнения от пазара по различни теми, включително множество теми, свързани със съдържанието на договора за EMSA. Освен това с търга се налагат специфични критерии за подбор, с които се гарантира, че квалифицираните/избраните участници са подходящи за целта предвид важността и чувствителността на предлаганата услуга. Повече информация относно тръжната процедура и критериите за подбор е предоставена в раздел 3.3.1.5.1.

(265)

Както е отбелязано в раздел 3.3.1.5.2, след официалната процедура по разследване Белгия реши да предостави правомощията за вземане на решения относно икономическото модулиране на партньора по EMSA и да замени фиксираното възнаграждение на партньора по EMSA с комбинация от фиксирана и променлива такса, с което осигури по-силни стимули за модулиране съгласно пазарните сигнали, като се отчитат и техническите ограничения (и потенциалните рискове от автоматично изключване) на блоковете от типа LTO.

(266)

Белгия заяви, че са предвидени специални мерки относно потенциалното участие на GEMS, търговския субект на Engie (стопанска единица на групата Engie, независима в своето управление от стопанската единица „Ядрена енергетика“) в тръжната процедура.

(267)

Освен това Белгия поясни, че са взети и ще бъдат взети и приложени достатъчни мерки за ефективно откриване и предотвратяване на всякакви потенциални конфликти на интереси. Тези мерки могат да бъдат обобщени както следва:

(268)

Белгия също поясни, че като крайна мярка, в случай че EMSA не е сключено своевременно, GEMS ще изпълнява временно услугите по EMSA с оглед осигуряване на непрекъснатост. Белгия твърди, че тази договореност е необходима и подходяща, за да се гарантира непрекъснатостта на обществената услуга (продажбата на електроенергията, произведена от блоковете от типа LTO), но че това решение е строго ограничено във времето и до необходимия минимум.

(269)

Белгия стигна до заключението, че при тръжната процедура за EMSA се изключва възможността за използване на каквато и да е потенциална държавна помощ, тъй като: i) белгийската държава ще гарантира, че BE-NUC ще спазва стриктно законодателството и принципите за възлагане на обществени поръчки, и ii) с обстойния процес на консултации преди действителното стартиране на търга се осигуряват допълнителни защитни мерки, с които се гарантира, че закупуването на услуги се извършва чрез конкурентна, прозрачна, недискриминационна и безусловна тръжна процедура.

(270)

Освен това Белгия стигна до заключението, че е избегнат всякакъв риск от блокиране на пазара и други потенциални антиконкурентни практики от страна на Engie и че са взети всички мерки и защитни мерки, за да се гарантира, че ще бъде назначен независим партньор по EMSA. Само в краен случай GEMS ще предоставя тези услуги временно, което е необходимо и подходящо, за да се гарантира непрекъснатостта на обществената услуга.

(271)

Белгия поясни, че ако Electrabel докаже, че пасивите за извеждане от експлоатация и демонтиране на блоковете от типа LTO, произтичащи от проекта за LTO („дисинергии“), ще бъдат поети от белгийската държава чрез еднократно (пълно и окончателно) плащане на датата на приключване на сделката. Белгия обясни, че в споразумението за изпълнение се предвижда, че белгийската държава и Electrabel следва да се споразумеят за сумата в определен срок и ако не успеят да го направят, въпросът ще бъде отнесен до CPN/CNV за решение.

(272)

Белгия припомни, че тъй като въпросът все още не е бил разрешен на равнище CPN/CNV към момента на решението за откриване на процедурата, неговата пропорционалност не е оценена в решението за откриване на процедурата.

(273)

Белгия обясни, че белгийската държава и Electrabel не са успели да постигнат съгласие относно сумата в определения срок, поради което въпросът е бил отнесен до CPN/CNV за решение. По-точно Белгия поясни, че:

(274)

Следователно Белгия стигна до заключението, че сумата за прехвърляне на допълнителни пасиви за извеждане от експлоатация, произтичащи от проекта за LTO, както е посочено в становището на CPN/CNV от 24 юни 2024 г., е пропорционална.

(275)

Освен това на 30 август 2024 г. Белгия представи допълнителен независим анализ от Compass Lexecon, включващ икономически анализ на структурата на тавана на отпадъците, включително анализ на дисконтовия процент от 3 %, както и допълнителни разяснения относно начина, по който допълнителните рискове, установени от CPN/CNV, вече са покрити от рисковата премия, изчислена от белгийската държава, или са с ограничена вероятност/въздействие.

