(1)

Ved brev af 21. juni 2024 underrettede Belgien Kommissionen om foranstaltningen til støtte for forlængelsen af levetiden for to atomreaktorer i Belgien (Doel 4 (»D4«) og Tihange 3 (»T3«), tilsammen benævnt LTO-enhederne (»LTO«: »long-term operation«, langsigtet drift)). Belgien fremsendte yderligere oplysninger til Kommissionen ved brev af 9. og 10. juli 2024 efter Kommissionens anmodning om oplysninger af 4. juli 2024.

(2)

Ved brev af 22. juli 2024 meddelte Kommissionen de belgiske myndigheder, at den havde besluttet at indlede proceduren efter artikel 108, stk. 2, i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (»TEUF«) over for denne støtte (»åbningsafgørelsen«).

(3)

Belgien fremsatte sine bemærkninger til åbningsafgørelsen den 22. august 2024.

(4)

Kommissionens afgørelse om at indlede proceduren blev offentliggjort i Den Europæiske Unions Tidende (2). Kommissionen opfordrede de interesserede parter til at fremsætte bemærkninger.

(5)

Kommissionen modtog bemærkninger fra de interesserede parter. Kommissionen videresendte bemærkningerne til Belgien, som fik mulighed for at reagere på dem. Kommissionen modtog Belgiens bemærkninger hertil ved brev af 30. oktober 2024.

(6)

Belgien fremsendte yderligere oplysninger den 2. september 2024, den 23., 27. og 30. oktober 2024, den 8., 14., 18., 22., 25., 27. og 30. november 2024, den 2., 4., 5., 12., 13., 17. og 20. december 2024, den 7., 9., 17., 18., 20., 27., 29., 30. og 31. januar 2025, den 1. februar 2025 (3).

(7)

Ved brev af 24. oktober 2024 indvilgede Belgien undtagelsesvis i at give afkald på sin ret ifølge artikel 342 i TEUF, sammenholdt med artikel 3 i forordning nr. 1/1958 (4), og om at lade denne afgørelse vedtage og offentliggøre på engelsk.

(8)

Indtil 2022 havde Belgien syv atomreaktorer, herunder fire beliggende i Flandern (Doel) og tre i Vallonien (Tihange). Alle reaktorer blev sat i drift mellem 1975 og 1985 (5) og blev bygget af offentlige forsyningsvirksomheder (Ebes, Intercom og Unerg), som senere blev fusioneret i Electrabel SA (majoritetsejet af Tractebel) i 1990 (»Electrabel«). I 1996 blev Société Générale de Belgique (»SGB«) hovedaktionær i Tractebel, og i 1999 erhvervede Suez næsten 100 % af SGB. Efter fusionen mellem Suez og Gaz de France (»GDF«) i 2008 har den endelige ejer af Electrabel været Engie S.A. (»Engie«).

(9)

Electrabel, der er et 100 % ejet datterselskab af Engie, har været nuklear operatør og majoritetsejer af de syv belgiske atomreaktorer, siden de blev sat i drift. I dag er ejerskabet af de belgiske atomreaktorer som følger:

(10)

LTO-enhedernes kapacitet (se Tabel 2):

(11)

Belgien forklarer, at alle belgiske atomreaktorer, herunder LTO-enhederne, er blevet designet og drevet som grundlastenheder baseret på den teknologi, der anvendes i trykvandsreaktorer. Designet stammer fra 1970'erne og er typisk for grundlastenheder, som ældre atomreaktorer rundt om i verden. Disse enheder drives almindeligvis ved maksimal nominel kapacitet, når de er online, i modsætning til nyere teknologier (generation III), som kan køre fleksibel drift, herunder ændring af produktionen over tid (»ramping« eller »lastfølgedrift« (»load following«)) samt frekvensregulering og driftsreserver (11). Ved grundlastdrift reduceres eller lukkes strømmen normalt kun, når det er nødvendigt for planlagt optankning og/eller periodisk vedligeholdelse, ikkeplanlagt akut vedligeholdelse for at rette op på problemer med anlæggets udstyr eller uventede design- og/eller sikkerhedsbegrænsninger. Reduktionen af elproduktionen er således snarere drevet af den nukleare operatørs eller transmissionssystemoperatørens behov end af markedssignaler.

(12)

Belgien præciserer, at de belgiske atomreaktorer er teknisk begrænset af deres design, der i høj grad begrænser mulighederne for at modulere produktionen, som i lang tid var begrænset til netregulering. Dette skyldes, at belgiske atomreaktorer udelukkende er udstyret med sorte reaktorkontrolstænger, som stærkt begrænser evnen til at modulere i modsætning til de grå kontrolstænger (12). I modsætning hertil er nogle af de nyeste franske atomreaktorer udstyret med både sorte og grå kontrolstænger, så de er designet og bygget til modulation og lastfølgedrift. På grund af designet baseret på sorte kontrolstænger i de belgiske atomreaktorer har det belgiske agentur for nuklear sikkerhed (»AFCN/FANC«) indtil for nylig forbudt modulering af økonomiske årsager (13). Det var kun tilladt, hvis det skete af tekniske årsager eller efter anmodning fra den belgiske TSO (Elia) for at undgå strømafbrydelse (14).

(13)

Belgien anfører imidlertid, at der som reaktion på den generelle udvikling på elektricitetsmarkederne og behovet for at indføre fleksibilitet i driften blev gennemført undersøgelser vedrørende tilladelse til visse tilfælde af modulation af økonomiske årsager (»økonomisk modulation«). I 2015 iværksatte Engie, Electrabel og de belgiske tilsynsmyndigheder sikkerhedsundersøgelser (15) for at analysere, hvilke betingelser der skal opfyldes for at tillade visse modulationer af økonomiske årsager, ved bl.a. at se på virkningen af en sådan modulation på det nukleare brændsel. Undersøgelsen konkluderede, at højst 30 økonomiske modulationer pr. brændselscyklus kunne accepteres for Tihange 3 og Doel 4, forudsat at en række tekniske betingelser — hovedsagelig knyttet til opvarmning og nedkøling af brændselselementet — blev overholdt:

(14)

Modulationer vil desuden ikke være mulige i visse perioder (17), som f.eks.:

(15)

Efter disse undersøgelser gav AFNC/FANC operatøren tilladelse til at udføre op til 30 modulationer pr. cyklus (18), hvilket svarer til det maksimale antal modulationer, der kan udføres i henhold til den nuværende driftslicens. I betragtning af disse begrænsninger påpegede Engie, at hver eneste beslutning om modulering vurderes grundigt af operatøren, da den indebærer flere risici (f.eks. at der opstår flydende spildevand på grund af modulering, hurtigere ældning af anlæggene, risiko for automatisk nedlukning, potentielle skader, der ville gøre det umuligt at genstarte reaktoren osv.), hvilket er bredt dokumenteret i den akademiske litteratur (19).

(16)

Ifølge Belgien (baseret på oplysninger fra Electrabel) findes der på det nuværende vidensniveau ingen teknologiske løsninger til at øge fleksibiliteten til en rimelig pris og inden for en rimelig tidsramme. Den tekniske opgradering, der skal til for at omdanne en grundlastreaktor til et anlæg med lastfølgedrift og give mulighed for større fleksibilitet, ville kræve en fuldstændig ændring af designet og navnlig udskiftning af topdækslet til reaktortrykbeholderen, hvilket er en meget tidskrævende og kompleks opgave. Desuden ville det kræve nye undersøgelser til sikkerhedsanalyserapporter (SAR) og en betydelig ændring af deres driftstilladelse, som skulle udstedes af de belgiske nukleare sikkerhedsmyndigheder.

(17)

Desuden forklarer Belgien (baseret på oplysninger fra Electrabel), at reaktorernes fleksibilitet også er begrænset af deres brændsels specificitet og håndteringen af afbrydelser:

(18)

Som beskrevet i afsnit 2.1 i åbningsafgørelsen vedtog det belgiske føderale parlament i 2003 en lov, der forbød opførelse af nye nukleare enheder med henblik på industriel elproduktion ved nuklear fission i Belgien og begrænsede driften af de allerede eksisterende reaktorer til 40 år, hvorved der blev indført en nuklear udfasning mellem 2015 og 2025 (»loven fra 2003« eller »lov om nuklear udfasning«) (23). Som oprindeligt fastsat i lov om nuklear udfasning blev Doel 3 og Tihange 2 permanent frakoblet nettet henholdsvis den 23. september 2022 og den 31. januar 2023. Ved lov af 18. december 2013 og af 28. juni 2015 (24) blev lov om nuklear udfasning ændret, og levetiden for de tre ældste reaktorer, Tihange 1, Doel 1 og Doel 2, blev forlænget med ti år indtil henholdsvis den 30. september 2025, den 14. februar 2025 og den 30. november 2025 (levetidsforlængelse på ti år) (25).

(19)

Ifølge lov om udfasning af atomkraft skulle Doel 4 og Tihange 3 lukkes senest i 2025. Som følge heraf har Engies strategiske mål vedrørende nukleare aktiviteter siden 2020 været i) at trække sig ud af atomkraftproduktionsaktiviteter i Belgien for at mindske risikoen for, at virksomheden som nuklear operatør udsættes for markedsprisvolatilitet, og ii) ikke længere at have atomkraftproduktion som en del af Engies kerneaktiviteter. Siden 2020 har denne tilbagetrækning resulteret i et stop for alle undersøgelser vedrørende udvidelsen af virksomhedens atomkraftværker (alle beliggende i Belgien). Engies finansielle kommunikation siden 2020 afspejler dette strategiske mål om tilbagetrækning og er taget i betragtning i de regnskabsmæssige antagelser, der anvendes ved udarbejdelsen af koncernregnskabet, navnlig i test for værdiforringelse (26).

(20)

Tabel 1 giver et overblik over de syv belgiske atomreaktorer, herunder deres ejerskabsstatus, nettokapacitet og oprindelige deaktiveringsdatoer i henhold til lov om nuklear udfasning og de efterfølgende revisioner.

Tabel 1

Oversigt over atomkraftværker i Belgien

(21)

Den 18. marts 2022 besluttede den belgiske forbundsregering (i det følgende også benævnt »den belgiske regering«) at revurdere den nukleare udfasning ved at tillade en forlængelse af driftslevetiden (den langsigtede drift (»LTO«)) for de to nyeste atomreaktorer, Doel 4 og Tihange 3, i en periode på ti år (»LTO-projektet«). Belgiens beslutning blev truffet i forbindelse med den europæiske reaktion på den russiske krig mod Ukraine (herunder behovet for, at EU's medlemsstater reducerer deres gasforbrug og gasafhængighed) og den deraf følgende gaskrise samt de allerede eksisterende betænkeligheder med hensyn til forsyningssikkerheden i Belgien (se også afsnit 2.4 nedenfor) i betragtning af de øgede elektrificeringsbehov (for at muliggøre energiomstillingen) og det lave aktivitetsniveau for de franske atomkraftværker i 2021-2022 (på grund af uforudsete korrosionsproblemer og omfattende vedligeholdelse for at forlænge deres driftslevetid) (27).

(22)

Efterfølgende indledte den belgiske regering i 2022 forhandlinger med den belgiske nukleare operatør, Electrabel, om gennemførelsen af levetidsforlængelsen. Årsagerne til ikke at have afholdt et udbud, som blev fremlagt af Belgien, og som Kommissionen ikke rejste tvivl om i åbningsafgørelsen, er nævnt i betragtning 38 i åbningsafgørelsen og omfatter:

(23)

Engie, Electrabels moderselskab, tøvede oprindeligt med at indlede forhandlinger med Belgien om LTO-projektet og hævdede, at nuklear teknologi var blevet for dyr og for risikabel, og henviste til Engies hensigt om at indstille de nukleare aktiviteter i Belgien efter 2025 (se betragtning 19). Den belgiske stat aftalte derfor med Engie at oprette en mekanisme til på en afbalanceret og gennemsigtig måde at dele risici og fordele i forbindelse med forlængelsen af de to reaktorers levetid. Ifølge Belgien gjorde Engie det fra starten klart, at uden en risikodelingsmekanisme og en aftale om nukleart affald, der stammer fra driften af de syv atomkraftværker i Belgien, ville Engie ikke overveje en levetidsforlængelse for de to atomreaktorer, som kræver, at Engie i væsentlig grad skal ændre sin virksomhedsstrategi og risikoeksponering (28).

(24)

Forhandlingsprocessen er beskrevet nærmere i afsnit 3.1 i åbningsafgørelsen og førte til indgåelsen af en gennemførelsesaftale den 13. december 2023 med henblik på at genoptage driften af LTO-enhederne inden vinteren 2025-2026. Som nævnt i betragtning 36 i åbningsafgørelsen består gennemførelsesaftalen af tre hovedkomponenter, som alle har til formål at støtte gennemførelsen af LTO-projektet:

(25)

Gennemførelsesaftalen er blevet ændret to gange i løbet af 2024 (29). Dens indhold er beskrevet nærmere i afsnit 3.

(26)

Nogle vigtige milepæle i LTO-projektet er følgende:

(27)

Som følge heraf vil elproduktionen i perioden 2026-2028 være relativt lav på grund af flere planlagte afbrydelser end normalt af de to reaktorer i genstartsfasen (»planlagte LTO-afbrydelser«) (31). LTO-enhederne forventes at være utilgængelige 24 uger om året i de første tre år efter LTO-genstartdatoen under de planlagte LTO-afbrydelser.

(28)

Ud over de planlagte LTO-afbrydelser forventes en årlig normal afbrydelse for atomkraftværker (»planlagte ikke-LTO-afbrydelser«) under hele perioden for levetidsforlængelsen (dvs. i genstartsfasen og driftsfasen), op til et år før afslutningen af driften for Doel 4 og indtil det sidste driftsår for Tihange 3 (32). Hver planlagt ikke-LTO-afbrydelse forventes at vare seks uger. Som følge heraf forventes de to atomreaktorer at blive lukket ned i 30 uger om året i løbet af de første tre år efter LTO-genstarten.

(29)

Ud over de planlagte (LTO og ikke-LTO) afbrydelser kan der være uplanlagte og uforudsete problemer, som kræver yderligere nedlukning af LTO-enhederne. En tvungen afbrydelsessats (»forced outage rate«, »FOR«) på 10 % er blevet antaget i den aftalte finansielle model, der ligger til grund for aflønningsaftalen (33). Dette indebærer, at man for både Doel 4 og Tihange 3 har fastsat en tilgængelighedsgrad på 90 % over ti år, når der ikke tages hensyn til de planlagte LTO- og ikke-LTO-afbrydelser.

(30)

Når alle planlagte og ikkeplanlagte afbrydelser medtages, er den fastsatte tilgængelighedsgrad for Doel 4 og Tihange 3 henholdsvis ca. 68,4 % og 67,4 %.

(31)

Den nominelle elproduktionskapacitet, den årlige elproduktion og andelen af den nationale efterspørgsel efter elektricitet i Belgien for Doel 4 og Tihange 3 før og efter levetidsforlængelsen er sammenfattet i Tabel 2. Som det fremgår af Tabel 2, forventes LTO-enhedernes anslåede årlige elproduktion at blive fordoblet efter genstartfasen.

Tabel 2

De vigtigste egenskaber ved Doel 4 og Tihange 3 (før og efter LTO)

(32)

Som nævnt i betragtning 17 i åbningsafgørelsen har den belgiske TSO, Elia, siden 2019 gennemført tre nationale ressourcetilstrækkelighedsundersøgelser (»NRAA 2019«, »NRAA 2021« og »NRAA 2023«), som alle afdækkede et behov for ny kapacitet senest i vinteren 2025-2026 som følge af den (delvise) nukleare udfasning i Belgien, som begyndte med dekommissioneringen af Doel 3 og Tihange 2 i 2022 og 2023 (se Tabel 1), forstærket af dekommissioneringen af termisk produktionskapacitet i nabolandene og problemer med de franske nukleare aktiver.

(33)

For at afhjælpe disse problemer med ressourcetilstrækkelighed oprettede Belgien en kapacitetsmekanisme, som Kommissionen godkendte i 2021, og som er blevet ændret to gange siden da (34). Kapacitetsmekanismen er en foranstaltning, der dækker hele markedet, og som kompenserer for anlæggenes parathed til at levere elektricitet i forud fastsatte perioder, uanset om de producerer eller ej. Kapacitetsmekanismen har til formål at afhjælpe problemer med ressourcetilstrækkelighed inden for elektricitet, samtidig med at energiomstillingen støttes, og vil træde i kraft fra vinteren 2025, hvilket er det tidspunkt, hvor de to LTO-enheder også forventes at genstarte (se betragtning 26).

(34)

Belgiens energimiks er i øjeblikket domineret af gas- og atomkraftbaseret elproduktion, selv om andelen af vedvarende energi har været støt stigende i de seneste år. I 2023 var andelen af atomkraft, gas og vedvarende energi i produktionsmikset henholdsvis 39,9 %, 21,4 % og 32,7 % (35).

(35)

Ifølge Belgien er de vigtigste aktører på elproduktionsmarkedet med hensyn til installeret kapacitet, der er forbundet på transmissionsnetniveau, Electrabel (9,3 GW i 2023 — 65 %), Luminus (2,2 GW i 2023 — 15 %), RWE (0,7 GW i 2023 — 5 %), Eneco (0,7 GW i 2023 — 5 %) og TotalEnergies (0,6 GW i 2023 — 4 %). Belgien har anført, at HHI-indikatoren (36) for markedskoncentration faldt fra 5 510 i 2016 til 4 431 i 2023, hvilket til dels kan forklares ved den øgede udvikling af vedvarende energikilder (sol og vind) blandt nytilkomne markedsaktører (37).

(36)

Ifølge Belgien er de vigtigste aktører med hensyn til elproduktion fra anlæg, der er tilsluttet transmissionsnettet i Belgien, Electrabel (39,1 TWh i 2023 — 70 %), Luminus (6,8 TWh i 2023 — 12 %), Eneco (2,5 TWh i 2023 — 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh i 2023 — 4 %) og RWE (2 TWh i 2023 — 4 %). Belgien anfører, at HHI-indikatoren for markedskoncentration faldt fra 6 372 i 2016 til 5 143 i 2023 takket være den øgede elproduktion fra vedvarende energikilder (38).

(37)

Ifølge Belgien var der på detailniveau i alt 16 elleverandører i Belgien i 2023. De vigtigste leverandører med hensyn til leveret elektricitet er Electrabel (47 % i 2023), Luminus (18,2 % i 2023), TotalEnergies (5,5 % i 2023) og Eneco (5,3 % i 2023), mens mange aktører er meget små (39).

(38)

Levetidsforlængelsen for de to LTO-enheder vil fremme udviklingen af en erhvervsgren og bidrage til at løse problemerne med ressourcetilstrækkelighed i Belgien (se afsnit 2.4). Belgien anfører desuden, at forlængelsen af atomreaktorernes levetid også har til formål at mindske afhængigheden af import generelt og af importerede fossile brændstoffer (i overensstemmelse med REPowerEU-målene) i særdeleshed og dermed også bidrage til dekarboniseringen af det belgiske elektricitetssystem samt levere grundlastkapacitet i forbindelse med de øgede elektrificeringsbehov i den nærmeste fremtid i Belgien.

(39)

Belgien gør gældende, at formålet med støtteforanstaltningen er at afhjælpe en række markedssvigt, som forhindrer Electrabel i at fortsætte driften af atomreaktorerne i Belgien uden yderligere støtte fra den belgiske regering (40).

(40)

Belgien gør gældende, at den belgiske regering i lyset af disse generelle markedssvigt i forbindelse med lavemissionsinvesteringer på elmarkederne samt de yderligere risici, som en nuklear operatør er udsat for, har behov for et tilsagn om støtte til forlængelsen af LTO-enhedernes levetid. Belgien anfører derfor, at formålet med den anmeldte foranstaltning er at afhjælpe disse markedssvigt.

(41)

Som svar på den tvivl, som Kommissionen gav udtryk for i sin åbningsafgørelse (se afsnit 3.8), ændrede Belgien visse elementer i foranstaltningen.

(42)

Disse ændringer vedrører navnlig:

(43)

Ovennævnte ændringer er nærmere beskrevet i afsnit 3.3 i denne afgørelse.

(44)

I dette underafsnit beskrives de forskellige komponenter i støttepakken til LTO-projektet, herunder de ændringer, som Belgien har foretaget som følge af Kommissionens tvivl i åbningsafgørelsen (se afsnit 3.3.1, 3.3.2 og 3.3.3), samt de alternative finansieringsmuligheder, som Belgien har overvejet (se afsnit 3.3.4).

(45)

Der er planlagt en række finansielle støttemekanismer for at gøre det muligt at finansiere en rettidig og sikker levetidsforlængelse for de to atomreaktorer. Alle delforanstaltninger under komponent 1 er beskrevet nærmere i resten af dette afsnit.