(276)

Белгия заяви, че опасенията на Комисията, свързани с дисконтовия процент, произтичат от анализ на CPN/CNV в нейното становище от 7 март 2023 г. до министъра на енергетиката (113), в което CPN/CNV посочва, че дисконтовият процент, който следва да се използва за разходи за отработено гориво, трябва постепенно да се доближава до дългосрочната безрискова норма на възвръщаемост (изчислена на 2,17 %), и предлага да се използва двустепенен дисконтов процент (3,17 % за първите 30 години и 2,17 % след първия период от 30 години).

(277)

Белгия се позова на независим анализ, изготвен от Compass Lexecon (114), който показа, че дисконтовият процент от 3 %, използван от белгийската държава, е пропорционален въз основа на: i) икономически анализ на препоръчания от CPN/CNV подход, ii) други съответни подходи и iii) прецедента от Германия в дело SA.45296.

(278)

Белгия заяви, че опасенията на Комисията, свързани с рисковете, разгледани в споразумението за таван на отпадъците, произтичат и от становището на CPN/CNV до министъра на енергетиката (вж. бележка под линия 113), при което следва да се имат предвид три риска:

(279)

Независимият анализ на Compass Lexecon показа, че тези рискове са били взети предвид, и доказа, че възприетият от белгийската държава подход е разумен и включва достатъчен марж за непредвидени разходи, за да ги покрие.

(280)

Този анализ е допълнен с отговора на въпрос 5.4 от RFI на 1 октомври 2024 г. Белгия заяви, че на практика портфейлът на Hedera следва да бъде проектиран така, че да се посрещнат всички реалистични икономически сценарии за периода, по-специално по отношение на нивото на инфлация. Целта на Hedera е да постигне 1 % възвръщаемост в реално изражение (т.е. 1 % над нивото на инфлация). За тази цел Hedera ще разработи стратегия, при която се отчита рискът да не бъде постигната такава доходност при определени икономически режими (например в случай на продължителен период на висока инфлация) чрез портфейл, съставен само от облигации. Следователно Hedera ще насочи усилията си към динамично управление на активите и пасивите, основано на диверсифициран портфейл, който включва активи, даващи възможност на фонда да се предпази от инфлация. Например Hedera може да разработи портфейл, основан на (но не само) облигации и дългови инструменти, акции, недвижими имоти и деривати, с дългосрочна цел да се постигне възвращаемост в размер на 1 % в реално изражение, като същевременно се минимизира рискът от волатилност. Накрая, следва да се отбележи, че Hedera ще ограничи експозицията си до белгийски акции, облигации и недвижими имоти. Целта е по този начин да се гарантира диверсификация и достатъчно отделяне на фонда от белгийската икономика.

(281)

Белгия заяви, че различните компоненти и подмерки на проекта за LTO са били част от исканията на Engie за постигане на съгласие за удължаване на експлоатационния срок и всички те са били включени в общата документация за сделката, подписана на 13 декември 2023 г. Белгия обаче отбеляза също, че компонентите на проекта за LTO се различават по редица елементи и се допълват взаимно, с което се ограничава възможността за възникване на потенциални кумулативни ефекти.

(282)

Белгия се позова на съдебната практика, при която се разглеждат следните теми за оценката на последователни мерки, в това число:

(283)

Белгия заяви, че трите компонента на проекта за LTO са съществено различни по своите предмет и естество, и отбеляза, че в решението си за откриване на процедурата Комисията не е разгледала конкретните разлики или сходства в предмета и естеството на компоненти 1, 2 и 3. В тази връзка Белгия заяви следното:

(284)

Белгия отбеляза, че общата цел на трите компонента е свързана с удължаването на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO. Белгия обаче заяви, че специфичното предназначение на всеки компонент поотделно е значим елемент при оценката:

(285)

Освен това Белгия заяви, че компоненти 1, 2 и 3 имат различни преки бенефициери. Белгия призна, че определянето на бенефициерите за всяка мярка има важна роля при оценката на наличието на кумулативни ефекти. В тази връзка белгийската държава представи следните становища:

(286)

Компоненти 1, 2 и 3 се различават значително по отношение на своите предмет и естество, цели и бенефициери, като те са сключени едновременно и обслужват общата цел за удължаване на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO. Както е доказано по-горе, всеки компонент има съответна специфична цел, благодарение на което компонентите се допълват взаимно и се ограничават евентуалните кумулативни ефекти.

(287)

Що се отнася до потенциално променения рисков профил на Electrabel като оператор на ядрена централа в резултат на компоненти 2 и 3 дружеството действително може да има ползи от тези мерки, което да доведе до подобряване на рисковия му профил като цяло. Компоненти 2 и 3 не водят до промени в рисковия профил на BE-NUC, основния бенефициер по компонент 1. Както е оценено в независим анализ, проведен от Compass Lexecon, предвид специфичните рискове, засягащи проекта, и разпределението на риска между BEGOV и BE-NUC значимият фактор при оценката на пропорционалността на компонент 1 е рисковият профил на BE-NUC.

(288)

Engie представи мнението си по отношение на решението за откриване на процедурата на 9 септември 2024 г. В своето становище Engie представя доказателства и анализ в подкрепа на твърдението си, че съмненията, изразени от Комисията в решението ѝ за откриване на процедурата, не са обосновани. В отговора на Engie на решението за откриване на процедурата се обсъжда първоначалната мярка, както е описана в решението за откриване на процедурата. Настоящата мярка включва промени в сравнение с първоначалната мярка (въведени в отговор на съмненията, изразени от Комисията в решението за откриване на процедурата) и е подробно изложена в раздел 3 от настоящото решение. Позицията на Engie е в съответствие с позицията на белгийските органи.

(289)

Engie твърди, че проектът за LTO представлява общо споразумение, резултат от обстойни и продължителни преговори с белгийското правителство, при които водещ принцип е да се запази ангажиментът към Белгия и да се допринесе за сигурността на доставките на държавата, като се приеме искането на Белгия за удължаване на експлоатационния срок на два ядрени реактора и по този начин се отмени публичната стратегия на дружеството да прекрати ядрените си операции в Белгия след 2025 г. (вж. съображение 23). Освен това Engie заяви, че проектът за LTO има положително въздействие върху вътрешния пазар поради следните причини:

(290)

Освен това Engie твърди, че има няколко разлики между проекта за LTO (удължаване на експлоатационния срок на Doel 4 и Tihange 3) и удължаването на експлоатационния срок на Doel 1, Doel 2 и Tihange 1 през 2015 г. („съществуващите LTO“):

(291)

Engie заяви, че всички тези фактори са довели до сключването на цялостно споразумение между Engie и белгийската държава, в което се предвижда както поисканото удължаване на експлоатационния срок (при условие че се гарантира смекчаване на експозицията на риск на Engie), така и управлението на прехвърлените отработено гориво и ядрени отпадъци, и счете, че съществуващите LTO не са подходяща референтна точка за оценката на необходимостта и целесъобразността на различните мерки по настоящия проект за LTO.

(292)

Основните аргументи на Engie относно съмненията на Комисията, изразени в решението за откриване на процедурата, са описани по-подробно по-долу.

(293)

Комисията счита, че трите компонента на мярката могат да бъдат оценени като част от една единна намеса от страна на белгийската държава, доколкото всички те са свързани с едно и също събитие, а именно удължаването на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO.

(294)

Engie заяви, че няма възражения срещу определянето на мярката като единна намеса, доколкото тя отговаря на критериите, установени от съдебната практика на Съда на Европейския съюз (119). По-специално Engie се съгласи с мнението на Комисията, посочено в съображение 208 от решението за откриване на процедурата, че трите компонента на мярката са взаимозависими и заедно допринасят за изпълнението на споразумението за удължаване на експлоатационния срок на блоковете, поради което могат да бъдат разглеждани като една единна намеса. Engie призна, че е имало предварителни изисквания по отношение на експозицията си на риск и управлението на отработеното гориво и ядрените отпадъци, които са довели до общо и цялостно споразумение, надхвърлящо простото въвеждане на механизъм за заплащане с оглед удължената експлоатация на ядрените блокове. Въпреки това, без да поставя под въпрос предложеното определение като единна намеса, Engie посочи, че някои от подмерките по проекта за LTO не представляват държавна помощ, тъй като чрез тях не се предоставя избирателно предимство на Electrabel, по-специално:

(295)

Engie подчерта, че стимулиращият ефект, който Комисията счете за реалистичен в оценката си в съображения 229 и 239 от решението за откриване на процедурата, не е хипотетичен, но че няма съмнение, че Electrabel не би продължило експлоатацията на блоковете от типа LTO без проекта за LTO с трите му компонента. В това отношение Engie заяви, че:

(296)

Освен това Engie подчерта, че стимулът за Electrabel да продължи с експлоатацията на блоковете от типа LTO произтича от целия пакет от мерки за подкрепа, предоставени по проекта за LTO, който е подходящо калибриран за тази цел. Нито една от подмерките, предприети поотделно, не би могла да осигури достатъчни стимули. По подобен начин премахването на който и да е елемент от пакета би накарало Engie да се откаже от проекта за LTO. Engie стига до заключението, че поради тази причина мерките, посочени в съображение 235 от решението за откриване на процедурата, не следва да се разглеждат като предоставящи специфичен (или допълнителен) стимул поотделно, а следва да се разглеждат всички заедно.

(297)

Engie счете, че създаването на съвместна структура, в която белгийската държава притежава дял от 50 %, е необходимо за постигането на целите на проекта за LTO, а именно своевременното рестартиране на блоковете от типа LTO преди ноември 2025 г. Engie заяви, че е поискало механизъм за споделяне на риска на база 50/50 с белгийската държава, преди да приеме споразумението по проекта за LTO.

(298)

Според Engie само по себе си наличието на механизми за заплащане не е подходящо за тази цел поради няколко причини: i) съгласно RA Engie продължава да носи остатъчни рискове, ii) без JV Engie ще трябва временно да поеме 100 % от загубите в очакване на обезщетението/компенсацията, предвидени в споразуменията, и iii) Engie беше в процес на ограничаване на експозицията си на ядрената енергетика и не искаше да инвестира самостоятелно необходимите капиталови разходи от над [2—2,5] милиарда евро за проекта за LTO и да поеме самостоятелно всички потенциални загуби поради неочаквани случаи на неразполагаемост и превишаване на разходите.

(299)

Освен това Engie твърди, че благодарение на финансовото участие на белгийската държава в печалбите и загубите от блоковете от типа LTO (по-специално дивидентите) Engie очаква, че белгийската държава ще има допълнителен стимул да взема предвид блоковете от типа LTO при бъдещите си политически решения. Поради тази причина Engie стигна до заключението, че създаването на съвместна структура отговаря на интересите както на белгийската държава, така и на Engie.

(300)

Освен това Engie заяви, че JV е целесъобразно и пропорционално, тъй като Engie, което е частен оператор, ще може да компенсира всички рискове от пристрастно действие от страна на белгийската държава чрез съвместния контрол върху стратегическите решения относно BE-NUC, а белгийската държава и Engie ще упражняват правата си в управлението на BE-NUC на равни начала.

(301)

Що се отнася до необходимостта от CfD, Engie заяви — предвид неефективностите на пазара, свързани с ядрената енергетика, и високата волатилност на пазара на електроенергия през следващите години, че проектът за LTO е изложен на голям риск от недостиг на финансиране, поради което CfD е необходим инструмент за постигане на цел, представляваща общ интерес. Освен това Engie се позова на кратката продължителност на удължаването на експлоатационния срок (10 години) в сравнение със средните инвестиции в ядрения сектор, значителните разходи и факта, че блоковете от типа LTO няма да работят на 100 % от мощността си през първите три години, тъй като едновременно с това ще бъдат завършени и работите по удължаването на LTO.

(302)

Engie заяви, че моделът на CfD и MPRA са целесъобразни и пропорционални, за да се запазят стимулите, така че да могат блоковете от типа LTO да реагират ефективно на пазарните сигнали. В тази връзка с настоящото Engie се съгласи със същите аргументи на белгийската държава относно техническите, регулаторните и икономическите ограничения на блоковете от типа LTO (вж. раздел 2.1). Engie твърди, че дори в настоящия момент — без CfD и с ядрен парк от пет реактора, даващ възможност за стратегия с повече диверсификация, Engie има много ограничена гъвкавост да коригира производството на ядрена електроенергия в отговор на краткосрочни и средносрочни пазарни сигнали. Според Engie в рамките на тази ограничена свобода на действие, CfD е проектиран така, че изцяло да се стимулира BE-NUC да реагира на ценовите сигнали, доколкото това е технически приложимо.