(46)

Under den formelle undersøgelse fremlagde Belgien begrundelsen for alle dele af den finansielle støtte:

(47)

Som nævnt i betragtning 22 udpegede den nukleare operatør, Electrabel, visse udviklingsaktiviteter, som den aftalte med Belgien at gennemføre, og som er nødvendige for, at LTO-genstarten kan gennemføres i rette tid, og for at opfylde sikkerhedsmyndighedens krav og forventninger, før den endelige transaktion blev indgået. Disse udviklingsaktiviteter er fastlagt i den fælles udviklingsaftale, som senest blev ændret den 18. juli 2024 (»den ændrede fælles udviklingsaftale«) (44).

(48)

Den ændrede fælles udviklingsaftale fastsætter betingelserne for Belgiens forfinansiering af Electrabels omkostninger og udgifter til udviklingsaktiviteter (45), indtil alle nødvendige lovgivningsmæssige ændringer er vedtaget og trådt i kraft (»den lovgivningsmæssige betingelse«). Kort efter at have opfyldt den lovgivningsmæssige betingelse (den 15. juli 2024) begyndte Electrabel at finansiere sine egne omkostninger og udgifter til udviklingsaktiviteterne og vil fortsat gøre det, indtil beløbet for Electrabels finansiering svarer til det beløb, som den belgiske stat har forfinansieret (forventeligt i begyndelsen af 2025), hvorefter Electrabel og den belgiske stat vil finansiere omkostningerne og udgifterne til udviklingsaktiviteterne på 50/50-basis.

(49)

Belgien gør gældende, at den belgiske stats forfinansiering af omkostninger og udgifter til udviklingsaktiviteterne er begrænset til eventuelle omkostninger og udgifter, som Electrabel faktisk har afholdt (eller skal afholde), svarende til 89,807 % af de samlede omkostninger til udviklingsaktiviteterne. Der oprettes en kontrolmekanisme samt en »true-up« ved kontraktperiodens afslutning. Belgien anfører også, at finansieringsordningerne under den ændrede fælles udviklingsaftale er baseret på armslængdeprincippet og princippet om valuta for pengene.

(50)

Den belgiske stat vil sammen med den nukleare operatør Electrabel investere i et joint venture (»joint venture-selskabet«), BE-NUC, som vil eje 89,807 % af LTO-enhederne (som Electrabel i øjeblikket gør). De resterende 10,193 % af LTO-enhederne vil forblive hos Luminus. Electrabel og den belgiske stat vil hver især eje 50 % af BE-NUC og optræde som ligeværdige aktionærer med hensyn til finansiel deltagelse (tilførsel af egenkapital og aktionærlån) og andel af indtjeningen fra elsalg. BE-NUC vil som medejer skulle foretage 89,807 % af de investeringer, der er nødvendige for at udvide operationen, og den belgiske stat vil derfor indirekte tegne sig for 44,9035 % af investeringsomkostningerne i forbindelse med LTO-projektet. De resterende 10,193 % vil blive båret af Luminus.

(51)

Electrabel er og vil fortsat være den eneste operatør af de to atomreaktorer gennem en drifts- og vedligeholdelsesaftale (se afsnit 3.3.1.4). BE-NUC bliver ikke en nuklear operatør, men vil have ret til at kontrollere driftsomkostningerne gennem drifts- og vedligeholdelsesaftalen.

(52)

Belgien anførte, at det ikke forventer nogen mulighed for at rejse eksterne lån til finansiering af LTO-projektet. LTO-projektet vil blive fuldt finansieret af dets aktionærer gennem egenkapital og aktionærlån (se afsnit 3.3.1.2.2 nedenfor).

(53)

Den belgiske stat vil ikke købe medejerandele i LTO-enhederne, men snarere foretage en overførsel (delvis udskilning af de relevante aktiver) fra Electrabel til joint venture-selskabet i overensstemmelse med de trin, der er beskrevet i betragtning 49 i åbningsafgørelsen.

(54)

Electrabel overdrager sine rettigheder på 89,807 % af LTO-enhederne (samt de tilhørende tilladelser og andre nødvendige aktiver) til BE-NUC til gengæld for udlodningen af BE-NUC-aktier til Engie (som på daværende tidspunkt vil være eneaktionær i Electrabel). Electrabels bidrag til BE-NUC vil blive vurderet under hensyntagen til bygningens scrapværdi, grundens værdi og værdien af faste installationer som beskrevet i betragtning 51 i åbningsafgørelsen.

(55)

Denne værdiansættelse af Electrabels bidrag afspejles i den købspris på 24,7 mio. EUR (med forbehold af justeringer), som den belgiske stat skal betale for at erhverve nye aktier og bevare en andel på 50 % i BE-NUC. BE-NUC's bestyrelse vil anmode en (statsautoriseret) revisor eller en godkendt revisor om at udarbejde en rapport om bidraget i naturalier med en vurdering af navnlig den anvendte værdiansættelse og de værdiansættelsesmetoder, der anvendes til dette formål.

(56)

Belgien har anført, at værdiansættelsen af aktiver ikke har nogen indvirkning på analysen af det kontrafaktiske scenario, og har fremlagt dokumentation for, at overførslen af aktiver (bygninger og grunde) under LTO-projektet er neutral. Ifølge Belgien sikrer anvendelsen af konservative metoder til værdiansættelse af aktiver (baseret på scrap- eller dagsværdi), at Engie ikke får nogen fordel af overførslen af aktiver.

(57)

Desuden udgør de faste installationer LTO-udstyr, som købes i forbindelse med LTO-tjenesterne, drifts- og vedligeholdelsestjenesterne og de fælles udviklingstjenester, og som blev installeret og inkorporeret i LTO-enhederne forud for den delvise udskilning. Af grunde, der er knyttet til belgisk ejendomsret, og for at undgå dobbelttælling betales disse specifikke dele af LTO-udstyret ikke direkte, men tages i betragtning i den delvise udskilning sammen med grundene og bygningerne. Belgien bekræfter endvidere, at de dermed forbundne pengestrømme for disse dele af LTO-udstyret allerede er afspejlet i den aftalte finansielle model.

(58)

Der blev indgået en aktionæraftale mellem Electrabel, den belgiske regering og BE-NUC med henblik på at etablere BE-NUC's virksomhedsledelse og hver af dets aktionærers rettigheder. I henhold til denne aftale består BE-NUC's bestyrelse af fire bestyrelsesmedlemmer, to udpeget efter indstilling fra den belgiske regering og to udpeget efter indstilling fra Electrabel. BE-NUC's formand og økonomichef vil altid være direktører, der udpeges af den belgiske regering. Bestyrelsen er beslutningsdygtig med simpelt flertal, og dens beslutninger vedtages med simpelt flertal. Der er indført bestemmelser om interessekonflikter.

(59)

Som nævnt i betragtning 55 i åbningsafgørelsen vil ikkeeuropæiske aktiver, som Electrabel i øjeblikket besidder, blive overført til Engie. Engie garanterer som moderselskab for Electrabel, at aktiver til en værdi af mindst 4 mia. EUR forbliver i Electrabel på tidspunktet for transaktionens afslutning (baseret på en egenkapitalværdi beregnet pr. 30. juni 2023). Efter afslutningen gælder der desuden andre beskyttelsesforanstaltninger, såsom CPN/CNV's fortsatte og øgede overvågning af den nukleare operatørs finansielle stilling og Engies ubegrænsede og uopsigelige moderselskabsgaranti for visse af den nukleare operatørs forpligtelser.

(60)

Belgien gør gældende, at joint venture-selskabet udgør en pari passu-investering, idet de to aktionærer indtræder i joint venture-selskabet på lige vilkår og betingelser og, som aktionærer, med samme risiko- og afkastniveau.

(61)

Den belgiske stats rolle som aktionær forudsætter bl.a. finansiering af BE-NUC's kapitalomkostninger (CAPEX) og driftsomkostninger (OPEX), forvaltning af aktier og udøvelse af aktionærrettigheder (f.eks. stemmeret) samt støtte til de to direktører for BE-NUC, der er udnævnt efter indstilling fra den belgiske stat (se betragtning 58).

(62)

Aktiekapitalindskuddet består af:

(63)

Belgien forklarer, at vilkårene og betingelserne for Electrabels aktionærlån og den belgiske stats aktionærlån er identiske. Begge aktionærlån vil blive ydet på markedsvilkår til rentesatser, der endnu ikke er fastsat, men som ifølge aftalerne om aktionærlån vil blive fastsat af BE-NUC's bestyrelse i overensstemmelse med aktionæraftalen med henvisning til de gældende markedsrenter og eventuel sammenlignelig fremmedkapitalfinansiering, som måtte være tilgængelig på det relevante tidspunkt. I henhold til den procedure, der er aftalt mellem den belgiske regering og Engie, har Engie udarbejdet et termsheet, der fastsætter vilkårene og betingelserne for begge aktionærlån. Heri beskrives metoden til fastsættelse af renten. Belgien anfører, at denne metode er i overensstemmelse med Engies politik for transfer pricing-lån og med OECD's BEPS-princip (46) og sikrer, at den rentesats, den fastsætter, er på armslængdeniveau. I henhold til termsheet forventes renten at være en variabel rente, der er fastsat til 6-måneders EURIBOR-renten (mindsterente på 0 %) plus en forventet margen på ca. [0-3] %.

(64)

Belgien anfører, at indførelsen af et aktionærlån ud over egenkapitaltilførslen er baseret på finansielle og transaktionsmæssige overvejelser. På den ene side giver aktionærlånet større fleksibilitet i udarbejdelsen af udnyttelses- og tilbagebetalingsplanerne. Navnlig kan der aftales bestemmelser om tilbagebetaling af lån med færre lovgivningsmæssige begrænsninger end udbyttebetalinger eller tilbagebetaling af egenkapital. På den anden side kan lånet optimere den finansielle struktur med hensyn til skattepligtig indkomst (op til 30 % af EBITDA kan trækkes fra).

(65)

På grundlag af foreløbige beregninger i den aftalte finansielle model beløber det samlede aktiekapitalindskud (egenkapitaltilførsel og aktionærlån) sig til [2 000-2 500] mio. EUR (47), hvoraf 89,807 % finansieres af både den belgiske regering og Electrabel på pari passu-vilkår i [...] rater fra [...] til [...] til finansiering af bl.a. LTO-projektets kapitaludgifter (de resterende 10,193 % finansieres af Luminus). Aktiekapitalindskuddet skal tilbagebetales til BE-NUC's aktionærer gennem en række aktiekapitalnedsættelser og tilbagebetaling af aktionærlån og skal kompenseres gennem udlodning af udbytte og betaling af renter på aktionærlån. Fordelingen af aktiekapitalindskuddet ([2 000-2 500] mio. EUR) mellem egenkapitaltilførsel og aktionærlån er endnu ikke besluttet.

(66)

Belgien anfører, at aktionærfinansieringsforpligtelserne og aktionærlånet kan betragtes som pari passu-finansiering, og at aktionærlånet ydes på markedsvilkår, således at aktionærfinansieringen ikke giver støttemodtagerne en selektiv fordel.

(67)

Der er indgået en aflønningsaftale mellem BE-NUC, Luminus og modparten i aflønningsaftalen, som vil være en selvstændig tjeneste med regnskabsmæssig uafhængighed inden for den belgiske stat (»BE-WATT«). Aflønningsaftalen har til formål at afhjælpe usikkerheden forbundet med markedsprisen og mindske risikoen for LTO-projektets indtægter for ejerne af LTO-enhederne, BE-NUC og Luminus. På denne måde bør BE-NUC og Luminus modtage tilstrækkelige indtægter fra driften af LTO-enhederne til at sikre deres sikre og pålidelige drift og økonomiske levedygtighed, samtidig med at aktionærerne får mulighed for at overveje det krævede markedskonforme finansielle afkast.

(68)

Belgien præciserer navnlig, at transaktionen er underlagt følgende finansieringsprincipper:

(69)

De finansielle støttemekanismer (differencekontrakt, MOCP og SDC-lån) forklares nærmere i afsnit 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 og 3.3.1.3.4 nedenfor.

(70)

Generelt er det (tilsigtede) interne afkast det minimumsafkast, som investorerne accepterer som kompensation for et vist risikoniveau i et investeringsprojekt. Målet for det interne afkast benævnes ofte »det kritiske afkast« og er den tærskel, som et projekts interne afkast skal være lig med eller overstige, før projektet gennemføres. I teorien er det kritiske afkast lig med summen af kapitalomkostningerne (f.eks. vægtede gennemsnitlige kapitalomkostninger eller »WACC«) og en kritisk præmie. Det er med andre ord en kombination af afkastet fra sammenlignelige projekter/aktiver og justeringer for at tilpasse sig en bestemt risikoprofil, herunder projektspecifikke præmier til dækning af yderligere ikkediversificerbare risici.

(71)

I den foreliggende sag svarer de samlede normaliserede omkostninger ved produktion af energi til det minimumsniveau for den gennemsnitlige elpris (eller strikeprisen i differencekontrakten), som LTO-projektet skal opnå for at nå sit mål for det interne afkast. Som nævnt i betragtning 72 i åbningsafgørelsen blev den foreløbige strikepris i den aftalte finansielle model baseret på antagelsen om omkostninger til modernisering af LTO-enhederne på ca. [2-2,5] mia. EUR, fastsat til [80-90] EUR pr. MWh (i 2022-tal). Belgien anfører, at strikeprisen, der er baseret på den aftalte finansielle model, i forbindelse med anvendelsen af den (intensiverede) mekanisme for deling af gevinst/tab (MPRA) kan variere fra [80-90] EUR pr. MWh til [80-90] EUR pr. MWh (i 2022-tal).

(72)

Belgien gør gældende, at det tilsigtede interne afkast er et konservativt afkast i betragtning af LTO-projektets risikoeksponering baseret på: i) en benchmarking af afkastet af andre nukleare investeringer globalt og andre aktiver i energisektoren i Belgien (se afsnit 3.3.1.3.1.1), ii) en vurdering af BE-NUC's kapitalomkostninger (både WACC og egenkapitalomkostninger) baseret på CAPM-prismodellen (se afsnit 3.3.1.3.1.2) og iii) en simulering af det forventede MPRA-justerede interne afkast i lyset af ajourførte markedsforhold, der viser, at det forventede interne afkast af LTO-projektet er faldet i forhold til tidspunktet for forhandlingerne om gennemførelsesaftalen (se afsnit 3.3.1.3.1.3).

(73)

Belgien fremlagde et internationalt benchmark for målsatserne for afkast og kapitalomkostninger for virksomheder, der driver atomkraftværker i forskellige geografiske områder, samt gasfyrede kraftværker, der modtager vederlag i henhold til den belgiske kapacitetsmekanisme, og virksomheder, der driver andre former for energitransmissions- og lagringsinfrastruktur i Belgien. Benchmarkingen blev finjusteret efter vedtagelsen af åbningsafgørelsen, navnlig med hensyn til en yderligere beskrivelse af karakteren af de lovgivningsmæssige rammer og eventuelle yderligere ordninger, der påvirker risikofordelingen for de pågældende virksomheder og projekter. Tabel 3 giver et overblik over det offentlige skøn over målet for afkast eller WACC for de benchmarkede projekter og virksomheder.

Tabel 3

Offentlige WACC-skøn for benchmarkede projekter/virksomheder

(74)

Tabel 4 giver et overblik over de elementer, der imødegår risici i de benchmarkede projekter eller virksomheder.

Tabel 4

Elementer til imødegåelse af risici for benchmarkede projekter/virksomheder

(75)

Ifølge Belgien fremhæver denne benchmarkingøvelse tre elementer:

(76)

Belgien mener derfor, at projektets mål for det interne afkast på 6-8 % ligger inden for det sandsynlige interval for markedsbaserede afkast, som ikke vil føre til overkompensation.

(77)

Ud over benchmarkingen fremlagde Belgien, for at bekræfte om målet for det interne afkast på 7 % ligger inden for det sandsynlige interval for markedskonforme afkast, en vurdering af kapitalomkostningerne ved hjælp af to parametre, WACC og de ugearede egenkapitalomkostninger, da BE-NUC ikke er gældsfinansieret.

(78)

Belgien opnåede skøn for WACC og ugearede egenkapitalomkostninger på mellem 6,2 % og 7,4 % (hvilket svarer til en risikopræmie for projektet på 3,1 % til 4,3 % over den risikofrie rente). Ifølge Belgien viser og bekræfter dette yderligere, at målet for det interne afkast på 7 % er forholdsmæssigt og ikke medfører overkompensation. I afsnittene nedenfor forklares det mere detaljeret, hvordan intervallet for WACC og egenkapitalomkostninger blev anslået.

(79)

Den første parameter til estimering af kapitalomkostningerne er WACC, som repræsenterer det minimumsafkast, som projektet skal tilbyde for at tiltrække kapital. Dette minimumsafkast repræsenterer det afkast, som potentielle investorer kunne opnå, hvis de besluttede at investere i et andet projekt med tilsvarende karakteristika med hensyn til pengestrømme, timing og risiko. WACC efter skat beregnes ved hjælp af nedenstående formel:

(80)

WACC er således summen af i) egenkapitalomkostninger vægtet i forhold til egenkapitalens markedsværdi inden for den samlede kapital (wE), og ii) gældsomkostningerne (efter skat) vægtet med gældens andel af markedsværdien i den samlede kapital (1-wE). Egenkapitalomkostningerne beregnes på grundlag af »Capital Asset Pricing Model« (»CAPM«), som er en standardmodel til måling af det afkast, som en investor kræver for at dække offeromkostningerne ved pengeværdien over en fastsat investeringshorisont (den risikofrie rente) og for eksponeringen for markedsrisiko (51). Eksponeringen for markedsrisiko afspejles i den gearede egenkapitalbetaværdi (βE). På grund af parametrenes volatilitet blev inputtene til CAPM beregnet i intervaller.

(81)

Med hensyn til beregningen af den gearede egenkapitalbetaværdi anfører Belgien, at eftersom joint venture-selskabet er et nyt og privatejet selskab, der ejer to eksisterende nukleare LTO-enheder med en forventet produktion i ti år, kan dets betaværdi ikke beregnes ud fra markedsdata eller historiske data og skal derfor estimeres gennem en gruppe sammenlignelige børsnoterede selskaber. Da der imidlertid ikke findes sammenlignelige forsyningsselskaber, der er 100 % eksponeret for nuklear produktion, betragtede Belgien en stikprøve på fem børsnoterede europæiske forsyningsselskaber med den største eksponering for nukleare aktiviteter, dvs. sammenlignelige projekter med 15-65 % atomkraftproduktion inden for en diversificeret portefølje (se Tabel 5).

Tabel 5

Aktivbetaværdier for sammenlignelige forsyningsselskaber med forskellig nuklear eksponering

(82)

Belgien forklarede, at hvert forsyningsselskab er et diversificeret offentligt handlet forsyningsselskab med en betydelig eksponering for RAB-regulerede netaktiver og/eller støttede vedvarende energiaktiver, i modsætning til joint venture-selskabet, som er en privat enhed med en eksponering på 100 % for nuklear produktion, der er underlagt aflønningsaftalen. De systemiske risici, der er anslået på grundlag af disse sammenlignelige virksomheder, vil derfor sandsynligvis undervurdere BE-NUC's systemiske risiko.

(83)

Belgien indsatte parametrene i Tabel 6 i WACC-formlen og opnåede på grundlag af disse og yderligere input, der blev observeret i løbet af 2023, en teoretisk WACC, der ligger i intervallet 6,2-7,4 %, inklusive en præmie på 3,1-4,3 % over den risikofrie rente.

Tabel 6

BE-NUC's skøn over WACC og de vigtigste underliggende parametre

(84)

Den anden metode er baseret på egenkapitalomkostninger, som måler det krævede aktionærprojektafkast, forudsat at der ikke er nogen lånefinansiering, som det er tilfældet for LTO-projektet. Selv om CAPM også anvendes ved tilgangen med egenkapitalomkostninger, er den baseret på ugearede egenkapitalomkostninger (52) (dvs. uden gearing). De ugearede egenkapitalomkostninger beregnes på følgende måde:

(85)

Følgende fremgangsmåde blev anvendt til at estimere hver parameter i ligningen for egenkapitalomkostninger (se Tabel 7):

(86)

Ved at indsætte ovenstående estimater i ligningen for egenkapitalomkostninger fremkommer et skøn over ugearede egenkapitalomkostninger på mellem 6,2 % og 7,5 % (se Tabel 7), herunder en præmie på 3,1 % til 4,3 % over den risikofrie rente, hvilket er i overensstemmelse med de resultater, der er opnået for WACC.

Tabel 7

BE-NUC's ugearede egenkapitalomkostninger og underliggende parametre (hele intervallet)

(87)

Under hensyntagen til de parametre, der er anslået ovenfor (for mulige intervaller i hele 2023), anslår Belgien tre plausible scenarier for de ugearede egenkapitalomkostninger på tidspunktet for aftalen mellem parterne i 2023, svarende til et interval på 6,8 % til 7,3 % (se Tabel 8).

Tabel 8

Tre scenarier for BE-NUC's ugearede egenkapitalomkostninger (reduceret interval)

(88)

Belgien anerkender begrænsningerne i CAPM-metoden til at estimere BE-NUC's kapitalomkostninger i betragtning af manglen på direkte sammenlignelige børsnoterede selskaber og de særlige forhold, der gør sig gældende for projektets risikoprofil og finansieringstilgang (54). Belgien nævner navnlig den nukleare sektors særlige karakter og den begrænsede sammenlignelighed med andre grupper af aktiver.

(89)

Desuden omtaler Belgien forskellige præmier, som investorerne typisk kræver for at investere i praksis i sammenlignelige langsigtede investeringsprojekter, i forhold til WACC-skønnet, der er opnået ved hjælp af CAPM-tilgangen. Belgien anfører én mulig begrundelse for behovet for at tage højde for denne præmie i forhold til WACC-skønnet i forbindelse med risikoen for fastlåsning af kapital til langsigtede investeringsprojekter, der ikke kan diversificeres og ikke kompenseres inden for rammerne af CAPM (55). Et andet argument, der er fremført som begrundelse for behovet for at tage højde for en præmie, vedrører manglen på kapital til at nå energipolitiske mål i Europa, da der er betydelig konkurrence om investeringer blandt de tilgængelige projekter, hvilket betyder, at der kræves et højere afkast for at tiltrække kapital. Belgien gør gældende, at det er almindelig praksis blandt forsyningsselskaber at tillægge en præmie på mellem 1,5 % og 4 %, og giver nogle eksempler på dette (56). Endelig anfører Belgien også, at en anden begrundelse for at tage højde for en finansieringspræmie i forhold til WACC-skønnet er illikviditetspræmien (57) i betragtning af arten af denne investering, som understøttes af både akademiske undersøgelser (som peger på et relevant interval på 0,7 % til 7,3 %) (58) og branchefolk (59). Disse præmier kan lægges til de skøn over WACC eller egenkapitalomkostninger, der er udledt ved hjælp af CAPM-tilgangen, som forklaret i de foregående afsnit, og underbygge Belgiens argument om, at det tilsigtede interne afkast er et konservativt afkast i betragtning af projektets risikoeksponering.

(90)

Belgien forklarer, at MPRA har den virkning, at det tilsigtede interne afkast efter MPRA-justeringen varierer dynamisk mellem 6 % og 8 %. Belgien gør gældende, at selv om målet for det interne afkast fastsættes til 7 % før MPRA-justeringen, kan der under de nuværende markedsforhold (med lavere forventede markedspriser end på tidspunktet for den finansielle model) forventes et lavere internt afkast end det, der blev anslået på tidspunktet for forhandlingerne om aflønningsaftalen.

(91)

For at påvise dette fremlagde Belgien en analyse af udviklingen i markedsforventningerne i perioden 2025-2035 siden forhandlingerne om aflønningsaftalen baseret på forskellige kilder og virkningen af disse reviderede fremskrivninger på det forventede interne afkast af LTO-projektet (gennem anvendelsen af MPRA).

(92)

Figur 1 viser de oprindelige priskurver ved udgangen af 2023 (dvs. på det tidspunkt, hvor aftalerne blev undertegnet). På tværs af de forskellige prisfremskrivninger begynder markedspriserne — i det centrale scenario, der vises i fuldt optrukne linjer — på 120 EUR pr. MWh i 2025 og falder i retning af en gennemsnitlig værdi på 87 EUR pr. MWh i perioden frem til 2033.

Figur 1

Oprindelige grundlastpriskurver i den aftalte finansielle model (EUR/MWh) (2022-værdier)

(93)

Figur 2 viser, at de nuværende fremskrivninger af elpriserne (60) i det centrale scenario, der vises med fuldt optrukne linjer, er faldet i forhold til dem, der blev anvendt på tidspunktet for den aftalte finansielle model. Prisfremskrivningen for [...] i det centrale scenario i fjerde kvartal 2022, der bl.a. anvendes som referencekurve i den aftalte finansielle model, vises f.eks. med en rød stiplet linje i denne graf. Selv om priserne ved udgangen af 2022 forventedes at ligge på 120 EUR pr. MWh i 2025, forventes de i øjeblikket at ligge på 85 EUR pr. MWh eller endnu lavere i 2025. Markedsudviklingen siden 2022 har reduceret de forventede engrospriser på elektricitet i det næste årti, navnlig som følge af bl.a. faldende fremskrivninger af råvarepriserne (gas og CO2). Figur 2 viser også, at de nuværende fremskrivninger i det centrale scenario forudser relativt faste priser mellem 2025 og 2035, der spænder fra 69 EUR pr. MWh til 86 EUR pr. MWh.

Figur 2

Grundlastpriskurver opdateret i efteråret 2024 (EUR/MWh) (2022-værdier)

(94)

Belgien konkluderer på grundlag af ovenstående figurer, at markedsprisforventningerne er faldet.

(95)

Belgien anfører, at det grå område, der er vist i ovenstående figurer, repræsenterer priskorridoren (som oprindeligt fastsat i aflønningsaftalen) for MPRA-justeringer af målet for det interne afkast, dvs. det markedsprisinterval, inden for hvilket målet for det interne afkast justeres (61). De lavere markedsprisforventninger tyder derefter på et fald i det forventede interne afkast justeret af MPRA. Med de MPRA-parametre, der oprindeligt var fastsat i aftalen, forventes LTO-projektets forventede interne afkast i tredje kvartal 2024 at ligge på 6,7 % (hvis alle antagelserne fra den aftalte finansielle model er opfyldt). Med de ajourførte MPRA-parametre (se afsnit 3.3.1.3.2), som gør BE-NUC's indtægter og interne afkast mere følsomme over for markedsprisforholdene, vil det forventede interne afkast blive reduceret til 6,5 % (hvis alle antagelserne fra den aftalte finansielle model er opfyldt) under hensyntagen til de samme prisfremskrivninger (se Tabel 9).

Tabel 9

Forventet internt afkast (med den oprindelige og opdaterede MPRA) i forhold til målet for det interne afkast (tredje kvartal 2024)

(96)

Differencekontrakten finder anvendelse mellem den belgiske stat og BE-NUC samt mellem den belgiske stat og Luminus, som er den anden medejer af de to atomreaktorer. Det betyder, at en foruddefineret målpris (»strikeprisen«), som vil blive indekseret i hele perioden for aflønningsaftalen, vil blive garanteret af den belgiske stat for LTO-enhedernes samlede målte elproduktion. Hvis markedsreferenceprisen er højere end strikeprisen, betaler BE-NUC og Luminus den positive forskel ganget med den faktisk målte produktion til den belgiske stat. Hvis markedsreferenceprisen er lavere, betaler den belgiske stat den negative forskel ganget med den faktisk målte produktion til BE-NUC og Luminus. Betalingerne af differencen forfalder på den første elproduktionsdato (den dato, hvor den relevante LTO-enhed for første gang tilfører elektricitet til højspændingsnettet efter den oprindelige lovbestemte slutdato) og vil blive foretaget i forhold til BE-NUC's og Luminus' andel af den strøm, der produceres af LTO-enhederne.

(97)

De vigtigste parametre i differencekontrakten er:

(98)

Ifølge Belgien er det oprindelige valg af day-ahead-markedet som markedsreferenceprisen i differencekontrakten på grundlag af en uafhængig analyse foretaget af Compass Lexecon (62) egnet i forbindelse med LTO-projektet, navnlig i perioden med LTO-arbejde (genstartsfasen indtil den 31. december 2028). Belgien gør endvidere gældende, at den fleksibilitet, der er indbygget i aflønningsaftalen, åbner mulighed for alternative markedsreferencepriser i aftalens løbetid afhængigt af udviklingen på det belgiske marked og behovene, samtidig med at risiko/afkast-balancen i den oprindelige udformning af differencekontrakten bevares. Belgien begrunder endvidere anvendelsen af day-ahead-markedet med følgende:

(99)

Den føderale myndighed for økonomi har bestilt en undersøgelse af strategien for markedsrisikostyring i BE-WATT (modparten i differencekontrakten). Denne undersøgelse, som i øjeblikket er i gang, har til formål at tage de indledende skridt i operationaliseringen af BE-WATT, navnlig med hensyn til denne enheds risikostyringsopgave. Navnlig gælder følgende:

(100)

Den belgiske regering kan som modpart i aflønningsaftalen tage det oprindelige valg af markedsreferenceprisen op til fornyet overvejelse op til tre gange i løbet af kontraktens løbetid med forbehold af BE-NUC's og Luminus' samtykke fra udløbet af den indledende periode for LTO-arbejdet — f.eks. afhængigt af udviklingen på det belgiske marked og behovene, samtidig med at balancen mellem risiko og afkast i den oprindelige udformning af differencekontrakten opretholdes.

(101)

Strikeprisen vil blive indeksreguleret årligt på grundlag af en vægtet indekseringsberegning og kan revideres på bestemte tidspunkter:

(102)

Strikeprisen beregnes ved hjælp af oplysninger fra den detaljerede finansielle model, som BE-NUC udarbejder og ajourfører inden for de parametre, som Belgien har meddelt. Den finansielle model (og eventuelle ajourføringer heraf) skal godkendes af modparten i aflønningsaftalen. Hvis en sådan godkendelse nægtes, kan BE-NUC og modparten i aflønningsaftalen henvise dette spørgsmål om den finansielle model til en uafhængig ekspert i overensstemmelse med en nærmere angivet procedure for ekspertvurderinger.

(103)

Belgien anfører, at differencekontrakten mindsker BE-NUC's eksponering for markedsrisiko og udsving i markedspriserne.

(104)

Belgien anfører, at selv om differencekontrakten reducerer BE-NUC's eksponering for markedsrisici og markedsprisudsving, omfatter den risikodelingsmekanismer, som bør sikre, at BE-NUC stadig er eksponeret for visse markedsrisici og incitamenter. Aflønningsaftalen omfatter navnlig en mekanisme for deling af gevinst/tab (MPRA), når markedspriserne viser sig at være lavere eller højere end strikeprisen.

(105)

Formålet med MPRA er at tilskynde BE-NUC til at optimere sin omkostningsstruktur forud for fastsættelsen og revisionen af strikeprisen (2025/2029), maksimere reaktorernes output, når der forventes høje priser, og elsystemet nærmer sig knaphed, samt afbøde ekstraordinære fortjenester.

(106)

MPRA udledes og beregnes som følger:

(107)

I den oprindelige udformning af MPRA (»den oprindelige MPRA«) blev intervallet mellem strikeprisen og den øvre (henholdsvis nedre) tærskel opdelt i 30 positive (henholdsvis negative) værdier (»MPRA-værdier«). Sammenlignet med den oprindelige MPRA udløses den ajourførte MPRA hurtigere, dvs. mekanismen for deling af gevinst/tab svarer til en markedspriskorridor med intervaller på +/-20 % i stedet for +/-30 %.

(108)

Som følge heraf anfører Belgien, at den (ajourførte) MPRA giver BE-NUC stærkere incitamenter til:

(109)

Belgien gør endvidere gældende, at i den ændrede udformning af differencekontrakten overføres beslutningsmyndigheden med hensyn til, hvornår der skal træffes en beslutning om økonomisk modulation, til energiforvaltningspartneren (se afsnit 3.3.1.5). Energiforvaltningsvederlaget vil ikke blot blive fastsat som oprindeligt planlagt, men vil ud over en fast del blive gjort variabelt, og der vil således blive givet incitamenter til at gøre bedst mulig brug af det begrænsede antal modulationer på 30 pr. brændselscyklus (se betragtning 13). Sammenlignet med den oprindelige udformning af differencekontrakten, hvor modulationsbeslutninger blev truffet på grundlag af en fast modulationstærskel, er differencekontrakten i sin nye udformning ikke længere baseret på en fast modulationstærskel, men tilskynder til, at modulering udføres på de tidspunkter, hvor de bedst kan betale sig (dvs. når priserne forventes at være meget negative i en tilstrækkelig lang periode). Energiforvaltningsvederlaget er nærmere beskrevet i afsnit 3.3.1.5.2.

(110)

Endelig anfører Belgien, at differencekontrakten af de grunde, der er anført i betragtning 80 i åbningsafgørelsen, er et hensigtsmæssigt og forholdsmæssigt instrument til at tackle de konstaterede markedssvigt og specifikke nukleare risici og dermed opfylde foranstaltningens mål, samtidig med at effektive markedssignaler bevares. Belgien præciserer, at eventuelle indtægter fra differencekontrakten vil blive overført til det almindelige statsbudget, men vil blive bogført særskilt. De vil primært blive anvendt til at finansiere modparten i aflønningsaftalens betalinger i henhold til differencekontrakten. Hvis differencekontraktens indtægter overstiger de beløb, der er nødvendige for at finansiere omkostningerne ved differencekontrakten, kan de derefter anvendes til at finansiere omkostningerne ved en anden differencekontrakt. Belgien giver tilsagn om, at eventuelle resterende indtægter fra differencekontrakten vil blive fordelt til virksomhederne. Belgien har endvidere givet tilsagn om, at det vil underrette Kommissionen, hvis indtægterne fordeles til virksomhederne, og om nødvendigt anmelde en sådan foranstaltning. Belgien har ligeledes bekræfte at have medtaget klausuler om konventionalbod i tilfælde af uberettiget ensidig førtidig opsigelse af differencekontrakten.

(111)

Hvis BE-NUC's indtægter ikke er tilstrækkelige til at dække de omkostninger, der skal betales i en given måned ifølge drifts- og vedligeholdelsesaftalen, samt alle andre kapitaludgifter forbundet med drift, brændsel og vedligeholdelse, der er nødvendige for driften af LTO-enhederne, skal modparten i aflønningsaftalen foretage en ekstra betaling til BE-NUC for at sikre tilstrækkelig likviditet til at dække disse omkostninger med henblik på at sikre joint venture-selskabet økonomiske levedygtighed på lang sigt (63).

(112)

MOCP består af to komponenter: Minimumsbeløbet for OPEX: i) en betaling til dækning af manglende indtægter for at sikre tilstrækkelige pengestrømme til at dække de omkostninger, der er nødvendige for driften af LTO-enhederne, og sikre joint venture-selskabets langsigtede økonomiske levedygtighed og ii) en omkostningsbeskyttelse på 50 % af den investerede kapital i forhold til de amortiserede kapitalomkostninger ved LTO-forlængelsen (hvert tredje år).

(113)

Belgien gør gældende, at enhver enkeltstående hændelse, der ville reducere tilgængeligheden af LTO-enhederne i en betydelig periode i løbet af året og/eller gentagne afbrydelser over flere år, kan medføre betydelige tab for BE-NUC.

(114)

Belgien anmodede Electrabel om at vurdere risikoen for større uventede hændelser i LTO-enhedernes levetid på grundlag af historiske data. Electrabel hævder, at der er stor sandsynlighed for en væsentlig uplanlagt hændelse (64) i den forlængede levetid for LTO-enhederne på ti år. For at dokumentere dette identificerede Electrabel historiske tilfælde af manglende tilgængelighed for hver af de syv atomreaktorer i løbet af den 11-årige periode mellem 2012 og 2022 (se Tabel 10). Electrabel gør gældende, at denne historiske tilgang giver nyttig indsigt af følgende grunde:

(115)

Dataene i Tabel 10 viser, at der var hændelser med væsentlig uplanlagt utilgængelighed uden for den nukleare operatørs kontrol i alle syv nukleare enheder i perioden 2012-2022, som resulterede i en gennemsnitlig utilgængelighed på 59 % pr. enhed (ud over planlagte afbrydelser), hvilket svarer til en gennemsnitlig utilgængelighed på syv måneder pr. hændelse. For de syv belgiske atomkraftenheder under ét var der 11 tilfælde af væsentlig uplanlagt utilgængelighed i perioden 2012-2022. Årsagerne til uventede utilgængelighedshændelser omfattede brintrevner i reaktortrykbeholderen, nedbrydning af beton (krævede vigtige reparationer), udstyrsfejl, lækager og sabotage. Belgien anfører derfor, at der i gennemsnit var ca. 1,6 (11/7) væsentlige uplanlagte utilgængelighedshændelser pr. reaktor pr. årti.

(116)

Belgien anfører, at når der er flere nukleare enheder (eller en atomflåde) i drift, kan indtægtstabet i en periode, hvor en eller flere enheder er brudt sammen, delvis opvejes af de indtægter, der genereres af de andre enheder. I forbindelse med LTO-projektet forventes disse systemiske risici (for utilgængelighedshændelser, der påvirker de fleste enheder på samme tid) imidlertid at blive intensiveret, efterhånden som Belgiens atomkraftværker bliver færre fra 2025 og fremefter og bliver mindre diversificeret, især da de to LTO-enheder er baseret på samme teknologi. En større hændelse, der påvirker begge LTO-enheder i en væsentlig del af året, anses derfor ikke for usandsynlig.

(117)

Sandsynligheden på 59 % for, at enheden ikke er tilgængelig, hvilket svarer til ca. syv måneder, svarer til den gennemsnitlige varighed af en væsentlig uplanlagt utilgængelighedshændelse. Electrabel anser denne varighed for at være et realistisk skøn baseret på sine egne erfaringer med driften af LTO-enhederne i Belgien, da væsentlige hændelser kræver et større ingeniørarbejde, indkøb af reservedele, en sikkerhedskonsekvensanalyse og omfattende drøftelser med den nukleare sikkerhedsmyndighed, inden atomreaktorerne kan sættes i drift igen.

(118)

Belgien har endvidere forklaret, at de periodiske sikkerhedskontroller, der er baseret på IAEA's retningslinje SSG-25 (66), og som er blevet udført hvert tiende år fra idriftsættelsen, har resulteret i betydelige designopgraderinger og investeringer for at håndtere de nukleare enheders aldring og forældelse og bidrage til at opretholde deres sikkerhed og pålidelighed. Ikke desto mindre kan den nukleare operatør på trods af disse periodiske kontroller ikke udelukke muligheden for, at der vil opstå nye problemer, som udløser væsentlige utilgængelighedsperioder for de nukleare enheder.

(119)

Med henblik på at anslå indvirkningen på BE-NUC af forekomsten af en væsentlig uplanlagt utilgængelighedshændelse i perioden for LTO-enhedernes levetidsforlængelse og virkningen af MOCP overvejede Belgien plausible scenarier for større utilgængelighedshændelser (se Tabel 11) baseret på data fra Tabel 10. Som det var tilfældet med andre vurderinger, baserede Belgien sig i forbindelse med de illustrative beregninger på den aftalte finansielle model af 13. december 2023.

(120)

Belgien anfører, at ovenstående analyse viser, at MOCP er udformet til at dække virkningerne af potentielle større hændelser, der truer joint venture-selskabets økonomiske levedygtighed, og lader joint venture-selskabet bære mange risici for manglende tilgængelighed: I scenario 1 udløses MOCP ikke, hvis en gennemsnitlig større hændelse finder sted, og garanterer ikke afkastet til de aktionærer, der fortsat bærer risikoen for ikke at inddrive deres investeringer.

(121)

MOCP kan i nogle scenarier potentielt føre til en relativt betydelig udgift for den belgiske stat, da den vil blive udløst for at afhjælpe de alvorlige utilgængelighedshændelser, som illustreret ovenfor. For at imødekomme denne bekymring indførte Belgien et loft over MOCP-betalingerne. Modparten i aflønningsaftalen (den belgiske stat) vil derfor udøve sin opsigelsesret i henhold til aflønningsaftalen (67), hvis MOCP når op på et udbetalt beløb på 2 mia. EUR (»MOCP-triggeren«), forudsat at dette forekommer hensigtsmæssigt i lyset af bl.a.:

(122)

Belgien anfører, at der er omstændigheder, hvor en opsigelse ikke ville være hensigtsmæssig:

(123)

Hvis modparten i aflønningsaftalen beslutter ikke at udøve sin opsigelsesret, forelægger Belgien sin begrundelse for Kommissionen med henblik på evaluering.

(124)

Beløbet for MOCP-triggeren svarer til den øvre grænse for MOCP-betalinger i et scenario, hvor begge LTO-enheder er utilgængelige samtidig i to på hinanden følgende år. De forventede MOCP-betalinger fra toårige nedlukninger vil faktisk afhænge af det år, hvor de nævnte nedlukninger finder sted. Belgien fremlagde årlige beregninger for årlige MOCP-betalinger og samlede beløb over to på hinanden følgende år (se Tabel 12) baseret på foreløbige prognoser fra den aftalte finansielle model af 13. december 2023.

Tabel 12

Simulering af MOCP-betalinger

(125)

For at anslå den toårige referenceperiode, der anvendes til at beregne det foreslåede loft på 2 mia. EUR for MOCP, giver Belgien nogle eksempler på atomreaktorer, der er blevet permanent lukket ned af tekniske årsager i USA (eftersom dette hidtil aldrig er sket i Europa) (68). Ifølge Belgien viser disse eksempler, at den toårige referenceperiode er i overensstemmelse med den industrielle virkelighed, da en periode på to år efter opdagelsen af et problem, der kræver nedlukning af begge LTO-enheder, normalt kan betragtes som rimelig tid til at tage stilling til, om man fortsat skal reparere eller overveje endelig nedlukning.

(126)

For at anvende MOCP vil BE-NUC enten fra sine aktionærer eller en ekstern part anskaffe en driftskapitalfacilitet senest på datoen for den første LTO-genstart. Driftskapitalfaciliteten skal finansiere den driftskapital, der kræves til driften af LTO-enhederne. BE-NUC vil kunne trække på faciliteten, hvis forskellen mellem virksomhedens indgående og udgående pengestrømme er mindre end de anslåede driftsudgifter for den kommende udgiftsperiode, der er fastsat i aflønningsaftalen. Driftskapitalfacilitetens størrelse skal mindst svare til de gennemsnitlige samlede anslåede driftsudgifter i en periode på tre måneder. Faciliteten fungerer faktisk ved at dække perioden frem til den årlige MOCP og er en revolverende kreditfacilitet, der vil blive tilbagebetalt årligt, hvis den udnyttes, af den MOCP, som Belgien har stillet til rådighed.

(127)

Betingelserne for driftskapitalfaciliteten, som skal indgås på markedsvilkår senest på datoen for den første LTO-genstart, er endnu ikke kendt. Belgien præciserede imidlertid yderligere, at renten på faciliteten vil blive fastsat efter samme metode som den, der blev aftalt for aktionærlånene (se betragtning 63).

(128)

Ud over MOCP, som sikrer finansiel stabilitet i hele den tiårige periode for levetidsforlængelsen, vil den belgiske regering i de første tre år af LTO-projektet (genstartfasen) yde et lån til BE-NUC og Luminus på identiske vilkår. Lånenes størrelse vil være baseret på deres forholdsmæssige andel af LTO-enhederne og dermed deres respektive andel af nedluknings- og driftsomkostningerne pr. 1. juli 2025. Som nævnt af Belgien ydes SDC-lånene for at sikre likviditet frem til 2028, da driftsomkostningerne ikke kan finansieres gennem pengestrømme som følge af LTO-arbejdet.

(129)

SDC-lånene, som ydes til en rentesats med et loft og skal tilbagebetales i henhold til en bestemt tilbagebetalingsplan, består af to forskellige faciliteter (dvs. en pr. LTO-enhed), der hver består af to trancher:

(130)

Vilkårene for SDC-lånene er beskrevet i betragtning 96 i åbningsafgørelsen og er ikke blevet ændret. SDC-lånene skal tilbagebetales med en rente på op til 6 % og pari passu med aktionærernes afkast. Med hensyn til den metode, der blev anvendt til at fastsætte rentesatsen, har Belgien anført, at dette var resultatet af en forhandling mellem parterne i aflønningsaftalen, og at maksimumssatsen på 6 % svarer til den nedre grænse for målintervallet for det interne afkast på 6-8 % (under hensyntagen til MPRA).

(131)

Som anført i betragtning 97 i åbningsafgørelsen forventes SDC-lånene at blive udnyttet til et samlet beløb på [500-700] mio. EUR i [...] rater fra [...] til [...], tilbagebetalt i tre rater fra [...] til [...], inklusive kapitaliserede renter. Disse beregninger og beløb vil blive ajourført i den finansielle model, der er godkendt af modparten i aflønningsaftalen i løbet af 2025, forud for LTO-genstartsdatoen, på grundlag af omkostningerne ved at udvide driften i henhold til de nukleare sikkerhedskrav, der er fastsat af det belgiske agentur for nuklear sikkerhed, og som anslås på grundlag af tilbud fra kontrahenterne.

(132)

Belgien gør gældende, at SDC-lånene ikke i uforholdsmæssig grad kommer aktionærerne til gode: Risikoen for ikke at realisere det forventede afkast deles forholdsmæssigt mellem joint venture-aktionærerne og modparten i aflønningsaftalen, da både det interne afkast af LTO-projektet og SDC-lånene vil falde. Faktisk vil SDC-lånene kun blive tilbagebetalt, hvis LTO-projektet ikke genererer tilstrækkeligt overskud til at betale eventuelle afkast af aktionærernes investering (69). Belgien gør derfor gældende, at SDC-lånene ikke medfører yderligere risici for udbyderen i aflønningsaftalen ud over risiciene i forbindelse med LTO-projektets resultater og rentabilitet, da faciliteten ikke anvendes til at finansiere kapitaludgifterne (kun de amortiserede kapitalomkostninger ved LTO-forlængelsen i genstartfasen).

(133)

I henhold til drifts- og vedligeholdelsesaftalen skal Electrabel udføre følgende for BE-NUC:

(134)

Visse tjenesteydelser er udtrykkeligt udelukket fra drifts- og vedligeholdelsesaftalen, herunder tjenesteydelser, arbejde eller aktiviteter i forbindelse med dekommissionering og demontering af LTO-enhederne, som fortsat vil være Electrabels ansvar (se afsnit 3.3.2.4).

(135)

I henhold til artikel 12.1 i drifts- og vedligeholdelsesaftalen og med forbehold af visse justeringer og undtagelser betaler BE-NUC Electrabel 89,807 % (svarende til Luminus' andel på 10,193 % af LTO-enhederne) af alle omkostninger i forbindelse med leveringen af LTO-tjenester og drifts- og vedligeholdelsestjenester plus den relevante margen, dvs.:

(136)

Belgien anfører, at margenniveauerne er i overensstemmelse med dem, der anvendes i LTO-partnerskabsaftalen med Luminus (som dækker en bred vifte af tjenester, herunder, men ikke begrænset til drift og vedligeholdelse). Den oprindelige aftale om lignende tjenester til en tredjepart, Luminus, der blev indgået den 26. juni 2003 og bekræftet på ny den 13. december 2023, er en relevant reference til støtte for det synspunkt, at drifts- og vedligeholdelsesaftalen afspejler armslængdeomkostningerne ved nuklear drift. Belgien gør desuden gældende, at de finansielle risici, som Electrabel bærer, er større end i partnerskabsaftalen med Luminus, da Electrabels margen i drifts- og vedligeholdelsesaftalen vil blive reduceret i tilfælde af omkostningsoverskridelser (som Electrabel kan drages til ansvar for, dvs. omkostninger, der ikke er medtaget i budgettet som foreslået af Electrabel og godkendt af parterne), og hvis anlægget ikke er tilgængeligt ud over et vist mål.

(137)

Belgien gør desuden gældende, at drifts- og vedligeholdelsesaftalen omfatter visse omkostningskontroller, herunder BE-NUC's ret til at revidere Electrabels beregning af vederlagene og udførelsen af tjenesterne og til at anmode om en benchmarkrevision af de priser, som Electrabel opkræver for tekniske tillægstjenester.

(138)

Endelig vil Electrabel som (ene)operatør af LTO-enhederne og tjenesteyder til BE-NUC i henhold til drifts- og vedligeholdelsesaftalen blive tilskyndet til at sikre, at LTO-enhedernes tekniske og økonomiske resultater bliver opnået. Navnlig gælder følgende i henhold til drifts- og vedligeholdelsesaftalen:

(139)

Belgien konkluderer derfor, at drifts- og vedligeholdelsesaftalen er begrænset til dækning af afholdte omkostninger, og at de finansielle betingelser i drifts- og vedligeholdelsesaftalen skal afspejle markedsvilkårene.

(140)

Selv om BE-NUC bliver teknisk ejer af 89,807 % af den elektricitet, der produceres af LTO-enhederne (de resterende 10,193 % ejes af Luminus), overdrager BE-NUC ejendomsretten til denne elektricitet til energiforvalteren, som sælger den (70). Med henblik herpå vil BE-NUC indgå en energiforvaltningsaftale med en partner, der køber og sælger elektriciteten fra BE-NUC.

(141)

I aftalen om energiforvaltningstjenester vil der blive fastsat centrale vilkår, betingelser og bestemmelser om risikofordeling, og der vil derfor på en detaljeret måde blive fastsat en strategi for bud og ubalancer og energisalgsforvalterens (»energiforvaltningspartneren«) rolle i forbindelse hermed inden for de fastsatte parametre. Den energiforvaltningspartner, der udpeges inden for rammerne af aftalen om energiforvaltningstjenester, vil være køber og ejer af BE-NUC's andel af den elektricitet, der produceres af LTO-enhederne, og er underlagt en foruddefineret strategi for bud og ubalancer. Strategien kan til enhver tid revideres og ændres efter en procedure, der er beskrevet i aflønningsaftalen. Den belgiske regering (BE-WATT) kan i sin egenskab af modpart i aflønningsaftalen anvende strategien for bud og ubalancer, i det omfang den overholder betingelserne for strategien som fastsat i aflønningsaftalen. Energiforvaltningspartneren spiller en rådgivende rolle.

(142)

For at bringe den producerede elektricitet ind på engrosmarkedet for elektricitet på en konkurrencedygtig og gennemsigtig måde har Electrabel og den belgiske stat indvilliget i at gennemføre et offentligt udbud vedrørende disse tjenester for at sikre gennemsigtighed og konkurrence (se afsnit 3.3.1.5.1). Lovgivningen om offentlige udbud og alle dertil knyttede nødvendige beskyttelsesforanstaltninger finder anvendelse på udbudsproceduren.

(143)

Belgien har gjort gældende, at udbudsproceduren gennemføres frivilligt i overensstemmelse med den belgiske lov om offentlige udbud af 17. juni 2016 og kongeligt dekret af 18. juni 2017 om offentlige udbud for forsyningssektoren (71).

(144)

Aftalen om energiforvaltningstjenester tildeles ved udbud med forhandling med forudgående offentliggørelse (72), hvilket er en standardprocedure i forsyningssektoren. Udbuddet blev offentliggjort på den relevante belgiske platform (73) og EU-platforme (74), hvilket giver alle potentielle ansøgere mulighed for at deltage i udbudsproceduren.

(145)

I betragtning af betydningen af den udbudte tjeneste og følsomheden ud fra et konkurrencemæssigt synspunkt har Belgien gennemført yderligere bestemmelser og beskyttelsesforanstaltninger for at sikre, at målene i aftalen om energiforvaltningstjenester vil blive nået, og at de forventede tjenester vil blive leveret på passende vis:

(146)

Belgien gør desuden gældende, at udbuddet indeholder en række udvælgelseskriterier for at sikre, at alle tilbudsgivere opfylder betingelserne for professionalisme og den nødvendige infrastruktur til en velordnet gennemførelse af aftalen om energiforvaltningstjenester. Disse kvalifikationskriterier er imidlertid begrænset til det mindst mulige, idet de hver især henviser til et nødvendigt krav til de planlagte tjenester for at sikre maksimal konkurrence under udbuddet.

(147)

Sammenlignet med de oplysninger, som Kommissionen rådede over på tidspunktet for åbningsafgørelsen, fremlagde Belgien flere oplysninger om kvalifikationskriterierne. Tilbudsgiveren (eller for de første fire kriterier, der er beskrevet nedenfor, den anden enhed, hvis kapacitet tilbudsgiveren har baseret sig på) skal:

(148)

I aftalen om energiforvaltningstjenesters løbetid gælder bl.a. følgende betingelser for energiforvaltningspartneren:

(149)

Med hensyn til tidsplanen for udbuddet anfører Belgien, at det sigter mod at afslutte udbuddet i god tid, senest den 15. maj 2025, således at energiforvaltningspartneren har tilstrækkelig tid til at foretage de nødvendige forberedelser inden genstarten af LTO-enhederne.

(150)

De udbudte tjenester omfatter i forbindelse med elaktiverne bl.a. i) repræsentationstjenester for elaktiver på terminsmarkedet og realiserede elaktiver, ii) optimerings- og driftstjenester på day-ahead- og intraday-markedet, iii) tjenester vedrørende reguleringsmæssige forpligtelser på markedet, iv) tjenester vedrørende den belgiske TSO-kontrakt og v) handel, markedsadgang og markedsanalyse. På grund af den indbyrdes afhængighed mellem disse forskellige opgaver og den almindelige markedspraksis med at kombinere disse tjenester i én kommerciel kontrakt for at sikre operationel effektivitet, vil disse tjenester blive integreret i én definition af energiforvaltningstjenesterne.

(151)

Belgien har præciseret, at energiforvaltningspartneren ikke handler som agent eller på vegne af BE-NUC, men sælger den købte elektricitet, da den er ejer heraf. I den ændrede udformning af differencekontrakten bemyndiges energiforvaltningspartneren desuden til at træffe beslutninger med hensyn til økonomiske modulationer for at tilskynde til en effektiv anvendelse af det begrænsede antal modulationer og for bedre at kunne reagere på markedssignaler (se betragtning 153 ff.).

(152)

Belgien har anført, at aftalen mellem energiforvaltningspartneren og BE-NUC er baseret på day-ahead-markedet for at begrænse basisrisikoen for BE-NUC, da dette indebærer, at BE-NUC i kombination med BE-NUC's differencebetaling gennem en differencekontrakt, hvor markedsreferenceprisen er day-ahead-markedsprisen, modtager strikeprisen (se afsnit 3.3.1.3.2) (82). Belgien har bekræftet, at energiforvaltningspartneren frit kan handle på et marked efter eget valg og ikke er forpligtet til at byde på day-ahead-markedet.

(153)

Som forklaret i afsnit 2.1 og betragtning 109 er vederlaget til energiforvaltningspartneren blevet ændret for at skabe incitamenter til at gøre bedst mulig brug af den begrænsede mængde godkendte modulationer, eftersom LTO-enhederne er begrænset til 30 modulationer pr. cyklus, og det derfor ikke er teknisk og lovgivningsmæssigt muligt at ændre deres output på noget tidspunkt. I stedet for blot at have et fast vederlag (fastsat gennem udbuddet) omfatter den ændrede aflønningsformel også et variabelt vederlag (baseret på en forudbestemt formel og afhængigt af modulationen og korrektionsafregningen). Et sådant vederlag udsætter energiforvaltningspartneren for en del af de potentielle indtægtsstigninger ved modulering i perioder med negative priser (samt en del af de potentielle indtægtsreduktioner ved modulering i perioder med positive priser, hvis sådanne forekommer), samtidig med at energiforvaltningspartneren udsættes direkte for ubalancer og intraday-omkostninger som beskrevet nedenfor. Det variable vederlag vil derfor bestå af en fast procentdel (»alfa«) af de indtægtsstigninger, der udløser en modulation på day ahead-markedet, og en differentieret procentdel (»beta«) af day-ahead- og ubalanceomkostninger og -indtægter, dvs. korrektionsafregning (som kan omfatte indtægtsstigninger fra udløsning af en modulation på intraday-markedet), hvorved følgende gælder:

(154)

Den formel, der er fastsat i Figur 3, gælder for hele mængden under modulering, herunder hvis modulering sker, når priserne er positive (f.eks. når der rampes op/ned) og ikke kun i negative prisperioder (84). Det variable vederlag betales af BE-NUC under aftalen om energiforvaltningstjenester, men disse omkostninger og/eller indtægter vil blive videreført til BE-WATT i henhold til aflønningsaftalen.

(155)

Ifølge Belgien tilskyndes energiforvaltningspartneren gennem den ændrede aflønningsformel bl.a. til at anvende økonomiske modulationer på en optimal måde og i hele day-ahead- og intraday-tidsrammen og til at reducere intraday- og ubalanceomkostningerne. Belgien anfører, at alfa- og betaparametrene er valgt for at bevare en effektiv markedsfunktion, samtidig med at man undgår at afskrække risikosky deltagere i udbuddet.

(156)

Den ændrede aflønningsformel vil påvirke tilbudsgivernes budadfærd for det faste vederlag. Tilbudsgiverne vil indregne de forventede stigninger i forbindelse med modulation (optionsværdi) i deres bud samt omkostninger og potentielle indtægter i forbindelse med intraday-betalinger og ubalancebetalinger. Belgien anfører, at udbudsdokumenterne vil forklare aflønningsstrukturen (incitamentstrukturen), således at den ændrede aflønningsformels potentiale til stigninger og nedsættelser er gennemsigtigt for tilbudsgiverne. Belgien vil vurdere hensigtsmæssigheden af energiforvaltningspartnerens (ændrede) aflønningsformel og markedskonformiteten og effektiviteten af de incitamenter, den giver på de forskellige markeder. Evalueringen foretages senest to år efter idriftsættelsen for at muliggøre en rettidig revision af kontrakten eller tilrettelæggelse af et nyt udbud, hvilket er muligt efter 3½ år (85). For at opretholde passende incitamenter for energiforvaltningspartneren er det imidlertid kun muligt at opjustere parametrene alfa og beta (86).

(157)

Belgien hævder, at tilpasningen af vederlaget i aftalen om energiforvaltningstjenester tilpasser incitamenterne hos energiforvaltningspartneren, som er bemyndiget til at træffe beslutninger om den økonomiske modulation (med forbehold af operatørens endelige afgørelse, f.eks. i tilfælde af sikkerheds- eller reguleringsmæssige betænkeligheder), til markedssignaler, hvorved der tages hensyn til Kommissionens betænkeligheder i denne henseende. Samtidig har energiforvaltningspartneren passende incitamenter til at udføre sin opgave som balanceansvarlig part uden at være fuldt eksponeret mod ubalancer, der ligger uden for dens egen kontrol. Belgien har desuden anført, at der vil være løbende udveksling af præcise oplysninger (herunder regelmæssige opdateringer om LTO-enhedernes tilgængelighed, tekniske kapacitet osv.) mellem BE-NUC, den nukleare operatør og energiforvaltningspartneren for at give energiforvaltningspartneren mulighed for at træffe informerede og effektive beslutninger om økonomisk modulation.

(158)

Belgien har ligeledes bekræftet, at modparten i differencekontrakten (BE-WATT) vil udarbejde en risikostyringsstrategi for sin åbne position som fastsat i lovgivningen, og at gennemførelsen heraf vil bidrage til likviditeten på terminsmarkederne for elektricitet (se betragtning 99). Vedtagelsen af strategien er betinget af vejledning fra tilsynsmyndigheden, som vil omfatte en vurdering af strategiens indvirkning på de relevante elektricitetsmarkeder.

(159)

Energiforvaltningspartneren vil i princippet blive udvalgt gennem et gennemsigtigt, åbent og konkurrencepræget udbud (se afsnit 3.3.1.5.1). Engies handelsenhed GEMS (Global Energy Management & Sales), som er en forretningsenhed i Engie-koncernen, der er ledelsesmæssigt uafhængig af forretningsenheden Nuclear, kan også deltage i udbuddet. Der er fastsat særlige bestemmelser og foranstaltninger, hvis GEMS deltager i udbudsproceduren, for at sikre en retfærdig proces.

(160)

Belgien anfører, at der er og vil blive truffet og gennemført tilstrækkelige foranstaltninger til effektivt at afdække og forebygge potentielle interessekonflikter. Foranstaltningerne kan kort beskrives således:

(161)

Hvis der ikke findes en egnet kandidat i udbudsproceduren, vil GEMS som en sidste udvej midlertidigt udføre tjenesterne ifølge aftalen om energiforvaltningstjenester, hvis der ikke er indgået en aftale om energiforvaltningstjenester rettidigt, senest den 15. maj 2025. Disse tjenester vil blive leveret i overensstemmelse med vilkår, der aftales mellem parterne i en begrænset periode, hvorefter BE-NUC kan tildele aftalen om energiforvaltningstjenester via en anden udbudsprocedure. Hvis der findes en egnet leverandør i udbudsproceduren, overtager den udførelsen af tjenesterne ifølge aftalen om energiforvaltningstjenester fra GEMS, når den periode, hvor GEMS skal udføre disse tjenester, udløber. Der er ingen begrænsning på antallet af fornyede udbud.

(162)

Belgien gør gældende, at denne ordning er nødvendig og tilstrækkelig til at sikre kontinuiteten i den offentlige tjeneste (dvs. salget af den elektricitet, der produceres af atomkraftværkerne), men denne løsning er strengt tidsbegrænset og begrænset til det nødvendige minimum.

(163)

Afslutningsvis anfører Belgien, at det vil sikre, at BE-NUC nøje følger lovgivningen og principperne for offentlige udbud. Den omfattende høringsproces giver yderligere garantier, der sikrer, at indkøb af tjenesteydelser foretages gennem en konkurrencepræget, gennemsigtig, ikkediskriminerende og ubetinget udbudsprocedure. Belgien mener derfor, at enhver risiko for markedsafskærmning og anden potentiel konkurrencebegrænsende praksis fra Engies side undgås, og at der er truffet alle foranstaltninger og beskyttelsesforanstaltninger for at sikre, at der udpeges en uafhængig energiforvaltningspartner. GEMS ville kun som et alternativ midlertidigt levere disse tjenester, som er nødvendige og tilstrækkelige til at sikre kontinuiteten i den offentlige tjeneste.

(164)

To andre delforanstaltninger, der er en del af transaktionen, udgør administrationsaftalen mellem Electrabel og BE-NUC og en aftale, der fastsætter ordninger for dækning af omkostningerne ved aftalen, hvis den ikke indgås. Disse delforanstaltninger er forklaret i afsnit 3.3.10 og 3.3.11 i åbningsafgørelsen.

(165)

Som forklaret i betragtning 121 i åbningsafgørelsen er de lovgivningsmæssige rammer for radioaktivt affald og brugt brændsel i EU baseret på følgende to grundlæggende principper: i) princippet om, at forureneren betaler (87), og ii) medlemsstaternes endelige ansvar (herunder det finansielle ansvar) for ansvarlig og sikker forvaltning (herunder bortskaffelse) af brugt brændsel og radioaktivt affald (88).

(166)

Som forklaret i afsnit 3.4.2 i åbningsafgørelsen er den nukleare operatør i henhold til de gældende bestemmelser i Belgien finansielt (gennem det nukleare forsyningsselskab Synatom og sammen med EDF Belgium og Luminus (»de bidragende selskaber«)) og operationelt ansvarlig for dekommissioneringen af de syv atomkraftværker samt for konditioneringen og håndteringen af det radioaktive affald og det brugte brændsel og den langsigtede oplagring heraf, efter at ONDRAF/NIRAS har taget imod det, og indtil det er endeligt bortskaffet. De nukleare hensættelser til brugt brændsel og dekommissioneringsaffald finansieres af Electrabel og de bidragende selskaber, der forvaltes af Synatom, og er underlagt tilsyn fra en uafhængig offentlig myndighed, nemlig en komité for nukleare hensættelser (Commission des provisions nucléaires (»CPN/CNV«)). Som anført i betragtning 123-125 i åbningsafgørelsen anfører Belgien, at Electrabel vil bevare visse ansvarsområder som eneoperatør af LTO-enhederne som følge af i) europæisk og belgisk lovgivning og ii) kontraktlige forpligtelser i gennemførelsesaftalen under overholdelse af princippet om, at forureneren betaler.

(167)

CPN/CNV og ONDRAF/NIRAS er de tilsynsførende myndigheder i Belgien:

(168)

Som nævnt i betragtning 129 og tabel 4 i åbningsafgørelsen, der er baseret på den seneste treårlige revision af CPN/CNV fra juli 2023, beløber det nuværende samlede beløb for hensættelser vedrørende nukleare forpligtelser sig til 18 225 mio. EUR bestående af hensættelser til demonteringsaktiviteter (8 122 mio. EUR), håndtering af brugt brændsel (9 070 mio. EUR) og driftsaffald (1 033 mio. EUR) (89).

(169)

Som led i forhandlingerne om LTO-projektet nåede Engie og den belgiske stat til enighed om et loft over det langsigtede ansvar for producenter af radioaktivt affald fra produktion af elektricitet ved hjælp af atomenergi (»aftalen om affaldsloftet«) for at mindske usikkerheden i denne henseende (se afsnit 3.4.3 i åbningsafgørelsen). Aftalen om affaldsloftet indeholder bestemmelser om overførsel af finansielle forpligtelser i forbindelse med produktion, opbevaring eller ejerskab af konditioneret radioaktivt affald og brugt brændsel i alle syv belgiske nukleare enheder, med forbehold af og efter overholdelse af de relevante kontraktlige overførselskriterier, fra den nukleare operatør (Electrabel) til den belgiske stat mod betaling af et fast beløb (90).

(170)

Dette faste beløb er fastsat pr. kategori af nukleart affald. Som forklaret i betragtning 131 i åbningsafgørelsen kan radioaktivt nukleart affald inddeles i tre kategorier i overensstemmelse med ONDRAF/NIRAS' historiske radiologiske klassificering og Den Internationale Atomenergiorganisations (»IAEA«) klassificering: kategori A-affald (kortlivet lav- eller mellemaktivt affald), kategori B-affald (langlivet lav- eller mellemaktivt affald) og kategori C-affald (kort- og langlivet højaktivt affald) og brugt brændsel.

(171)

Tabel 13 nedenfor viser fordelingen af de eksisterende hensættelser på 18 225 mio. EUR mellem Electrabel (8 410 mio. EUR) og den belgiske regering (9 815 mio. EUR) i henhold til aftalen om affaldsloftet og omfatter fordelingen pr. affaldskategori.

Tabel 13

Aftalen om affaldsloftet i overblik

(172)

Principperne i aftalen om affaldsloftet er ikke blevet ændret og er beskrevet i betragtning 133 i åbningsafgørelsen. De kan sammenfattes som følger:

(173)

Som nævnt i betragtning 107, litra a), og nærmere forklaret i afsnit 3.4.5.1 og 3.4.5.2 i åbningsafgørelsen er fastsættelsen af de begrænsede beløb på 15 mia. EUR baseret på den nukleare operatørs nuværende nukleare hensættelser (grundbeløbet) og en risikopræmie. Belgien har præciseret, at grundbeløbet allerede omfatter margener for uforudsete udgifter, usikkerheder og andre risici, der kan opstå i forbindelse med demontering, håndtering af radioaktivt affald og håndtering af brugt brændsel. Bestemmelserne om betaling af de begrænsede beløb er forklaret i afsnit 3.4.5.3 i åbningsafgørelsen og er ikke blevet ændret.

(174)

Belgien har præciseret, at de begrænsede beløb, der skal overføres til den belgiske stat, allerede omfatter alle de historiske og anslåede fremtidige forpligtelser vedrørende nukleart affald (indtil den oprindelige lovbestemte slutdato for alle de belgiske atomkraftværker i 2025). Derfor er alt nukleart affald og brugt brændsel, der produceres eller skal produceres af de belgiske kraftværker i deres lovbestemte driftslevetid, allerede taget i betragtning i de begrænsede beløb.

(175)

Belgien præciserer også, at den faktiske affaldsmængde først vil blive kendt, når affaldet er konditioneret og fysisk overført til den belgiske stat. Det faste beløb på 15 mia. EUR dækker derfor kun de forud fastsatte mængder af det pågældende affald (mængdekreditter), der er aftalt i gennemførelsesaftalen. Hvis den faktiske mængde af det pågældende frembragte affald er større end mængdekreditterne, betaler Engie et mængdejusteringsgebyr for hver yderligere mængdekredit (se betragtning 133 i åbningsafgørelsen).

(176)

Tilsvarende vil alt driftsaffald (»LTO-affald«) og brugt brændsel (»brugt LTO-brændsel«) som følge af forlængelsen af levetiden for LTO-enhederne blive finansieret af BE-NUC og Luminus for hver trinvist stigende affaldsmængde. For hver trinvist stigende mængde LTO-affald og brugt LTO-brændsel vil der være behov for to betalinger:

(177)

Belgien præciserer endvidere, at den aftalte finansielle model tager hensyn til omkostningerne til håndtering af LTO-affald og brugt LTO-brændsel eller back-end-omkostninger, der anslås til ca. 0,9 mio. EUR pr. enhed (i 2022-priser), heraf ca. 0,3 mio. EUR pr. enhed til oplagring på stedet og ca. 0,6 mio. EUR pr. enhed til mængdejusteringsgebyret for LTO-affald for brugt brændsel.

(178)

Som forklaret i afsnit 3.4.4 i åbningsafgørelsen oprettede Belgien en ny offentlig sui generis-institution, Hedera, som har to opgaver:

(179)

De mængder af affaldsloftet, som Hedera modtager, skal sikres og investeres for at generere det nødvendige afkast til at betale omkostningerne til håndtering af det overførte affald, når de forfalder. Hedera er en særskilt fond under tilsyn af CPN/CNV, som er det særlige nationale organ, der spiller en central rolle med hensyn til at sikre og gennemføre korrekt forvaltning, kontrol og anvendelse af midlerne (93). Dette afspejles i Hederas todelte rolle, som sikrer, at: i) de modtagne beløb er sikret og genererer de nødvendige afkast (94), og ii) der er tilstrækkelig kontrol med omkostningerne til håndtering af affaldet og det brugte brændsel og de overførte forpligtelser (95). Desuden skal de finansielle midler øremærkes tilstrækkeligt fra den belgiske stats almindelige budget (som fastsat i Hedera-loven), således at de kun anvendes til at betale omkostningerne til langtidsoplagring og endelig oplagring og ikke kan anvendes til andre formål eller til at absorbere eventuelle fremtidige budgetunderskud.

(180)

Belgien gør gældende, at aftalen om affaldsloftet omfatter og ledsages af andre risikobegrænsende foranstaltninger, herunder:

(181)

Som anført i betragtning 172 i åbningsafgørelsen anerkender Belgien, at aftalen om nukleart affald har en positiv indvirkning på den nukleare operatørs risikoprofil, da en betydelig del af dens nukleare forpligtelser vil blive dækket af de begrænsede beløb, og at denne anderledes risikoprofil berettiger og kræver en revision af pakken af foranstaltninger for at garantere sikkerheden og tilsynet med den nukleare operatørs finansielle situation: Det faste beløb på 15 mia. EUR til Hedera berettiger frigivelsen af Electrabels ikkeeuropæiske aktiver fra Electrabels område (og den ledsagende overvågning af CPN/CNV). Engie vil som Electrabels franske moderselskab sikre, at aktiver til en værdi af mindst 4 mia. EUR (egenkapitalværdi pr. 30. juni 2023) forbliver i Electrabel på tidspunktet for indgåelsen af aftalen mellem den belgiske stat og Electrabel. Desuden yder Engie en ubegrænset og uopsigelig moderselskabsgaranti som en anfordringsgaranti for i) Electrabels dekommissioneringsforpligtelser (som også omfatter risikoen for, at værdien af hensættelserne er utilstrækkelig), ii) volumenrisiko under loftet og iii) tilbagebetaling af (aktuelle eller fremtidige) lån hos Synatom.

(182)

Belgien mener, at de overførte forpligtelser vedrørende nukleart affald og de yderligere dekommissioneringsforpligtelser, der følger af LTO-projektet, ikke giver Electrabel og de bidragende selskaber en økonomisk fordel, da de i tilstrækkelig grad afspejler risikoen for efterfølgende omkostningsudsving, som staten har overtaget, og at risikooverførslen er udformet på en sådan måde, at en privat investor ville have accepteret at bære den.

(183)

Belgien anfører, at de nukleare hensættelser, der er foretaget af den nukleare operatør/Synatom før aftalen om affaldsloftet, blev beregnet ved at anvende en diskonteringsfaktor på 2,5 % for demonteringsaktiviteter (herunder demonteringsaffald) og en diskonteringsfaktor på 3 % for alle aktiviteter vedrørende brugt brændsel (som besluttet af CPN/CNV i forbindelse med den treårlige revision ved udgangen af 2022).

(184)

Belgien præciserer, at anvendelsen af to forskellige diskonteringssatser til beregning af hensættelserne (demontering i forhold til forpligtelserne vedrørende brugt brændsel) er begrundet i forskellen i varighed og afspejler den tidsmæssige værdi af pengene (97).

(185)

Som anført i betragtning 198 indebærer aftalen om affaldsloftet kun en overførsel til den belgiske stat af overførte forpligtelser vedrørende nukleart affald og brugt brændsel, mens dekommissionerings- og demonteringsforpligtelserne forbliver hos den nukleare operatør (med undtagelse af de negative synergieffekter, der forårsages af LTO-projektet, jf. betragtning 199). Belgien gør derfor gældende, at der ved beregningen af nutidsværdien af de overførte forpligtelser vedrørende nukleart affald og brugt brændsel blev anvendt en unik diskonteringsfaktor på 3 % (1 % reel sats + 2 % inflation) for at tage højde for, at forpligtelserne vedrørende nukleart affald og brugt brændsel har en længere varighed end forpligtelserne vedrørende dekommissionering (se betragtning 148 i åbningsafgørelsen).

(186)

Belgien anmodede CPN/CNV om vejledning vedrørende den mest hensigtsmæssige diskonteringsfaktor, der skal anvendes til beregning af affaldsloftet (98). Som nævnt i betragtning 149 i åbningsafgørelsen foreslog CPN/CNV at justere diskonteringsfaktoren for forpligtelser vedrørende nukleart affald/dekommissionering og brugt brændsel ved at anvende en tilgang i to trin, hvor der bruges en diskonteringsfaktor baseret på den faktiske 30-årige OLO-rente på 3,17 % for de første 30 år og en diskonteringsfaktor på 2,17 % ud fra et skøn baseret på OLO-renten for den risikofrie rente for de efterfølgende 30 år.

(187)

Belgien minder om, at forhandlingsperioden var lang (1½ år), og at valget af en enkelt diskonteringsfaktor på 3 % var begrundet i behovet for at have en vis grad af forudsigelighed med hensyn til den diskonteringsfaktor, der blev anvendt i forhandlingerne med Engie. Dette skyldes, at diskonteringsfaktoren har en direkte indvirkning på beregningen af det faste beløb, der skal overføres. Belgien forklarer, at den metode, som CPN/CNV anvendte i sin vejledning fra 2023, senere blev anvendt sammen med den endelige forwardrente fra Den Europæiske Tilsynsmyndighed for Forsikrings- og Arbejdsmarkedspensionsordninger (»EIOPA«) (99) som en efterfølgende bekræftelse af, at diskonteringsfaktoren på 3 % var en forsigtig lang rentesats.

(188)

For det første anmodede Belgien en uafhængig konsulent om at beregne den »enkelte« diskonteringsfaktor svarende til CPN/CNV's tilgang i to trin ved hjælp af de risikofrie rentesatser, der blev foreslået af CPN/CNV, samt ved hjælp af forskellige andre data om OLO-renten (100). Analysen viser, at den tilgang, der foreslås af CPN/CNV, er særlig følsom over for den periode, der lægges til grund for beregningen. F.eks. resulterer tilgangen i en ækvivalent diskonteringsfaktor på 2,8 % ved anvendelse af de risikofrie rentesatser, der foreslås af CPN/CNV, en ækvivalent sats på 3,1 % ved anvendelse af CPN/CNV-metoden med de data om OLO-renten, der var tilgængelige på tidspunktet for åbningsafgørelsen, og en ækvivalent sats på 3,2 % på tidspunktet for undertegnelsen af gennemførelsesaftalen. Som det fremgår af Tabel 14, giver den tilgang i to trin, der foreslås af CPN/CNV, to ækvivalente diskonteringssatser med en forskel på 40 basispoint, når to forskellige tidsperioder med kun ni måneders mellemrum tages i betragtning.

(189)

For det andet viser Tabel 14 også sammenligningen med EIOPA's endelige forwardrente, da EIOPA-referencerenten også blev anvendt i den tyske præcedenssag (SA.45296 (101)), hvor en diskonteringsfaktor på 4,58 % blev fundet forholdsmæssig.

Tabel 14

Ækvivalent CPN-sats og udviklingen i EIOPA's sats siden CPN's vejledning fra marts 2023

(190)

Som det fremgår af Tabel 14, ligger den anvendte diskonteringsfaktor på 3 % mellem

(191)

Desuden forekommer satsen på 3 % mere konservativ end CPN/CNV's forslag og den endelige forwardrente på tidspunktet for undertegnelsen af aftalen og derefter.

(192)

Belgien anfører endvidere, at en diskonteringsfaktor på 1 % i real værdi forekommer konservativ i forhold til den forrentning, som Hedera kan forvente ved hjælp af en passende forsigtig tilgang til aktiv-passiv-styring. Som et komparativt eksempel henviser Belgien til EDF's særlige aktivportefølje for at sikre en sikker finansiering af sine langsigtede nukleare forpligtelser som beskrevet i EDF's universelle registreringsdokument for 2023 (103). Denne portefølje forvaltes ud fra en aktiv-passiv-tilgang og består af en portefølje af diversificerede aktiver, der kan sammenlignes med beskrivelsen af den hypotetiske portefølje, som Hedera forvalter, og for hvilken der derfor med rimelighed kan antages et sammenligneligt afkast.

(193)

Endelig antager Belgien ved beregningen af affaldsloftet en konstant inflationsrate på 2 %, hvilket er Den Europæiske Centralbanks (»ECB«) udtrykkelige langsigtede inflationsmål. ECB mener, at forbrugerprisindekset (»CPI«) er et passende mål for inflationen. Som nævnt i betragtning 150, litra b), i åbningsafgørelsen udtrykte CPN/CNV bekymring for, at den faktiske inflation i omkostningerne til opførelse af atomkraftværker (baseret på ABEX-indekset) kan være højere end CPI-inflationen. Belgien gør gældende, at ECB's inflationsmål på 2 % er den korrekte indikator for inflation ved beregningen af affaldsloftet af følgende årsager:

(194)

Af ovennævnte grunde mener Belgien, at diskonteringsfaktoren på 3 % er en passende og konservativ sats for diskontering af langfristede forpligtelser.

(195)

Som forklaret i betragtning 153 i åbningsafgørelsen anførte Belgien, at der til grundbeløbet på 9 815 mio. EUR er blevet tilføjet en betydelig yderligere risikopræmie på 5 185 mio. EUR for at dække den resterende usikkerhed. Som anført i betragtning 154 i åbningsafgørelsen er risikopræmien baseret på et teknisk notat fra ONDRAF/NIRAS (104), som indeholder en analyse af de usikkerheder og risici, der er forbundet med overførslen af det finansielle ansvar for håndteringen af radioaktivt affald og brugt brændsel fra de syv belgiske atomkraftværker til den belgiske stat (se fodnote 80 i åbningsafgørelsen). Som anført i betragtning 156 i åbningsafgørelsen gør Belgien gældende, at risikopræmien på 52,83 % er passende og højere end den risikopræmie på 35,47 %, der blev anvendt i den tyske sag (SA.45296 (se fodnote 101)).

(196)

Ud over præciseringerne vedrørende risikopræmien i betragtning 154 i åbningsafgørelsen har Belgien under den formelle undersøgelse præciseret nærmere, hvordan risikopræmien blev beregnet på grundlag af ONDRAF/NIRAS' tekniske notat. Tabel 15 viser de detaljerede præciseringer og sammensætningen af risikopræmien, som førte til beløb på henholdsvis 5 033 mio. EUR og 5 133 mio. EUR som nedre og øvre grænse. Som led i forhandlingerne om aftalen om affaldsloftet er risikopræmien blevet fastsat til et lidt højere beløb på 5 185 mio. EUR for at nå frem til en engangsbetaling på 15 mia. EUR (se Tabel 13).

Tabel 15

Detaljeret sammensætning og beregning af risikopræmien

(197)

Belgien gør gældende, at udtalelsen fra ONDRAF/NIRAS i det tekniske notat indeholder et katalog over risici i forbindelse med overførslen af nukleare forpligtelser til den belgiske stat, som med bistand fra ONDRAF/NIRAS' eksperter blev føjet til sagsakterne fra 2022 for at vurdere den minimumsrisikopræmie, der kræves for at dække alle kendte risici. Belgien gør derfor gældende, at risikopræmien i aftalen om affaldsloftet har til formål at dække alle de meget usandsynlige risici, der er angivet i notatet fra ONDRAF/NIRAS, og yderligere risici, der blev afdækket under forhandlingerne, og som var afledt af interaktioner med Electrabel og eksperternes udtalelser. Endelig minder Belgien om, at eksperter fra ONDRAF/NIRAS var involveret i forhandlingerne om aftalen om affaldsloftet for at bistå den belgiske regering med hensyn til, hvordan der skal tages hensyn til deres anbefalinger i deres tekniske notat fra marts 2023.

(198)

Som nævnt i betragtning 163 i åbningsafgørelsen er den nukleare operatør i modsætning til de overførte forpligtelser vedrørende nukleart affald og brugt brændsel fortsat eneansvarlig for dekommissioneringen og demonteringen af alle atomkraftværker (hvorved de bidragende virksomheder bidrager finansielt til dekommissionerings- og demonteringsomkostningerne). Dekommissionerings- og demonteringsforpligtelserne er således »ubegrænsede«.

(199)

Som led i transaktionen påtog den belgiske stat sig imidlertid det finansielle ansvar for de »yderligere dekommissioneringsforpligtelser som følge af LTO-projektet« eller »negative synergier ved dekommissionering«. De to vigtigste kategorier, der tages i betragtning, er stigningerne i omkostningerne efter driftsfasen (drifts- og projektomkostninger) og i dekommissionerings- og demonteringsomkostninger, der skyldes LTO-projektet (drifts-, projekt- og investeringsomkostninger). Eksempler på, hvad disse negative synergier ved dekommissionering konkret består af, findes i fodnote 85 og 86 i åbningsafgørelsen. Det endelige beløb for »negative synergier ved dekommissionering« er resultatet af evalueringen af virkningen af LTO-projektet og dækker ikke driftsomkostninger i forbindelse med den daglige ledelse eller sædvanlige aktiviteter. Det endelige beløb for »negative synergier ved dekommissionering« er resultatet af evalueringen af LTO-projektets indvirkning på forskellige omkostningsunderkategorier, da skiftet i form af dekommissioneringen af to reaktorer påvirker planlægningen, tilrettelæggelsen, timingen og behovet for visse investeringer på et givet tidspunkt (105). Hverken BE-NUC eller den belgiske stat bærer noget andet ansvar for dekommissioneringsforpligtelser.

(200)

Som forklaret i betragtning 168 i åbningsafgørelsen fik CPN/CNV til opgave at træffe afgørelsen, da der var uenighed mellem Electrabel og den belgiske stat om omfanget af negative synergier ved dekommissionering, og det endelige beløb var endnu ikke kendt på tidspunktet for åbningsafgørelsen. Den 24. juni 2024 godkendte CPN/CNV beløbet på [100-500] mio. EUR (i nominelle værdier), og den 16. oktober 2024 meddelte CPN/CNV Belgien og Engie, at det endelige beløb, der skulle betales, beløb sig til [100-500] mio. EUR ved udgangen af 2024 (106). Beløbet for negative synergier ved dekommissionering, som den belgiske regering skal betale, er et fast engangsbeløb, som ikke kan forhøjes, hvis de yderligere omkostninger er højere end forventet. Hvis LTO-projektet imidlertid ikke gennemføres som forventet, vil den belgiske stat få refunderet udgifterne.

(201)

Belgien anfører, at affaldshandlen også omfatter en omfattende sikkerhedspakke for at sikre, at en økonomisk levedygtig nuklear operatør bærer »ubegrænsede nukleare forpligtelser«:

(202)

Belgien anfører, at affaldshandlen kan vurderes særskilt fra foranstaltningens øvrige dele.

(203)

For det første gør Belgien gældende, at affaldshandlen ikke kun vedrører LTO-enhederne, men alle syv atomreaktorer i Belgien. De nukleare hensættelser, som de begrænsede beløb er baseret på, tager hensyn til alle nukleare hensættelser, der skal foretages indtil de oprindelige lovbestemte slutdatoer for de syv atomreaktorer (se Tabel 1).

(204)

For det andet vil omkostningerne i forbindelse med driftsaffald og brugt brændsel, der produceres af LTO-enhederne i LTO-perioden, som nævnt i betragtning 170 i åbningsafgørelsen blive betalt af medejerne af LTO-enhederne (BE-NUC og Luminus), hvilket omfatter omkostningerne til at bringe driftsaffaldet i overensstemmelse med de kontraktlige overførselskriterier og et mængdejusteringsgebyr for disse yderligere mængder. Electrabel og de bidragende selskaber vil fastsætte bestemmelser for radioaktivt driftsaffald i overensstemmelse med de gældende regnskabsregler. Disse ekstraomkostninger afspejles i den aftalte finansielle model, som de finansielle støtteforanstaltninger under komponent 1 i LTO-projektet er baseret på, og der tages derfor hensyn til dem i forbindelse med kalibreringen af delforanstaltningerne under komponent 1.

(205)

For det tredje er den nukleare operatør fortsat ansvarlig for dekommissioneringen og demonteringen af alle syv atomreaktorer i Belgien. Disse omkostninger afspejles hverken i affaldshandlen eller i den aftalte finansielle model. Der er én undtagelse vedrørende stigningen i dekommissioneringsforpligtelserne (for LTO-enheder og ikke-LTO-enheder) som følge af LTO-projektet, for hvilket et fast engangsbeløb blev fastsat og godkendt af CPN/CNV, og som vil blive udbetalt som en engangsbetaling af de belgiske myndigheder. Beløbet for disse negative synergier er taget i betragtning i den aftalte finansielle model.

(206)

Som anført i afsnit 3.5 i åbningsafgørelsen indeholder aftalen mellem den belgiske stat og Engie også bestemmelser om retlig beskyttelse, der definerer risikodelingen i tilfælde af visse fremtidige lovændringer. Phoenix-lovens kapitel 4 udgør retsgrundlaget for at beskytte Engie mod visse lovændringer. Forholdet mellem parterne vedrørende skadesløsholdelse i tilfælde af de pågældende lovændringer vil dog udelukkende være underlagt bestemmelserne i gennemførelsesaftalen.

(207)

Disse bestemmelser, der er indgået med Engie og Electrabel, fastsætter, at hvis den belgiske forbundsregering eller det belgiske forbundsparlament vedtager nye bestemmelser, der specifikt vedrører nukleare operatører i Belgien eller Electrabels nukleare aktiviteter, og som har en negativ indvirkning på transaktionens væsentlige vilkår, vil den belgiske stat holde Engie (eller et af de berørte selskaber i Engie-koncernen) skadesløs for de direkte tab, det faktisk pådrager sig som følge heraf. Dette omfatter også de betalinger, Engie skal foretage til Luminus i forbindelse med denne erstatning. I overensstemmelse med belgisk lovgivning skal fordringshaveren dokumentere sin fordring, og erstatningens størrelse fastsættes af en domstol eller ved en voldgiftsprocedure. Belgiske domstole er kompetente, men der er en gensidig mulighed for UNCITRAL-voldgift.

(208)

Denne bestemmelse finder ikke anvendelse, hvis lovændringen følger af gennemførelsen af europæisk eller international ret, medmindre den belgiske forbundsregering eller det belgiske forbundsparlament har tilskyndet eller aktivt fremmet eksistensen og indholdet af en sådan lovgivning på et andet niveau (internationalt, overnationalt, europæisk regionalt, kommunalt osv.) eller har tilskyndet eller aktivt fremmet en retsafgørelse.

(209)

Som anført i betragtning 180 i åbningsafgørelsen anfører Belgien, at Kommissionens afgørelsespraksis tyder på, at beskyttelse mod lovændringer kan udgøre statsstøtte. Belgien har i denne forbindelse henvist til Kommissionens afgørelse om forlængelse af levetiden for tre andre atomreaktorer i Belgien, hvori Kommissionen undersøgte klausulerne om skadesløsholdelse i de aftaler, der var indgået mellem den belgiske stat og ejerne af atomkraftværker. Belgien konkluderer derfor, at aftalen om retlig beskyttelse mellem den belgiske stat og Engie kan indebære, at Engie indrømmes en selektiv økonomisk fordel.

(210)

Belgien anfører, at forlængelsen af levetiden for de to atomreaktorer kræver en særlig støttepakke på grund af den særlige økonomiske situation og atomenergiens særlige risikoprofil.

(211)

Som bemærket i betragtning 22 i åbningsafgørelsen traf Electrabel ingen bestemmelser om LTO, da alle de belgiske nukleare aktiver frem til marts 2022 efter planen skulle lukkes senest i 2025 efter lov om nuklear udfasning. Efter beslutningen om forlængelse af levetiden for Doel 4 og Tihange 3 var der et presserende behov for at renovere LTO-enhederne. I betragtning af den stramme tidsplan og de øgede omkostninger til brændsel og andre nødvendige dele i de seneste år er usikkerheden med hensyn til investeringsomkostningerne ved LTO-projektet betydelig.

(212)

De belgiske myndigheder undersøgte alternative støttemekanismer såsom den nukleare teknologi i den belgiske kapacitetsmekanisme, en fast feed-in-præmie, en envejsdifferencekontrakt eller en RAB-model.

(213)

Ifølge de belgiske myndigheder blev disse alternativer i betragtning af de markedssvigt, der er nævnt i afsnit 3.1, anset for mindre egnede til at støtte LTO-projektet af følgende årsager:

(214)

Belgien anfører, at tovejsdifferencekontrakten i kombination med de andre delforanstaltninger i støttepakken yder den nødvendige støtte til lavere omkostninger for forbrugerne sammenlignet med alternative aflønningsstøttemekanismer.

(215)

Som anført i betragtning 181 i åbningsafgørelsen er de endelige modtagere af den anmeldte foranstaltning i) Engie som moderselskab for Electrabel, som er den eneste operatør og medejer af LTO-enhederne (89,807 %) og som direkte part i den gennemførelsesaftale, der er indgået med den belgiske regering, og ii) EDF S.A. (»EDF«), som det endelige moderselskab for Luminus, som er medejer af LTO-enhederne (10,193 %) og en del af de bidragende selskaber og som moderselskab for EDF Belgium som en del af de bidragende selskaber. Kommissionen har ikke fundet nogen grunde til at ændre sin vurdering af de vigtigste støttemodtagere under den formelle undersøgelsesprocedure.

(216)

Kommissionen er imidlertid enig med Belgien med hensyn til, hvem støttemodtagerne under foranstaltningens komponent 1 er. Belgien fremførte navnlig i sine bemærkninger til åbningsafgørelsen, at BE-NUC (joint venture-selskabet mellem den belgiske stat og Electrabel) og Luminus snarere end Electrabel og Luminus er de direkte modtagere af differencekontrakten, SDC-lånene, MOCP og driftskapitalfaciliteten. Electrabel kan som aktionær i BE-NUC og nuværende medejer af LTO-enhederne ikke desto mindre betragtes som en vigtig modtager af disse delforanstaltninger under komponent 1. Med hensyn til de øvrige delforanstaltninger under komponent 1, som yder støtte til drift og vedligeholdelse af LTO-enhederne, er Electrabel en direkte støttemodtager som nuklear operatør og aktionær i BE-NUC sammen med den belgiske stat, mens Luminus er en indirekte støttemodtager som medejer af LTO-enhederne. I henhold til punkt 115 og 116 i Kommissionens meddelelse om begrebet statsstøtte kan der også gives en fordel til andre virksomheder end dem, hvortil statsmidler overføres direkte (indirekte fordel). Luminus drager fordel af kombinationen af delforanstaltninger under komponent 1 i form af reduktionen af de operationelle risici og insolvensrisici, de indebærer for LTO-projektet, uden selv at være direkte involveret i disse delforanstaltninger. Luminus kan derfor anses for at opnå en indirekte fordel ved disse delforanstaltninger. Denne indirekte fordel gælder ikke for aftalen om energiforvaltningstjenester, da Luminus ejer sin andel af den elektricitet, der produceres af LTO-enhederne, og vil forvalte salget af elektriciteten uafhængigt, eller for den administrationsaftale, der skal indgås mellem Electrabel og BE-NUC.

(217)

Med hensyn til komponent 2 i den anmeldte foranstaltning er overførslen af forpligtelser vedrørende nukleart affald og brugt brændsel og aftalen om dekommissioneringsforpligtelser til fordel for den nukleare operatør, Electrabel, samt Luminus og EDF Belgium i deres rolle som bidragende virksomheder, som sammen med den nukleare operatør er økonomisk ansvarlige for forpligtelserne vedrørende nukleart affald og dekommissioneringsforpligtelserne.

(218)

Med hensyn til komponent 3 i den anmeldte foranstaltning betyder den retlige beskyttelse, at ensidige foranstaltninger, der vedtages af den belgiske stat, og som specifikt berører eller finder anvendelse på operatørerne af nukleare anlæg i Belgien, og som ændrer de væsentlige vilkår for transaktionen negativt, vil give ret til erstatning. De direkte støttemodtagere er derfor Engie som moderselskab for Electrabel, der driver (og er medejer) af atomreaktorerne i Belgien, og BE-NUC. På samme måde som for nogle af delforanstaltningerne under komponent 1 gives der en indirekte fordel til Luminus, som også vil blive skadesløsholdt i tilfælde af retlige ændringer, der påvirker LTO-projektet, selv om Luminus ikke er direkte involveret i de retlige beskyttelsesforanstaltninger under komponent 3 (se afsnit 3.3.3). Luminus er derfor en indirekte støttemodtager under foranstaltningens komponent 3.

(219)

Som forklaret i afsnit 3.7 i åbningsafgørelsen kræver LTO-projektet en række lovgivningsmæssige ændringer, der er sammenfattet i dette afsnit.

(220)

Den gradvise udfasning af elproduktion ved hjælp af atomkraft har været i gang i Belgien siden 2003 i medfør af lov om nuklear udfasning, som allerede er blevet ændret tre gange for at gøre det muligt at forlænge levetiden for Tihange 1, Doel 1 og Doel 2.

(221)

Den tiårige levetidsforlængelse for Doel 4 og Tihange 3 kræver endnu en ændring af lov om nuklear udfasning. Ændringerne er gennemført ved »lov om ændring af loven om nuklear udfasning«, der blev godkendt af parlamentet på plenarmødet den 18. april 2024, undertegnet af kongen den 26. april 2024 og offentliggjort i Belgiens statstidende den 5. juni 2024.

(222)

I overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2011/92/EU (107), Rådets direktiv 92/43/EØF (108) og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/147/EF (109) gør Belgien gældende, at en miljøkonsekvensvurdering med grænseoverskridende høringer (110) er påkrævet og blevet udført.

(223)

De forskellige elementer i LTO-projektet gennemføres ved hjælp af en særskilt »lov om sikring af forsyningssikkerheden i energisektoren og reform af atomenergisektoren«, også kaldet »Phoenix-loven«. En detaljeret beskrivelse af de forskellige kapitler i Phoenix-loven findes i betragtning 191 i åbningsafgørelsen. Phoenix-loven blev godkendt af parlamentet på plenarmødet den 18. april 2024 og stadfæstet af kongen den 26. april 2024. Den blev kundgjort i Belgiens statstidende den 5. juni 2024.

(224)

Som anført i betragtning 193 i åbningsafgørelsen oprettede den belgiske stat to nye offentlige enheder, der skal påtage sig visse ansvarsområder i forbindelse med LTO-projektet:

(225)

BE-WATT-loven og Hedera-loven blev godkendt af parlamentet på plenarmødet den 18. april 2024 og undertegnet af kongen den 26. april 2024. De blev offentliggjort i Belgiens statstidende den 5. juni 2024.

(226)

For det første regulerer godkendelserne i henhold det kongelige dekret godkendelsen af anlæg, der konditionerer nukleart affald. Dette kongelige dekret er blevet ændret for at tillade godkendelse af konditioneringsanlæg, der konditionerer nukleart affald i overensstemmelse med de kontraktlige overførselskriterier. Der vil blive indført en særskilt kategori for godkendelser til konditioneringsanlæg, der er i overensstemmelse med kontraktlige overførselskriterier. Den blev vedtaget den 11. juli 2024 og offentliggjort i Belgiens statstidende den 15. juli 2024.

(227)

For det andet fastsætter det kongelige dekret om kontraktlige overførselskriterier kriterierne for kontraktlig overførsel og kategoriseringen af affaldspakken samt den måde, hvorpå de anvender mængdekreditten. Den blev vedtaget den 11. juli 2024 og offentliggjort i Belgiens statstidende den 15. juli 2024.

(228)

Belgien vil finansiere det samlede finansieringsbehov for LTO-projektet via det almindelige statsbudget, herunder de potentielle tilbagebetalinger fra tovejsdifferencekontrakten.

(229)

Som anført i betragtning 200 i åbningsafgørelsen anslår Belgien, at kapitaludgifterne ved LTO-projektet beløber sig til [2-2,5] mia. EUR, og at de samlede driftsomkostninger i løbet af levetiden er på [7 000-8 000] mio. EUR.

(230)

Nettovirkningen på den belgiske stats budget er dobbelt: for det første gennem kapitaltilførslen på 24,7 mio. EUR til joint venture-selskabet og for det andet gennem nettoomkostningerne ved de foranstaltninger, som modparten i aflønningsaftalen skal betale. Belgien anfører, at de forventede budgetudgifter ikke kun afhænger af omkostningsfremskrivninger, men også af fremskrivninger af energimarkedspriser/-indtægter, fordi LTO-projektet vil blive finansieret af en kombination af markedsindtægter, differencebetalinger i henhold til differencekontrakten, minimumsbeløb for OPEX- og kapitalbetalinger samt SDC-lån.

(231)

Ifølge basisscenariet i den aftalte finansielle model vil modparten i aflønningsaftalen i projektets løbetid modtage et samlet nominelt nettobeløb på [0-500] mio. EUR.

(232)

Hvis elpriserne imidlertid udvikler sig ifølge en lavere fremskrivning, vil omkostningerne ved foranstaltningen for den belgiske regering stige med [4 000-4 500] mio. EUR som følge af højere differencebetalinger. I tilfælde af en uventet hændelse, hvor begge atomkraftværker ikke ville være til rådighed, ville modparten i aflønningsaftalen også skulle yde yderligere støtte på [500-1 000] mio. EUR pr. år, hvor de ikke var til rådighed. I et negativt scenario med lave elpriser og en 12-måneders utilgængelighedshændelse ville modparten i aflønningsaftalen skulle stille et samlet (nominelt) nettobeløb på [4 000-4 500] mio. EUR til rådighed i projektets levetid, hvilket vil sige, at budgettet for foranstaltningen ville ligge tæt på [40-50] % af de samlede kapital- og driftsomkostninger.

(233)

Belgien bekræfter, at foranstaltningen ikke kan kumuleres med anden støtte, der er modtaget til dækning af de samme omkostninger, som skal afholdes i forbindelse med LTO-projektet. Belgien anfører, at ingen andre midler end statsbudgettet forventes at blive anvendt til finansieringen af LTO-projektet, og bekræfter, at ingen EU-midler vil blive anvendt.

(234)

Kommissionen traf afgørelsen om åbning af proceduren den 22. juli 2024. Kommissionen nåede frem til den foreløbige konklusion, at foranstaltningen udgør statsstøtte, og rejste tvivl om dens forenelighed med det indre marked i henhold til artikel 107, stk. 3, litra c), i TEUF. I åbningsafgørelsen rejste Kommissionen tvivl om støttens nødvendighed, egnethed og proportionalitet, om dens overensstemmelse med EU-retten og om potentielle unødige konkurrence- og handelsforvridninger.

(235)

For det første rejste Kommissionen med hensyn til støttens nødvendighed tvivl om de finansielle støtteforanstaltninger under komponent 1. Selv om Kommissionen erkender, at der kan være behov for, at den nukleare operatør og ejerne af atomreaktorerne har en stabil indtægtskilde i betragtning af usikkerheden i forbindelse med den fremtidige elmarkedspris, satte Kommissionen spørgsmålstegn ved, om de yderligere finansielle støtteforanstaltninger ud over tovejsdifferencekontrakten er nødvendige. Kommissionen nærede navnlig tvivl med hensyn til oprettelsen af et joint venture, som den belgiske regering vil være aktionær i, minimumsbeløbet for OPEX- og kapitalbetalingen samt SDC-lånene.

(236)

For det andet rejste Kommissionen med hensyn til støttens egnethed igen tvivl om de finansielle støtteforanstaltninger under komponent 1. Kommissionen ønskede yderligere at undersøge udformningen af den tovejsdifferencekontrakt, som Belgien havde foreslået, da den syntes at mangle passende incitamenter til at reagere på markedsforholdene og planlægge vedligeholdelsen på den mest effektive måde (herunder anvendelsen af day-ahead-markedsprisen, der anvendes som referencemarkedspris i differencekontrakten). Desuden satte Kommissionen spørgsmålstegn ved, om kombinationen af aflønningsforanstaltninger ikke fritager støttemodtagerne for en for stor andel af markeds- og driftsrisiciene.

(237)

For det tredje rejste Kommissionen med hensyn til støttens proportionalitet tvivl om proportionaliteten af flere af de finansielle aflønningsforanstaltninger (herunder SDC-lånene og MOCP). Disse foranstaltninger kombineres med en differencekontrakt, og de forventes i sagens natur at nå målet for afkast på 7 %, hvilket kun kan vurderes i forhold til selve foranstaltningerne og den risikoreduktion, de indebærer. Kommissionen fandt derfor, at den på tidspunktet for åbningsafgørelsen ikke kunne vurdere proportionaliteten af dette mål for afkast i abstrakt forstand og konkluderede, at proportionalitetsvurderingen først kan følge efter vurderingen af foranstaltningernes egnethed. Desuden var Kommissionen i tvivl om fastsættelsen af det faste beløb på 15 mia. EUR for overførslen af forpligtelserne vedrørende nukleart affald og brugt brændsel (navnlig den anvendte diskonteringssats og risikopræmiens størrelse) samt størrelsen af de yderligere dekommissioneringsforpligtelser som følge af LTO-projektet (som endnu ikke var kendt på tidspunktet for åbningsafgørelsen).

(238)

Endelig satte Kommissionen spørgsmålstegn ved, om en uhensigtsmæssig udformning af differencekontrakten og kumulering af alle finansielle støtteforanstaltninger ikke kunne føre til urimelige markedsfordrejninger. Desuden havde Kommissionen brug for yderligere sikkerhed med hensyn til identiteten og uafhængigheden af den enhed, der sælger LTO-enhedernes produktion på markedet under aftalen om energiforvaltningstjenester.

(239)

Belgien fremsendte sit svar på åbningsafgørelsen den 22. august 2024. Belgien fremlagde yderligere uafhængige analyser udarbejdet af Compass Lexecon om differencekontraktens udformning, SDC-lånene og MOCP (leveret den 22. august) samt om affaldsloftet (leveret den 30. august 2024) som reaktion på Kommissionens tvivl i åbningsafgørelsen om nødvendigheden, egnetheden og proportionaliteten af pakken af finansielle støtteforanstaltninger (støtteforanstaltningens komponent 1), om affaldshandlens proportionalitet (støtteforanstaltningens komponent 2), om differencekontraktens udformnings overensstemmelse med EU-retten og om potentielle unødige konkurrence- og handelsforvridninger.

(240)

I Belgiens svar på åbningsafgørelsen drøftes den oprindelige foranstaltning (LTO-projektet) som beskrevet i åbningsafgørelsen. Den nuværende foranstaltning omfatter ændringer (indført for at afhjælpe den tvivl, som Kommissionen rejste i sin åbningsafgørelse) i forhold til den oprindelige foranstaltning og er nærmere beskrevet i afsnit 3 i denne afgørelse.

(241)

De argumenter, som Belgien har fremført, er beskrevet nærmere nedenfor.

(242)

Belgien var enig med Kommissionen i, at fremme af markedskonforme incitamenter og minimering af potentielle unødige forvridninger er afgørende i udformningen af støttemekanismer.

(243)

Ifølge Belgien, hvilket understøttes af en uafhængig supplerende økonomisk analyse udarbejdet af Compass Lexecon (111), ligger de tekniske, lovgivningsmæssige og økonomiske begrænsninger for LTO-enhederne (se også afsnit 2.1) til grund for gennemførligheden og egnetheden af differencekontraktens udformning. Belgien gjorde navnlig gældende, at økonomiske incitamenter for den nukleare operatør til at reagere på markedsforhold i situationer, hvor evnen til at reagere er begrænset, kan fordele risici på en mindre optimal måde og øge usikkerheden om fremtidige indtægter uden nogen mulighed for at afbøde det. Derfor kan højere risici for støttemodtageren, som ikke kan afhjælpes gennem driftsafgifter, give sig udslag i en forringet risiko-/afkastprofil for ordningens investeringsmæssige og økonomiske ubalance (f.eks. krav om et højere mål for internt afkast). Den deraf følgende forventede indvirkning på støtteomkostningerne skal derfor afbalanceres med omkostningerne for modparten i aflønningsaftalen ved direkte at påtage sig denne risiko.

(244)

Belgien gør endvidere gældende, at den kommercielle drift af LTO-enhederne og de tilsvarende budbeslutninger er det økonomiske benchmark for en udformning af differencekontrakten, der opretholder en markedskonform adfærd.

(245)

I den foreliggende sag minder Belgien om, at forskellige tekniske og driftsmæssige begrænsninger i høj grad begrænser mulighederne for at ændre vedligeholdelsesplanen og modulere og dermed potentialet for værdiskabelse i forbindelse med øgede økonomiske incitamenter:

(246)

Belgien har bemærket, at i betragtning af LTO-enhedernes drifts- og sikkerhedsmæssige begrænsninger vil visse alternative udformninger af differencekontrakten, der er beskrevet nedenfor, ikke fordele risici og tilskynde til markedskonform adfærd på en mere effektiv måde end den foreslåede udformning. Belgien har navnlig anført, at anvendelsen af langsigtede referencepriser og referencemængder i nogle tilfælde kan fremme effektive lastfordelings-/driftsbeslutninger, da det afkobler differencekontraktens betalinger fra den fastsatte markedspris. Dette er dog muligvis ikke hensigtsmæssigt i den foreliggende sag i betragtning af LTO-enhedernes driftsmæssige begrænsninger og det unikke tilgængelighedsmønster i perioden med LTO-arbejdet, som forklaret nedenfor:

(247)

Ifølge Belgien havde den valgte udformning af differencekontrakten i kombination med dets særlige ordninger (MPRA og moduleringsordningen) til formål at afbalancere markedsrisikoeksponeringen med driftsmæssige incitamenter til støtte for både investeringer og markedseffektivitet på kort sigt. Det tilskynder til rettidige reaktioner på markedssignaler uden at forårsage unødvendig kompleksitet og er i overensstemmelse med de tekniske og lovgivningsmæssige begrænsninger for LTO-enhederne. Belgien henviste i denne forbindelse til:

(248)

Af ovennævnte grunde konkluderede Belgien, at Kommissionens betænkeligheder med hensyn til egnetheden af differencekontraktens udformning i åbningsafgørelsen var ubegrundede.

(249)

Under den formelle undersøgelse besluttede Belgien imidlertid at ændre differencekontraktens udformning og MPRA-mekanismen med henblik på at styrke markedskonforme incitamenter og tage højde for markedsudviklingen.

(250)

Electrabel og den belgiske stat påtænker at oprette et 50/50-joint venture, som vil besidde de relevante aktiver, der gør det muligt at fortsætte driften af LTO-enhederne.

(251)

Belgien anførte, at denne tilgang gør det muligt for den belgiske stat at kontrollere projektselskabet i fællesskab, da de to aktionærer indtræder i joint venture-selskabet på lige vilkår og som aktionærer med samme risikoniveau (svarende til almindelig aktionærrisiko og -finansiering) og afkast (navnlig udbytte). Det gør det også muligt for den belgiske stat at bevare en vis grad af ejerskab over kritisk infrastruktur.

(252)

Belgien forklarede, at hvis BE-NUC's indtægter ikke er tilstrækkelige til at dække de omkostninger, der er nødvendige for driften af LTO-enhederne (drifts- og vedligeholdelsesaftalens omkostninger og andre kapitaludgifter forbundet med drift, brændsel og vedligeholdelse), er den belgiske stat som modpart i aflønningsaftalen forpligtet til at foretage en ekstra betaling til BE-NUC (og Luminus). BE-NUC skal i den forbindelse forelægge en årlig afstemningsrapport. Dette minimumsbeløb for OPEX-betalinger skal sikre tilstrækkelige likvide midler til at dække disse omkostninger for at sikre BE-NUC's langsigtede rentabilitet og solvens. Desuden vil modparten i aflønningsaftalen yde en kapitalbetaling, som består af en omkostningsbeskyttelse på 50 % af den investerede kapital i forhold til de amortiserede kapitalomkostninger ved forlængelsen af LTO-enhedernes levetid. Minimumsbeløbet for OPEX- og kapitalbetalinger kaldes MOCP og gælder fra LTO-genstartsdatoen og fremefter.

(253)

Belgien forklarede, at det også vil stille trækningsfaciliteter til rådighed for både BE-NUC og Luminus med virkning fra den 1. juli 2025 med henblik på at finansiere drifts- og vedligeholdelsesomkostningerne i visse nedlukningsperioder i henhold til aflønningsaftalens punkt 3.2(A) (»Indhentning af SDC-lån«). Den belgiske stat vil specifikt yde SDC-lån til en begrænset rentesats, som skal tilbagebetales i henhold til en bestemt tilbagebetalingsplan, i stedet for yderligere kapital til BE-NUC og Luminus til finansiering i to trancher:

(254)

Belgien forklarede, at MOCP tager højde for risici med stor indvirkning, der resulterer i tab i driftsfasen. Sammen med SDC-lånene i fasen før genstart er disse foranstaltninger afgørende for at sikre, at projektet genererer tilstrækkelige pengestrømme til at betale den nukleare operatør og opretholde den langsigtede driftsmæssige levedygtighed. Belgien gør gældende, at atomkraftværket uden disse foranstaltninger kan gå konkurs i tilfælde af langvarige afbrydelser eller lovgivningsmæssige (politiske) ændringer, der forårsager utilgængelighed.

(255)

For yderligere at underbygge disse påstande fremsatte Belgien følgende bemærkninger understøttet af en uafhængig analyse udarbejdet af Compass Lexecon (112):

(256)

Belgien konkluderede derfor, at MOCP og SDC-lånene er egnede og forholdsmæssige:

(257)

Efter den formelle undersøgelsesprocedure besluttede Belgien at indføre et loft over de potentielle MOCP-betalinger på højst 2 mia. EUR ved at udøve sin opsigelsesret i henhold til aflønningsaftalen, medmindre en analyse foretaget af den belgiske stat viser, at en sådan opsigelse kan påvirke Belgiens forsyningssikkerhed negativt, og/eller at en opsigelse ikke ville være hensigtsmæssig ud fra et finansielt perspektiv. Se flere oplysninger i afsnit 3.3.1.3.3.

(258)

Ifølge Belgien indvilger den belgiske stat og Electrabel som aktionærer i at finansiere deres forholdsmæssige andel af BE-NUC's finansieringsbehov eller uventede finansieringsbehov (i det omfang disse vedrører omkostninger og udgifter, der ikke finansieres af andre mekanismer såsom BE-NUC-indtægter, differencebetalinger til BE-NUC under aflønningsaftalen, SDC-lånet osv., der sikrer, at omkostningerne ikke dækkes to gange).

(259)

Belgien har forklaret, at Electrabel og den belgiske stat indgik individuelle og identiske aftaler om aktionærlånene med BE-NUC. Rentesatserne er ikke fastlagt, men i aftalerne om aktionærlån er det fastsat, at renten for hvert aktionærlån er en armslængdesats, der fastsættes af BE-NUC's bestyrelse i overensstemmelse med aktionæraftalen med henvisning til de gældende markedsrenter og eventuel sammenlignelig tredjepartsgældsfinansiering, som måtte være til rådighed på det relevante tidspunkt. Tilbagebetalingsbetingelserne og rentesatserne er identiske.

(260)

Belgien har forklaret, at driftskapitalfaciliteten tjener til at finansiere behovet for driftskapital i forbindelse med driften af LTO-enhederne. BE-NUC vil kunne trække på faciliteten, hvis forskellen mellem virksomhedens indgående og udgående pengestrømme er mindre end de anslåede driftsudgifter for den kommende udgiftsperiode, der er fastsat i aflønningsaftalen. Driftskapitalfacilitetens størrelse skal mindst svare til de gennemsnitlige samlede anslåede driftsudgifter i en periode på tre måneder. Belgien præciserede, at driftskapitalfaciliteten faktisk fungerer ved at dække perioden frem til den årlige MOCP og er en revolverende kreditfacilitet, der vil blive tilbagebetalt årligt, hvis den udnyttes, af den MOCP, som den belgiske stat har stillet til rådighed.

(261)

Belgien præciserede, at Electrabel vil foreslå en metode til Electrabels aktionærlån, der er beskrevet i et termsheet, og som skal meddeles BE-NUC's bestyrelse og derefter kopieres for det belgiske statslån samt for driftskapitalfaciliteten. Tilbagebetalingsbetingelserne og rentesatserne er identiske. Belgien anførte, at metoden stadig var under drøftelse og ville blive meddelt på et senere tidspunkt.

(262)

Med hensyn til indkøb af energiforvaltningstjenester under aftalen om energiforvaltningstjenester fremførte Belgien, at disse tjenester indkøbes gennem en konkurrencepræget, gennemsigtig, ikkediskriminerende og ubetinget udbudsprocedure. Navnlig vil aftalen om energiforvaltningstjenester blive tildelt gennem et udbud med forhandling med forudgående offentliggørelse (artikel 120 i den belgiske lov om offentlige udbud af 17. juni 2016), som er en standardprocedure i forsyningssektoren. Belgien konkluderer derfor, at aftalen om energiforvaltningstjenester ikke giver energiforvalteren (energiforvaltningspartneren) en fordel, og at energiforvaltningspartneren ikke modtager statsstøtte.

(263)

Belgien anførte, at selv om anvendelsen af udbudsdirektiverne allerede giver en række garantier i betragtning af betydningen af de udbudte tjenesteydelser og følsomheden ud fra et konkurrencemæssigt synspunkt, er der indført yderligere bestemmelser og garantier for at sikre, at der vil være tilstrækkelig konkurrence i udbuddet.

(264)

Belgien har mere specifikt forklaret, at der forud for udarbejdelsen af udbudsdokumenterne blev iværksat en anmodning om oplysninger om aftalen om energiforvaltningstjenester for at indhente synspunkter fra markedet, herunder en lang række emner vedrørende aftalen om energiforvaltningstjenesters indhold. Desuden pålægger udbuddet specifikke udvælgelseskriterier, der sikrer, at de kvalificerede/udvalgte deltagere er egnede til formålet i betragtning af betydningen og følsomheden af den udbudte tjenesteydelse. Yderligere oplysninger om udbudsproceduren og udvælgelseskriterierne findes i afsnit 3.3.1.5.1.

(265)

Som anført i afsnit 3.3.1.5.2 besluttede Belgien efter den formelle undersøgelsesprocedure at give energiforvaltningspartneren beslutningsmyndigheden vedrørende økonomiske modulationer og erstatte energiforvaltningspartnerens faste vederlag med en kombination af et fast og et variabelt vederlag og dermed give stærkere incitamenter til at modulere i overensstemmelse med markedssignalerne, samtidig med at der tages hensyn til de tekniske begrænsninger (og potentielle risici for automatisk nedlukning) for LTO-enhederne.

(266)

Belgien anførte, at der er planlagt specifikke foranstaltninger vedrørende den potentielle deltagelse af GEMS, Engies handelsenhed (en forretningsenhed i Engie-koncernen, der er ledelsesmæssigt uafhængig af forretningsenheden Nuclear), i udbudsproceduren.

(267)

Belgien præciserede endvidere, at der er og vil blive truffet og gennemført tilstrækkelige foranstaltninger til effektivt at afdække og forebygge potentielle interessekonflikter. Foranstaltningerne kan kort beskrives således:

(268)

Belgien præciserede også, at GEMS i sidste ende vil udføre tjenesterne ifølge aftalen om energiforvaltningstjenester midlertidigt for at sikre kontinuitet, hvis der ikke indgås en aftale om aftalen om energiforvaltningstjenester i tide. Belgien gjorde gældende, at denne ordning er nødvendig og tilstrækkelig til at sikre kontinuiteten i den offentlige tjeneste (dvs. salget af den elektricitet, der produceres af LTO-enhederne), men denne løsning er strengt tidsbegrænset og begrænset til det nødvendige minimum.

(269)

Belgien konkluderede, at udbudsproceduren vedrørende aftalen om energiforvaltningstjenester udelukker enhver potentiel statsstøtte, eftersom: i) den belgiske stat vil sikre, at BE-NUC nøje følger lovgivningen og principperne for offentlige udbud, og ii) den omfattende høringsproces inden den faktiske lancering af udbuddet giver yderligere garantier, der sikrer, at indkøbet af tjenesteydelser gennemføres gennem en konkurrencepræget, gennemsigtig, ikkediskriminerende og ubetinget udbudsprocedure.

(270)

Belgien konkluderede endvidere, at enhver risiko for markedsafskærmning og anden potentiel konkurrencebegrænsende praksis fra Engies side undgås, og at der er truffet alle foranstaltninger og beskyttelsesforanstaltninger for at sikre, at der udpeges en uafhængig energiforvaltningspartner. GEMS ville kun som et alternativ midlertidigt levere disse tjenester, som er nødvendige og tilstrækkelige til at sikre kontinuiteten i den offentlige tjeneste.

(271)

Belgien præciserede, at forpligtelserne vedrørende dekommissionering og demontering af LTO-enhederne som følge af LTO-projektet (»negative synergier«), hvis Electrabel dokumenterer det, vil blive afholdt af den belgiske stat ved hjælp af et engangsbeløb (fuldt og endeligt) på transaktionens afslutningsdato. Belgien forklarede, at gennemførelsesaftalen fastsætter, at den belgiske stat og Electrabel skal nå til enighed om beløbet inden for en fastsat frist, og hvis de ikke gør det, vil sagen blive forelagt CPN/CNV til afgørelse.

(272)

Belgien mindede om, at eftersom spørgsmålet var ved at blive behandlet af CPN/CNV på tidspunktet for åbningsafgørelsen, blev dets proportionalitet ikke vurderet deri.

(273)

Belgien forklarede, at den belgiske stat og Electrabel ikke nåede til enighed om beløbet inden for den fastsatte frist, hvorfor sagen blev forelagt CPN/CNV til afgørelse. Mere præcist forklarede Belgien følgende:

(274)

Belgien konkluderede derfor, at beløbet for overførslen af yderligere dekommissioneringsforpligtelser som følge af LTO-projektet som fastsat i CPN/CNV i vejledningen af 24. juni 2024 er forholdsmæssigt.

(275)

Desuden forelagde Belgien den 30. august 2024 en yderligere uafhængig analyse foretaget af Compass Lexecon med en økonomisk analyse af affaldsloftets udformning, herunder en analyse af diskonteringssatsen på 3 % og yderligere forklaringer på, hvordan de yderligere risici, der er afdækket af CPN/CNV, enten allerede er dækket af den risikopræmie, som den belgiske stat har beregnet, eller har begrænset sandsynlighed/virkning.

(276)

Belgien gjorde gældende, at Kommissionens betænkeligheder vedrørende diskonteringssatsen stammer fra CPN/CNV's analyse i dens vejledning af 7. marts 2023 til energiministeren (113), hvor CPN/CNV anførte, at den diskonteringssats, der bør anvendes til udgifter til brugt brændsel, gradvist skal nærme sig den langsigtede risikofrie rente (beregnet som 2,17 %), og foreslår, at der anvendes en diskonteringssats i to faser (3,17 % i de første 30 år og 2,17 % efter den første periode på 30 år).

(277)

Belgien henviste til en uafhængig analyse udarbejdet af Compass Lexecon (114), som viste, at den diskonteringssats på 3 %, som den belgiske stat har anvendt, er forholdsmæssig, baseret på: i) en økonomisk analyse af CPN/CNV's anbefalede tilgang, ii) andre relevante tilgange og iii) den tyske præcedens i sag SA.45296.

(278)

Belgien gjorde gældende, at Kommissionens betænkeligheder med hensyn til de risici, der er omhandlet i aftalen om affaldsloftet, også stammer fra CPN/CNV's udtalelse til energiministeren (se fodnote 113), hvor der bør tages hensyn til tre risici:

(279)

Compass Lexecons uafhængige analyse viste, at disse risici er blevet taget i betragtning, og at den belgiske stats tilgang er forsigtig og omfatter tilstrækkelige uforudsete udgifter til at dække disse risici.

(280)

Denne analyse er blevet suppleret med svaret på spørgsmål 5.4 i anmodningen om oplysninger af 1. oktober 2024. Belgien anførte, at Hederas portefølje i praksis bør udformes med henblik på at imødegå alle de økonomiske scenarier, der er plausible for perioden, navnlig med hensyn til inflationsniveauet. Hederas mål er at opnå et realafkast på 1 % (dvs. 1 % over inflationsniveauet). Med henblik herpå vil Hedera udvikle en strategi, der tager hensyn til risikoen for, at et sådant afkast ikke kan opnås i visse økonomiske situationer (f.eks. i tilfælde af en længere periode med høj inflation) med en portefølje, der kun består af obligationer. Hedera vil derfor fokusere på en dynamisk aktiv-passiv-styring baseret på en diversificeret portefølje, som omfatter aktiver, der gør det muligt for fonden at sikre sig mod inflation. Hedera kunne f.eks. sammensætte en portefølje baseret på (men ikke begrænset til) obligationer og gældsinstrumenter, egenkapital, fast ejendom og derivater med det langsigtede mål at opnå et realafkast på 1 %, samtidig med at volatilitetsrisikoen minimeres. Endelig skal det bemærkes, at Hedera vil begrænse sin eksponering for belgiske aktier, obligationer og fast ejendom. Dette skal sikre diversificering, og at fonden er tilstrækkeligt afkoblet fra den belgiske økonomi.

(281)

Belgien gjorde gældende, at de forskellige komponenter og delforanstaltninger i LTO-projektet var en del af Engies krav for at nå til enighed om forlængelsen af levetiden og alle var medtaget i de globale transaktionsdokumenter, der blev undertegnet den 13. december 2023. Belgien bemærkede imidlertid også, at komponenterne i LTO-projektet er forskellige på en række punkter og supplerer hinanden, hvilket begrænser eventuelle kumulative virkninger.

(282)

Belgien henviste til retspraksis, som tager følgende emner i betragtning ved vurderingen af på hinanden følgende foranstaltninger, herunder:

(283)

Belgien gjorde gældende, at genstanden for og arten af de tre komponenter i LTO-projektet i sagens natur er forskellige, og bemærkede, at Kommissionen i sin åbningsafgørelse ikke specifikt tog hensyn til forskellene eller lighederne mellem genstanden for og arten af komponent 1, 2 og 3. I den forbindelse anførte Belgien følgende:

(284)

Belgien har anført, at det overordnede formål med de tre komponenter vedrører forlængelsen af LTO-enhedernes levetid. Belgien anførte imidlertid, at det specifikke formål med hver enkelt komponent er et relevant element i vurderingen:

(285)

Belgien anførte også, at komponent 1, 2 og 3 har forskellige direkte støttemodtagere. Belgien erkendte, at identifikationen af modtagerne af hver foranstaltning er et vigtigt punkt i vurderingen af, om der er kumulative virkninger. I denne forbindelse har den belgiske stat fremsat følgende bemærkninger:

(286)

Komponent 1, 2 og 3 adskiller sig betydeligt med hensyn til genstand og art, formål og støttemodtagere, men de er indgået på samme tid og tjener det overordnede formål med levetidsforlængelsen af LTO-enhederne. Som påvist ovenfor svarer hver komponent til et specifikt formål, der gør dem komplementære i forhold til hinanden, hvilket begrænser eventuelle kumulative virkninger.

(287)

Med hensyn til en potentielt ændret risikoprofil for Electrabel takket være komponent 2 og 3 kan disse foranstaltninger rent faktisk gavne Electrabel som nuklear operatør og dermed forbedre Electrabels risikoprofil generelt. Komponent 2 og 3 ændrer ikke risikoprofilen for BE-NUC, som er den primære støttemodtager under komponent 1. Som vurderet i en uafhængig analyse foretaget af Compass Lexecon udgør BE-NUC's risikoprofil i betragtning af de specifikke risici, der påvirker projektet, og risikofordelingen mellem BEGOV og BE-NUC den relevante faktor til vurdering af proportionaliteten af komponent 1.

(288)

Engie fremsendte sine bemærkninger til åbningsafgørelsen den 9. september 2024. I sin skrivelse fremlægger Engie beviser og analyser til støtte for sit argument om, at de tvivlsspørgsmål, som Kommissionen rejste i sin åbningsafgørelse, ikke er begrundede. Engies svar på åbningsafgørelsen omhandler den oprindelige foranstaltning som beskrevet i åbningsafgørelsen. Den nuværende foranstaltning omfatter ændringer (indført for at afhjælpe den tvivl, som Kommissionen rejste i sin åbningsafgørelse) i forhold til den oprindelige foranstaltning og er nærmere beskrevet i afsnit 3 i denne afgørelse. Engies holdning er i overensstemmelse med de belgiske myndigheders holdning.

(289)

Engie gjorde gældende, at LTO-projektet er en samlet aftale og resultatet af omfattende og vedvarende forhandlinger med den belgiske regering, der havde til formål at fortsætte aktiviteterne i Belgien og bidrage til landets forsyningssikkerhed ved at acceptere Belgiens anmodning om at forlænge levetiden for to atomreaktorer og dermed opgive landets offentlige strategi om at standse nukleare aktiviteter i Belgien efter 2025 (se betragtning 23). Engie gjorde desuden gældende, at LTO-projektet har positive virkninger på det indre marked af følgende årsager:

(290)

Engie gjorde også gældende, at der er flere forskelle mellem LTO-projektet (levetidsforlængelse af Doel 4 og Tihange 3) og levetidsforlængelsen af Doel 1, Doel 2 og Tihange 1 i 2015 (»eksisterende LTO-enheder«):

(291)

Engie anførte, at alle disse faktorer fik Engie og den belgiske stat til at indgå en omfattende aftale om både den ønskede forlængelse af levetiden (med forbehold af en reduktion af Engies risikoeksponering) og håndteringen af overført brugt brændsel og nukleart affald, og mente, at de eksisterende LTO-enheder ikke udgør et relevant grundlag for at vurdere nødvendigheden og egnetheden af de forskellige foranstaltninger i det nuværende LTO-projekt.

(292)

Engies hovedargumenter vedrørende Kommissionens tvivl, der blev rejst i åbningsafgørelsen, er beskrevet nærmere nedenfor.

(293)

Kommissionen mener, at de tre elementer i foranstaltningen kan vurderes som en del af et samlet indgreb fra den belgiske stat, for så vidt som de alle vedrører den samme hændelse — dvs. levetidsforlængelsen af LTO-enhederne.

(294)

Engie gjorde gældende, at selskabet ikke har nogen indvendinger mod at kategorisere projektet som et samlet indgreb, for så vidt som det svarer til de kriterier, der er fastsat i Den Europæiske Unions Domstols retspraksis (119). Engie var navnlig enig med Kommissionen i betragtning 208 i åbningsafgørelsen i, at foranstaltningens tre komponenter er indbyrdes afhængige og samlet set bidrager til opfyldelsen af aftalen om forlængelse af levetiden, hvilket gør det muligt at betragte dem som et samlet indgreb. Engie erkendte, at det havde forudsætninger med hensyn til risikoeksponering og håndtering af brugt brændsel og nukleart affald, hvilket førte til en samlet og omfattende aftale, der gik videre end blot at indføre en aflønningsmekanisme for den forlængede drift af atomkraftenhederne. Uden at sætte spørgsmålstegn ved denne foreslåede kategorisering påpegede Engie imidlertid, at nogle af delforanstaltningerne i LTO-projektet ikke udgør statsstøtte, da de ikke giver Electrabel en selektiv fordel, navnlig:

(295)

Engie understregede, at tilskyndelsesvirkningen, som Kommissionen anså for plausibel i sin vurdering i betragtning 229 og 239 i åbningsafgørelsen, ikke er hypotetisk, men at der ikke er nogen tvivl om, at Electrabel ikke ville have fortsat driften af LTO-enhederne uden LTO-projektet, herunder de tre komponenter. Engie gjorde i denne forbindelse gældende, at:

(296)

Desuden understregede Engie, at Electrabels incitament til at fortsætte driften af LTO-enhederne stammer fra hele pakken af støtteforanstaltninger fra LTO-projektet, som er blevet tilstrækkeligt tilpasset til dette formål. Ingen af delforanstaltningerne kunne isoleret set have givet tilstrækkelige incitamenter. Ligeledes ville fjernelse af ethvert element i pakken have betydet, at Engie ville nægte at gå videre med LTO-projektet. Engie konkluderer derfor, at de foranstaltninger, der er omhandlet i betragtning 235 i åbningsafgørelsen, ikke bør anses for individuelt at give et specifikt (eller yderligere) incitament, men bør betragtes samlet.

(297)

Engie mente, at oprettelsen af en fælles struktur, hvori den belgiske stat ejer 50 % af kapitalen, er nødvendig for at nå LTO-projektets mål, hvilket vil sige rettidig genstart af LTO-enhederne senest i november 2025. Engie har anført, at selskabet anmodede om en risikodelingsmekanisme på 50/50-basis med den belgiske stat, inden aftalen om LTO-projektet blev vedtaget.

(298)

Ifølge Engie var det af flere grunde uegnet til dette formål kun at have de eksisterende aflønningsmekanismer: i) med aflønningsaftalen er der restrisici for Engie, ii) uden joint venture-selskabet ville Engie midlertidigt have skullet bære 100 % af tabene i afventning af den godtgørelse/kompensation, der ellers var fastsat i aftalerne, og iii) Engie var i færd med at begrænse sin eksponering for atomenergi og ønskede ikke alene at investere den krævede kapitaludgifter på mere end [2-2,5] mia. EUR til LTO-projektet og alene dække alle potentielle tab som følge af uventet utilgængelighed og omkostningsoverskridelser.

(299)

Engie har endvidere anført, at Engie som følge af den belgiske stats del i overskuddet og tabene fra LTO-enhederne (navnlig udbytte) forventede, at den belgiske stat ville blive yderligere tilskyndet til at tage hensyn til LTO-enhederne i sine fremtidige politiske beslutninger. Engie konkluderede derfor, at oprettelsen af den fælles struktur er i overensstemmelse med den belgiske stats og Engies interesser.

(300)

Engie har ligeledes anført, at joint venture-selskabet er passende og forholdsmæssigt, da Engie, som er en privat aktør, vil være i stand til at opveje enhver risiko for, at den belgiske stat handler delvist gennem sin fælles kontrol over de strategiske beslutninger vedrørende BE-NUC, og den belgiske stat og Engie vil udøve deres rettigheder i forvaltningen af BE-NUC på lige fod.

(301)

Med hensyn til behovet for differencekontrakten er Engie i betragtning af markedssvigtene i forbindelse med den nukleare industri og elektricitetsmarkedets store volatilitet i de kommende år af den opfattelse, at LTO-projektet er forbundet med en stor risiko for et finansieringsgab, hvilket betyder, at differencekontrakten er et nødvendigt instrument til at nå et mål af fælles interesse. Engie har ligeledes henvist til levetidsforlængelsens korte varighed (ti år) i forhold til de gennemsnitlige investeringer i den nukleare sektor, de betydelige omkostninger og det forhold, at LTO-enhederne ikke vil køre på 100 % kapacitet i de første tre år, da LTO-udvidelserne vil blive gennemført samtidig.

(302)

Engie fremførte, at differencekontraktens udformning og MPRA er hensigtsmæssige og forholdsmæssige for at bevare incitamenterne ved LTO-enhederne til at reagere effektivt på markedssignaler. I denne forbindelse henviser Engie hermed til de samme argumenter fra den belgiske stat vedrørende LTO-enhedernes tekniske, lovgivningsmæssige og økonomiske begrænsninger (se afsnit 2.1). Engie gjorde gældende, at selv i dag, uden differencekontrakten og med fem reaktorer, der giver mulighed for en strategi med mere diversificering, har Engie meget begrænset fleksibilitet til at tilpasse produktionen af nuklear elektricitet som reaktion på kort- og mellemlangsigtede markedssignaler. Ifølge Engie er differencekontrakten inden for dette begrænsede råderum udformet med henblik på fuldt ud at tilskynde BE-NUC til at reagere på prissignaler, i det omfang det er teknisk muligt.

(303)

Endelig anførte Engie med hensyn til parametrene for differencekontraktens udformning, at day-ahead-markedsprisen er den passende mindstepris.

(304)

Engie understregede, at behovet for MOCP og SDC-lånene primært er knyttet til de særlige omstændigheder omkring LTO-projektet: i) den sene beslutning om at forlænge levetiden for Doel 4 og Tihange 3 og den begrænsede tid til at forberede og gennemføre det nødvendige LTO-arbejde, ii) de aldrende aktiver og den øgede systemiske risiko ved at have to enheder med denne samme teknologi, iii) den samtidige genstart og drift af LTO-enhederne i de første tre år og iv) de normaliserede elomkostninger ved den nukleare forlængelse, som har større behov for drift og vedligeholdelse end et nukleart greenfieldaktiv.

(305)

Engie anførte endvidere, at både MOCP og SDC-lånene er strengt nødvendige, af følgende grunde: i) de betalinger, som den belgiske stat skal betale i henhold til aflønningsaftalen, dækker ikke vigtige utilgængelighedshændelser forårsaget af tekniske problemer eller på grund af internationale lovgivningsmæssige uforudsete hændelser eller nukleare nødsituationer, ii) i modsætning til udsagnet i betragtning 269, litra b), i åbningsafgørelsen er sådanne uventede hændelser ikke »ekstreme scenarier med lav sandsynlighed«, men vil sandsynligvis indtræffe i løbet af de næste ti år, og iii) kun hændelser over en vis tærskel er omfattet.

(306)

Engie gjorde gældende, at MOCP ikke er et ubegrænset tilskud (i modsætning til, hvad Kommissionen anførte i sin åbningsafgørelse) i lyset af modpartens opsigelsesrettigheder som fastsat i aflønningsaftalen, der ville gøre det muligt at begrænse dens eksponering.

(307)

Engie gjorde gældende, at princippet om forlængelse af SDC-lånene til dækning af den del af omkostningerne, der ligger efter genstartsdatoen, er blevet indrømmet af den belgiske stat som følge af fremrykningen af LTO-genstartsdatoen (fra 2026 til 2025) på dens anmodning, hvilket indebærer, at LTO-arbejdet skal udføres, mens enhederne er i drift, hvilket vil føre til færre indtægter i de første tre driftsår. Det fulgte det centrale princip, der var aftalt mellem Engie og den belgiske stat, om, at aktionærerne bærer eventuelle omkostninger som følge af LTO-forlængelsen, mens BE-NUC finansierer drifts- og vedligeholdelsesomkostningerne med sine egne indtægter.

(308)

Med hensyn til proportionaliteten af de finansielle mekanismer i LTO-projektet hævdede Engie, at de ikke beskytter BE-NUC mod nogen driftsmæssig risiko som angivet af Kommissionen i åbningsafgørelsen. BE-NUC er bl.a. delvist udsat for tilgængelighedsrisici i hele levetidsforlængelsen for LTO-enhederne samt overskridelser af driftsomkostningerne efter den dato, der er fastsat som true-up-datoen, hvilket kan forhindre, at BE-NUC genererer likvide midler, og have en negativ indvirkning på BE-NUC's afkast. Disse omkostninger vedrører bl.a. stigninger i personaleomkostninger (fastholdelsesprogrammer og yderligere rekrutterings-/uddannelsesomkostninger i forbindelse med den fortsatte drift), drifts- og vedligeholdelsesomkostninger (stigninger i materialeprisen, mangel på nødvendige reservedele og komponenter i forsyningskæden, krav fra ANFC/FANC (AFCN/FANC kontrollerer og kan anfægte alle projektændringer forud for godkendelsen), uforudsete større udstyrsnedbrud inden genstart osv.) og brændselsomkostninger (kontrakter er delvis knyttet til markedsudviklingen).

(309)

Engie gjorde desuden gældende, at Electrabel som operatør af LTO-enhederne har stærke incitamenter til at maksimere tilgængeligheden af LTO-enhederne under normale driftsvilkår for at undgå at betale konventionalbod, hvis tilgængeligheden falder til under [90-100] % i et kontraktår.

(310)

Engie fremlagde en simulering, der viste indvirkningen på LTO-rentabiliteten af hændelser, der ikke ville være omfattet af MOCP: i) reducerede tilgængelighedshændelser i løbet af driftsfasen som et illustrativt formål (øget tvungen afbrydelsessats (»FOR«)) og ii) stigninger i visse driftsomkostninger efter true-up-datoen som følge af uforudsete omkostninger samt en kombination af begge hændelser. Tabel 16 viser, at disse hændelser kan have en betydelig negativ indvirkning på BE-NUC's interne rente.

Tabel 16

Indvirkning på LTO-rentabiliteten (100 %) af hændelser, der ikke er omfattet af MOCP

(311)

Engie gjorde også gældende, at renten på SDC-lånene er forholdsmæssig og passende, hvilket fremgår af en uafhængig analyse (127). Engie tilføjede, at det er hensigten, at SDC-lånene skal tilbagebetales, forudsat at BE-NUC genererer tilstrækkelige likvide midler plus renter ved udgangen af LTO-perioden.

(312)

Engie præciserede, at renten på aktionærlånene og driftskapitalfaciliteten vil være en armslængderente, der fastsættes af BE-NUC's bestyrelse med henvisning til de gældende markedsrenter og eventuel sammenlignelig tredjepartsgældsfinansiering, som måtte være til rådighed på det relevante tidspunkt.

(313)

Engie præciserede også, at virksomheden har udarbejdet et termsheet, der beskriver den metode, der er anvendt til at fastsætte rentesatserne. Engie forklarede, at denne metode er i overensstemmelse med Engies politik for transfer pricing-lån og er i overensstemmelse med OECD's BEPS-princip og sikrer, at den rentesats, den fastsætter, er på armslængdeniveau (se betragtning 63).

(314)

Engie konkluderede derfor, at renten på både driftskapitalfaciliteten og aktionærlånene er forholdsmæssig.

(315)

For det første understregede Engie, at den enhed i Engie-koncernen (»GEMS«), der kunne vælges som energiforvaltningspartner som følge af udbudsproceduren eller som en midlertidig alternativ løsning, vil være fuldstændig uafhængig af forretningsenheden Nuclear. Engie præciserede, at der siden januar 2024 er blevet indført passende udbudsprocedurer på den ene side og firewalls inden for Engie-koncernen på den anden side for at undgå, at Electrabel inddrages i udvælgelsen af energiforvaltningspartneren.

(316)

For det andet gjorde Engie gældende, at der ikke er nogen risiko for markedsafskærmning som følge af den potentielle udvælgelse af GEMS i udbuddet vedrørende aftalen om energiforvaltningstjenester. Engie anførte, at GEMS vil fungere som part i henhold til et præcist mandat, der specificerer strategien for bud og ubalancer (som den ikke kan fravige), og som aflønnes gennem et vederlag, og ejerskabet af elektriciteten vil forblive hos BE-NUC, indtil den sælges. Da det tilsvarende salg fra BE-NUC derfor ikke kunne tilskrives GEMS/Engie-koncernen, kunne Electrabels stilling på det belgiske marked ikke styrkes, hvis GEMS blev udpeget som energiforvaltningspartner.

(317)

For det tredje opfylder udbudsproceduren for udvælgelse af energiforvaltningspartneren de krav om konkurrenceevne, gennemsigtighed og ikkediskriminerende og ubetinget karakter, der er fastsat i Kommissionens praksis. Den er blevet offentliggjort på EU-plan og vil præcisere kvalifikationskriterierne (navnlig med hensyn til ansøgerens finansielle styrke og operationelle erfaring). Hvis GEMS udvælges gennem udbudsproceduren, kan denne udpegelse af GEMS som energiforvaltningspartner derfor anses for at være forholdsmæssig. Engie fremførte også, at hvis udbudsproceduren ikke giver resultat, og GEMS udpeges som energiforvaltningspartner som en alternativ løsning, vil proportionalitetskriteriet ikke desto mindre være opfyldt: GEMS vil blive aflønnet på markedsvilkår til en pris, der fastsættes af en uafhængig ekspert i tilfælde af uenighed mellem parterne, således at dette vederlag ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt for at nå aftalen om energiforvaltningstjenesters mål. Engie forklarede desuden, at denne alternative løsning kun ville være midlertidig, og at den belgiske stat straks ville begynde at tilrettelægge et nyt konkurrencebaseret udbud.

(318)

Engie fremførte, at det samlede affaldsloft er tilstrækkeligt til at dække eventuelle yderligere risici, der ikke ville være taget i betragtning ved beregningen af grundbeløbet. Engie bemærker endvidere, at affaldsloftet forventes at overføre betydeligt færre risici til staten, end det var tilfældet i den tyske præcedens, som Kommissionen havde godkendt. Engie gjorde navnlig følgende gældende:

(319)

Engie konkluderede derfor, at det beløb, som Electrabel betalte i forbindelse med affaldshandlen, i tilstrækkelig grad vil dække den usikkerhed, som BEGOV har overtaget, og derfor vil være forholdsmæssigt.

(320)

Med hensyn til dekommissioneringsforpligtelserne fremførte Engie, at Electrabel som nuklear operatør af de syv belgiske nukleare anlæg fortsat vil være ansvarlig for sine dekommissioneringsforpligtelser. Engie erkendte imidlertid, at Belgien vil dække de (øgede) dekommissioneringsomkostninger, der er en direkte følge af LTO-projektet, ved hjælp af et engangsbeløb (til fuld og endelig afregning) til Electrabel.

(321)

Engie henviste til CPN/CNV's vejledning om dekommissionerings- og demonteringsforpligtelserne for LTO-enhederne, hvori det blev konkluderet, at LTO-projektets indvirkning på dekommissioneringsomkostningerne (i dag-til-dag-omkostninger) er en stigning i dekommissioneringsomkostningerne (negativ synergi) på [100-500] mio. EUR (i 2021-priser) eller, aktualiseret, [100-500] mio. EUR (2023-priser). Engie konkluderede derfor, at beløbet for overførsel af yderligere dekommissioneringsforpligtelser som følge af LTO-projektet som defineret af CPN/CNV er forholdsmæssigt.

(322)

Ud over Engies indlæg modtog Kommissionen indlæg fra syv tredjeparter under den offentlige høring om åbningsafgørelsen, som varede indtil den 9. september 2024.