(303)

Накрая, що се отнася до параметрите на модела на CfD, Engie заяви, че цената на DAM е подходящата MRP.

(304)

Engie подчерта, че необходимостта от MOCP и заемите за SDC е свързана предимно с конкретния контекст на проекта за LTO като следствие от: i) късното решение за удължаване на експлоатационния срок на Doel 4 и Tihange 3 и ограниченото време за подготовка и изпълнение на необходимите дейности по LTO, ii) остаряващите активи и повишения системен риск, свързан с наличието на два блока с еднаква технология, iii) едновременното рестартиране и експлоатация на блоковете от типа LTO през първите три години и iv) общите усреднени разходи за производство на енергия в резултат от удължаването, които са по-претеглени по отношение на Е&П, отколкото при изцяло нов ядрен актив.

(305)

Освен това Engie заяви, че както MOCP, така и заемите за SDC са строго необходими, тъй като: i) плащанията, дължими от белгийската държава по RA, не покриват сериозни събития, водещи до неразполагаемост, причинени от технически проблеми или от международни регулаторни непредвидени обстоятелства или ядрени аварийни ситуации; ii) противно на твърдението в съображение 269, буква б) от решението за откриване на процедурата, подобни неочаквани събития не са „крайни сценарии с ниска вероятност“, а има вероятност да се случат през следващите десет години; и iii) обхващат се само събития над определен праг.

(306)

Engie заяви, че MOCP не представлява неограничена безвъзмездна помощ (противно на посоченото от Комисията в решението за откриване на процедурата) предвид посочените в RA права за прекратяване, които има насрещната страна по RA и които дават възможност да се ограничи нейната експозиция.

(307)

Engie заяви, че удължаването на срока на заемите за SDC, за да се покрие частта от разходите след датата на рестартиране, беше принципно одобрено от белгийската държава в резултат на изтеглянето на датата на рестартиране на LTO по нейно искане (от 2026 г. на 2025 г.), като това означава, че дейностите по LTO трябва да се извършват, докато блоковете са в експлоатация, което ще доведе до генериране на по-малко приходи през първите три години от експлоатацията. Това беше в съответствие с основния принцип, договорен между Engie и белгийската държава, че акционерите имат експозиция на всички разходи, произтичащи от удължаването на експлоатационния срок на LTO, а BE-NUC финансира разходите за Е&П със собствени приходи.

(308)

Що се отнася до пропорционалността на финансовите механизми, предоставени по проекта за LTO, Engie твърди, че те не предпазват BE-NUC от какъвто и да е оперативен риск, както е посочено от Комисията в решението за откриване на процедурата. BE-NUC има частична експозиция на, наред с другото, риск, свързан с неразполагаемостта, през целия период на удължаване на експлоатационния срок на блоковете от типа LTO, както и на превишаване на оперативните разходи след датата на корекция, което може да попречи на генерирането на парични средства и да повлияе отрицателно върху нормата на възвръщаемост на BE-NUC. Тези разходи се отнасят до, наред с другото, увеличение на разходите за персонал (програми за задържане на персонал и допълнителни разходи за набиране/обучение за целите на продължаване на експлоатацията), разходи за Е&П (увеличение на цената на материалите, недостиг във веригата за доставки на основни резервни части и компоненти, изисквания от AFCN/FANC (всички модификации на проекта подлежат на обстоен преглед и оспорване от страна на AFCN/FANC преди одобрение), непланирани сериозни повреди на оборудването преди рестартиране и др.), както и разходи за гориво (договорите са частично свързани с развитието на пазара).

(309)

Освен това Engie твърди, че Electrabel, като оператор на блоковете от типа LTO, има силни стимули да постигне максимална разполагаемост на блоковете от типа LTO при нормални експлоатационни условия, за да избегне плащането на предварително уговорено обезщетение при неизпълнение, в случай че разполагаемостта падне под [90—100] % през която и да е договорна година.

(310)

Engie представи симулация, показваща въздействието на събития, които не са обхванати от MOCP, върху рентабилността на LTO: i) събития, водещи до намалена разполагаемост по време на фазата на експлоатация, като илюстративна цел (увеличена честота на принудително изключване (FOR) и ii) увеличения на някои оперативни разходи след датата на корекцията в резултат на непредвидени разходи, както и комбинация от двата вида събития. На таблица 16 е показано, че тези събития биха могли да имат значителен отрицателен ефект върху IRR на BE-NUC.

Таблица 16

Въздействие върху рентабилността на LTO (100 %) на събития, които не са обхванати от MOCP

(311)

Освен това Engie твърди, че лихвеният процент по заемите за SDC е пропорционален и целесъобразен, както е показано от един независим анализ (127). Engie добави, че заемите за SDC са предназначени да бъдат изплатени, при условие че BE-NUC генерира достатъчно парични средства плюс лихвите в края на периода на LTO.

(312)

Engie поясни, че лихвеният процент на акционерните заеми и WCF ще бъде определен от съвета на директорите на BE-NUC при условия на сделка между несвързани страни, като се позовава на преобладаващите пазарни лихвени проценти и всяко сравнимо дългово финансиране от трети страни, което може да е налично към съответния момент.

(313)

Освен това Engie поясни, че е подготвило информационен лист, в който е описана методиката, следвана за определяне на лихвените проценти. Engie обясни, че тази методика е в съответствие с политиките на Engie за трансферно ценообразуване при заемите и с принципа на ОИСР за свиване на данъчната основа и прехвърляне на печалби (BEPS), с който се гарантира, че определеният лихвен процент е в съответствие с условията на сделка между несвързани страни (вж. съображение 63).

(314)

Поради това Engie стигна до заключението, че лихвеният процент както по WCF, така и по акционерните заеми е пропорционален.

(315)

Първо, Engie подчерта, че субектът от Engie Group (GEMS), който може да бъде избран за партньор по EMSA в резултат на тръжната процедура или като временно резервно решение, ще бъде напълно независим от стопанската единица „Ядрена енергетика“. Engie поясни, че от януари 2024 г. насам са въведени целесъобразни тръжни процедури, от една страна, и защитни стени в рамките на Engie Group, от друга страна, за да се избегне всякакво участие на Electrabel в избора на партньор по EMSA.

(316)

Второ, Engie заяви, че не съществува риск от блокиране на пазара, произтичащ от потенциалния избор на GEMS в търга за EMSA. Engie твърди, че GEMS ще действа като страна с конкретен мандат, уточняващ стратегията BIS (от която дружеството не може да се отклонява), която получава възнаграждение чрез такса, а BE-NUC ще продължи да бъде собственик на електроенергията до нейната продажба. Поради това, тъй като съответните продажби на BE-NUC не могат да бъдат приписани на GEMS/Engie Group, не може да има засилване на позицията на Electrabel на белгийския пазар, в случай че GEMS бъде избрано за партньор по EMSA.

(317)

Трето, тръжната процедура за избор на партньор по EMSA отговаря на изискванията за конкурентност, прозрачност и недискриминационен и безусловен характер, установени в практиката на Комисията. Тези изисквания са публикувани на равнището на ЕС и с тях ще бъдат уточнени критериите за квалификация (по-специално по отношение на финансовата стабилност и оперативния опит на кандидата). Поради тази причина, в случай че GEMS бъде избрано чрез тръжната процедура, изборът на GEMS за партньор по EMSA може да се счита за пропорционален. Освен това Engie твърди, че ако тръжната процедура не е успешна и GEMS бъде избрано за партньор по EMSA като резервно решение, критерият за пропорционалност така или иначе ще бъде изпълнен: GEMS ще получава възнаграждение при пазарни условия, на цена, определена от независим експерт в случай на несъгласие между страните, така че това възнаграждение да не надхвърля строго необходимото за постигането на целта на EMSA. Освен това Engie обясни, че резервното решение ще бъде само временно и белгийската държава незабавно ще започне отново с организирането на нов конкурентен търг.

(318)

Engie заяви, че общата сума на тавана на отпадъците е достатъчна, за да покрие всички допълнителни рискове, които не биха били взети предвид при изчисляването на базовата сума. Освен това Engie отбелязва, че с тавана на отпадъците се очаква да се прехвърлят значително по-малко рискове на държавата, отколкото при прецедента от Германия, потвърден от Комисията. По-специално Engie твърди следното: