(1)

Belgia ilmoitti komissiolle 21 päivänä kesäkuuta 2024 päivätyllä kirjeellä toimenpiteestä, jolla tuetaan kahden belgialaisen ydinreaktorin (Doel 4, jäljempänä ’D4’, ja Tihange 3, jäljempänä ’T3’, yhteisesti ’LTO-yksiköt’) käyttöiän pidentämistä. Se toimitti komissiolle lisätietoja 9 ja 10 päivänä heinäkuuta 2024 päivätyillä kirjeillä komission 4 päivänä heinäkuuta 2024 esittämän tietopyynnön perusteella.

(2)

Komissio ilmoitti Belgialle 22 päivänä heinäkuuta 2024 päivätyllä kirjeellä päättäneensä aloittaa toimenpiteen osalta Euroopan unionin toiminnasta tehdyn sopimuksen, jäljempänä ’SEUT-sopimus’, 108 artiklan 2 kohdan mukaisen menettelyn, jäljempänä ’aloittamispäätös’.

(3)

Belgia esitti huomautuksensa aloittamispäätöksestä 22 päivänä elokuuta 2024.

(4)

Komission päätös menettelyn aloittamisesta julkaistiin Euroopan unionin virallisessa lehdessä (2) . Komissio kehotti asianomaisia osapuolia esittämään huomautuksia.

(5)

Komissio on saanut huomautuksia asianomaisilta osapuolilta. Komissio toimitti huomautukset Belgialle, jolle annettiin mahdollisuus vastata niihin, ja sai sen huomautukset 30 päivänä lokakuuta 2024 päivätyssä kirjeessä.

(6)

Belgia toimitti lisätietoja 2 päivänä syyskuuta 2024, 23, 27 ja 30 päivänä lokakuuta 2024, 8, 14, 18, 22, 25, 27 ja 30 päivänä marraskuuta 2024, 2, 4, 5, 12, 13, 17 ja 20 päivänä joulukuuta 2024, 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 ja 31 päivänä tammikuuta 2025 sekä 1 päivänä helmikuuta 2025 (3).

(7)

Belgia ilmoitti 24 päivänä lokakuuta 2024 päivätyllä kirjeellä suostuvansa poikkeuksellisesti luopumaan vetoamasta SEUT-sopimuksen 342 artiklasta, luettuna yhdessä neuvoston asetuksen N:o 1/1958 (4) 3 artiklan kanssa, johtuviin oikeuksiinsa ja hyväksymään tämän päätöksen sekä sitä koskevan tiedoksiannon laatimisen englannin kielellä.

(8)

Vuoteen 2022 asti Belgian ydinvoimalakanta koostui seitsemästä ydinreaktorista, joista neljä sijaitsi Flanderissa (Doel) ja kolme Valloniassa (Tihange). Kaikki reaktorit otettiin käyttöön vuosina 1975–1985 (5), ja niiden rakennuttajina olivat yleishyödylliset laitokset Ebes, Intercom ja Unerg, jotka lopulta sulautuivat vuonna 1990 Electrabel SA:ksi (josta Tractebel omistaa enemmistöosuuden), jäljempänä ’Electrabel’. Vuonna 1996 Tractebelin enemmistöosakkaaksi tuli Société Générale de Belgique, jäljempänä ’SGB’, ja vuonna 1999 Suez osti lähes 100 prosenttia SGB:n osakepääomasta. Suezin ja Gaz de Francen, jäljempänä ’GDF’, vuonna 2008 tapahtuneen sulautumisen jälkeen Electrabelin lopullinen omistaja on Engie S.A., jäljempänä ’Engie’.

(9)

Engien kokonaan omistama tytäryhtiö Electrabel on ollut seitsemän belgialaisen ydinreaktorin operaattori ja enemmistöomistaja niiden toiminnan alkamisesta lähtien. Nykyisin Belgian ydinreaktoreiden omistus on seuraava:

(10)

LTO-yksiköiden kapasiteetit (katso taulukko 2) ovat seuraavat:

(11)

Belgia selitti, että kaikki Belgian ydinreaktorit, mukaan lukien LTO-yksiköt, on suunniteltu painevesireaktoriteknologiaan perustuviksi peruskuormayksiköiksi ja niitä on käytetty sellaisina. Tämä tekniikka on peräisin 1970-luvulta, ja se on tyypillinen peruskuormayksiköille, kuten vanhemmille ydinreaktoreille eri puolilla maailmaa. Näitä yksiköitä käytetään yleensä enimmäismitoituskapasiteetilla aina kun ne ovat liitettyinä verkkoon, toisin kuin uudempia teknologioita (kolmannen sukupolven ydinvoimaloita), jotka kykenevät toimimaan joustavasti ja muun muassa vaihtelemaan antotehoaan ajan mittaan (niin kutsuttu ”säätövoima”) sekä mahdollistamaan taajuuden säätelyn ja käyttöreservit (11). Peruskuormatuotannossa tehoa vähennetään tai se katkaistaan yleensä vain, jos se on tarpeen suunnitellun polttoaineen vaihtolatauksen ja/tai määräaikaishuollon, laitoksen laitteistoon liittyvien ongelmien korjaamiseksi tehtävien suunnittelemattomien kiireellisten huoltotoimien tai odottamattomien rakenteeseen ja/tai turvallisuuteen liittyvien rajoitusten vuoksi. Näin ollen antotehon vähentäminen johtuu pikemminkin ydinlaitoksen operaattorin tai siirtoverkonhaltijan tarpeista kuin markkinasignaaleista.

(12)

Belgia selvensi, että sen ydinreaktoreilla on niiden suunnittelusta johtuvia teknisiä rajoitteita ja tämä rajoittaa voimakkaasti antotehon säätömahdollisuuksia, jotka rajoittuivat kauan verkon sääntelyyn. Tämä johtuu siitä, että Belgian ydinreaktorit on varustettu yksinomaan mustilla reaktorin säätösauvoilla, jotka rajoittavat voimakkaasti tehonsäätökykyä, toisin kuin harmaat säätösauvat (12). Sitä vastoin esimerkiksi eräät Ranskan uusimmista ydinreaktoreista on varustettu sekä mustilla että harmailla säätösauvoilla, joten ne on suunniteltu ja rakennettu tehonsäätöjä ja säätövoimaa varten. Belgian ydinreaktoreiden mustiin säätösauvoihin perustuvan rakenteen vuoksi Belgian ydinturvallisuusvirasto (AFCN/FANC) kielsi taloudellisista syistä tapahtuvan tehonsäädön viime aikoihin asti (13). Tehonsäätö oli hyväksyttävää vain teknisistä syistä tai Belgian siirtoverkonhaltijan (Elia) pyynnöstä sähkökatkoksen välttämiseksi (14).

(13)

Belgia toteaa kuitenkin, että sähkömarkkinoiden yleisen kehityksen ja niiden toiminnan joustavoittamistarpeen vuoksi tehtiin tutkimuksia, jotka koskivat tehonsäätöjen sallimista tietyissä tapauksissa taloudellisista syistä, jäljempänä ’talousperusteinen tehonsäätö’. Engie, Electrabel ja Belgian sääntelyviranomaiset käynnistivät vuonna 2015 turvallisuustutkimuksia (15), joissa analysoitiin, millä edellytyksin tietyt taloudellisista syistä tehtävät tehonsäädöt voitaisiin sallia, tarkastelemalla muun muassa tällaisen tehonsäädön vaikutusta ydinpolttoaineeseen. Tutkimuksessa todettiin, että Tihange 3:n ja Doel 4:n osalta voitaisiin hyväksyä enintään 30 talousperusteista tehonsäätöä polttoainekiertoa kohti edellyttäen, että useat – lähinnä polttoaine-elementin kuumentamiseen ja jäähdyttämiseen liittyvät – tekniset edellytykset täyttyvät:

(14)

Lisäksi tehonsäätö ei olisi mahdollista tiettyinä ajanjaksoina (17), kuten

(15)

Näiden tutkimusten perusteella AFNC/FANC antoi ydinlaitoksen operaattorille luvan suorittaa enintään 30 tehonsäätöä polttoainekiertoa kohti (18), mikä vastaa nykyisen toimiluvan rajoissa suoritettavien tehonsäätöjen enimmäismäärää. Engie huomautti, että näiden rajoitusten vuoksi ydinvoimalan operaattori arvioi huolellisesti jokaista tehonsäätöpäätöstä, koska siihen liittyy useita riskejä (esimerkiksi nestemäisten päästöjen syntyminen tehonsäädön vuoksi, laitteistojen nopeampi ikääntyminen, automaattisen pysäytyksen käynnistymisen riski ja mahdolliset vahingot, joiden vuoksi reaktoria ei voida käynnistää uudelleen), jotka on dokumentoitu laajasti tieteellisessä kirjallisuudessa (19).

(16)

Belgia totesi (Electrabelin tietojen perusteella), että nykyisen tietämyksen mukaan ei ole olemassa teknisiä ratkaisuja joustavuuden lisäämiseksi kohtuullisin kustannuksin ja kohtuullisessa ajassa. Tekniset parannustyöt, joilla peruskuormareaktori muutettaisiin säätövoimalaitokseksi ja lisättäisiin joustavuutta, edellyttäisivät koko rakenteen muuttamista ja erityisesti reaktoripaineastian kannen vaihtamista, joka on paljon aikaa vievä ja monimutkainen toimenpide. Lisäksi ne edellyttäisivät uusia turvallisuusselostetta varten tehtäviä tutkimuksia ja merkittäviä muutoksia toimilupaan, joka Belgian ydinturvallisuusviranomaisten olisi myönnettävä.

(17)

Lisäksi Belgia selittää (Electrabelin tietojen perusteella), että reaktoreiden joustavuutta rajoittaa myös niiden polttoaineen erityisyys ja käyttökatkosten hallinta:

(18)

Kuten menettelyn aloittamista koskevan päätöksen 2.1 jaksossa on selostettu, Belgian liittovaltion parlamentti hyväksyi vuonna 2003 lain, jolla kiellettiin uusien ydinfission avulla tapahtuvaan sähkön teolliseen tuotantoon tarkoitettujen ydinvoimayksiköiden rakentaminen Belgiaan ja rajoitettiin jo olemassa olevien reaktoreiden toiminta-aika 40 vuoteen ja säädettiin näin ollen ydinvoiman asteittaisesta käytöstä poistamisesta vuosina 2015–2025, jäljempänä ’vuoden 2003 laki’ tai ’ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskeva laki’ (23). Kuten ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevassa laissa alun perin säädettiin, Doel 3 irrotettiin pysyvästi verkosta 23 päivänä syyskuuta 2022 ja Tihange 2 puolestaan 31 päivänä tammikuuta 2023. Joulukuun 18 päivänä 2013 ja 28 päivänä kesäkuuta 2015 annetuilla laeilla (24) muutettiin ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevaa lakia ja pidennettiin kolmen vanhimman reaktorin, Tihange 1:n, Doel 1:n ja Doel 2:n, käyttöikää kymmenellä vuodella 30 päivään syyskuuta 2025, 14 päivään helmikuuta 2025 ja 30 päivään marraskuuta 2025 asti (käyttöiän pidentäminen kymmenellä vuodella) (25).

(19)

Ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevan lain mukaan Doel 4 ja Tihange 3 oli määrä sulkea vuoteen 2025 mennessä. Tämän seurauksena Engien ydinalan toimintaa koskevina strategisina tavoitteina oli vuodesta 2020 lähtien i) lopettaa Belgiassa harjoitettava ydinvoimatuotanto ja vähentää näin siihen ydinlaitoksen operaattorina kohdistuvaa markkinahintojen epävakauteen liittyvää riskiä, ja ii) olla pitämättä ydinvoimatuotantoa enää osana Engien pääasiallista liiketoimintaa. Vuoden 2020 jälkeen tämä vetäytyminen on aiheuttanut sen, että kaikki sen ydinvoimaloiden (jotka kaikki sijaitsevat Belgiassa) toiminnan jatkamista koskevat selvitykset on keskeytetty. Engien taloudellinen viestintä on vuodesta 2020 lähtien ollut tämän vetäytymistä koskevan strategisen tavoitteen mukaista, ja se on otettu huomioon konsernitilinpäätöksen laatimiseen käytetyissä tilinpäätöstä koskevissa oletuksissa, erityisesti arvonalentumistesteissä (26).

(20)

Taulukossa 1 esitetään yleiskatsaus Belgian seitsemästä ydinreaktorista, mukaan lukien niiden omistussuhteet, nettokapasiteetti sekä niiden alustavat käytöstäpoistopäivämäärät ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevan lain ja sen myöhempien tarkistusten mukaan.

Taulukko 1

Yleiskatsaus Belgian ydinvoimaloista

(21)

Belgian liittohallitus, jäljempänä myös ’Belgian hallitus’, päätti 18 päivänä maaliskuuta 2022 arvioida uudelleen ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista sallimalla kahden uusimman ydinreaktorin, Doel 4:n ja Tihange 3:n, käyttöiän pidentämisen kymmenellä vuodella, jäljempänä ’LTO-hanke’. Belgia teki päätöksensä Venäjän Ukrainaa vastaan aloittamaa sotaa koskevien EU:n vastatoimien (sekä EU:n jäsenvaltioiden tarpeen vähentää kaasunkulutustaan ja riippuvuuttaan kaasusta) ja sodan aiheuttaman kaasukriisin sekä Belgian toimitusvarmuuteen jo ennestään liittyneiden ongelmien (ks. myös jäljempänä 2.4 jakso) vuoksi ottaen huomioon lisääntyneet sähköistämistarpeet (energiasiirtymän mahdollistamiseksi) ja Ranskan ydinvoimaloiden heikon käytettävyyden vuosina 2021–2022 (joka johtui odottamattomista korroosio-ongelmista ja laajoista huoltotöistä voimaloiden käyttöiän pidentämiseksi) (27).

(22)

Tämän jälkeen Belgian hallitus aloitti vuonna 2022 neuvottelut belgialaisen ydinlaitosten operaattorin Electrabelin kanssa käyttöiän pidentämisen toteutuksesta. Belgian esittämät tarjouskilpailun järjestämättä jättämisen perustelut, joita komissio ei aloittamispäätöksessä pitänyt ongelmallisina, mainitaan aloittamispäätöksen johdanto-osan 38 kappaleessa, ja niitä ovat muun muassa seuraavat:

(23)

Electrabelin emoyhtiö Engie epäröi aluksi aloittaa neuvotteluja Belgian kanssa LTO-hankkeesta ja katsoi, että ydinteknologiasta oli tullut liian kallista ja liian riskialtista. Lisäksi Engie viittasi aikomukseensa lopettaa ydinvoimaan liittyvä toiminta Belgiassa vuoden 2025 jälkeen (ks. johdanto-osan 19 kappale). Tästä syystä Belgian valtio sopi Engien kanssa sellaisen mekanismin perustamisesta, jolla jaetaan tasapainoisesti ja avoimesti kyseessä olevien kahden reaktorin käyttöiän pidentämiseen liittyvät riskit ja hyödyt. Belgian mukaan Engie teki alusta alkaen selväksi, että ilman riskinjakomekanismia ja sopimusta Belgian seitsemän ydinvoimalan toiminnasta syntyvästä ydinjätteestä se ei harkitsisi näiden kahden ydinreaktorin käyttöiän pidentämistä, joka pakottaisi Engien muuttamaan merkittävästi yritysstrategiaansa ja altistumaansa (28).

(24)

Neuvotteluprosessi on kuvattu yksityiskohtaisesti aloittamispäätöksen 3.1 jaksossa, ja se johti 13 päivänä joulukuuta 2023 tehtyyn täytäntöönpanosopimukseen, jonka mukaan LTO-yksiköiden toiminta oli määrä aloittaa uudelleen ennen talvikautta 2025–2026. Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 36 kappaleessa todetaan, täytäntöönpanosopimus koostuu kolmesta pääosasta, joilla kaikilla on tarkoitus tukea LTO-hankkeen toteuttamista:

(25)

Täytäntöönpanosopimusta muutettiin kahdesti vuoden 2024 aikana (29). Sen sisältöä selostetaan tarkemmin 3 jaksossa.

(26)

Seuraavassa esitetään eräitä LTO-hankkeen tärkeitä välitavoitteita:

(27)

Näin ollen sähköntuotanto vuosina 2026–2028 on suhteellisen vähäistä, koska uudelleenkäynnistysvaiheessa molemmissa reaktoreissa on tavallista enemmän suunniteltuja käyttökatkoksia (jäljempänä ’käyttöiän pidentämiseen liittyvät suunnitellut käyttökatkokset’ (31)). Käyttöiän pidentämiseen liittyvien suunniteltujen käyttökatkosten aikana LTO-yksiköiden odotetaan olevan poissa käytöstä 24 viikkoa vuodessa kolmen ensimmäisen vuoden aikana LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistyksen jälkeen.

(28)

Käyttöiän pidentämiseen liittyvien suunniteltujen käyttökatkosten lisäksi ydinvoimaloiden vuotuisten normaalien käyttökatkosten, jäljempänä ’muut kuin käyttöiän pidentämiseen liittyvät suunnitellut käyttökatkokset’ (32), odotetaan jatkuvan koko käyttöiän pidentämisen (eli uudelleenkäynnistysvaiheen ja toimintavaiheen) ajan ja loppuvan vuotta ennen Doel 4:n toiminnan päättymistä ja Tihange 3:n viimeisenä toimintavuonna. Jokaisen muun kuin käyttöiän pidentämiseen liittyvän suunnitellun käyttökatkoksen odotetaan kestävän kuusi viikkoa. Näin ollen molempien ydinreaktoreiden odotetaan olevan poissa käytöstä 30 viikkoa vuodessa kolmen ensimmäisen vuoden ajan LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistyksen jälkeen.

(29)

Suunniteltujen (käyttöiän pidentämiseen liittyvien ja muiden) käyttökatkosten lisäksi saattaa ilmetä ennakoimattomia ja odottamattomia ongelmia, jotka edellyttävät ylimääräisiä LTO-yksiköiden käyttökatkoksia. Korvauksia koskevan sopimuksen, jäljempänä ’korvaussopimus’, perustana olevassa allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa on oletettu, että suunnittelemattomien käyttökatkosten määrä on 10 prosenttia (33). Tämän mukaan sekä Doel 4:n että Tihange 3:n tavoitekäytettävyysaste on 90 prosenttia kymmenen vuoden aikana, kun suunniteltuja käyttöiän pidentämiseen liittyviä ja muita käyttökatkoksia ei oteta huomioon.

(30)

Kun kaikki suunnitellut ja suunnittelemattomat käyttökatkokset otetaan huomioon, Doel 4:n tavoiteltu käytettävyysaste on noin 68,4 prosenttia ja Tihange 3:n tavoiteltu käytettävyysaste 67,4 prosenttia.

(31)

Doel 4:n ja Tihange 3:n nimellinen sähköntuotantokapasiteetti, vuotuinen sähköntuotanto ja osuus Belgian sähkönkysynnästä ennen käyttöiän pidentämistä ja sen jälkeen esitetään taulukossa 2. Kuten taulukosta 2 käy ilmi, LTO-yksiköiden arvioidun vuotuisen sähköntuotannon odotetaan kaksinkertaistuvan uudelleenkäynnistysvaiheen jälkeen.

Taulukko 2

Doel 4:n ja Tihange 3:n keskeiset ominaisuudet (ennen käyttöiän pidentämistä ja sen jälkeen)

(32)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 17 kappaleessa mainitaan, Belgian siirtoverkonhaltija Elia toteutti vuodesta 2019 lähtien kolme kansallisten resurssien riittävyyttä koskevaa tutkimusta, jäljempänä ’vuoden 2019 tutkimus’, ’vuoden 2021 tutkimus’ ja ’vuoden 2023 tutkimus’, joissa kaikissa havaittiin, että talvikauteen 2025–2026 mennessä tarvitaan uutta kapasiteettia Belgian ydinvoiman käytön (asteittaisen) lopettamisen seurauksena, joka alkoi Doel 3:n ja Tihange 2:n käytöstäpoistolla vuosina 2022 ja 2023 (ks. taulukko 1). Uuden kapasiteetin tarvetta vahvistivat naapurimaiden lämpövoiman tuotantokapasiteetin käytöstäpoisto ja Ranskan ydinvoimaresursseihin liittyvät ongelmat.

(33)

Näiden resurssien riittävyyttä koskevien huolenaiheiden ratkaisemiseksi Belgia perusti kapasiteettimekanismin, jonka komissio hyväksyi vuonna 2021 ja jota on muutettu kahdesti sen jälkeen (34). Kapasiteettimekanismi on markkinoiden laajuinen toimenpide, jolla voimalaitoksille maksetaan korvaus niiden valmiudesta toimittaa sähköä ennalta määritettyinä ajanjaksoina riippumatta siitä, tuottavatko ne sitä vai eivät. Kapasiteettimekanismin tarkoituksena on ratkaista resurssien riittävyyttä koskevat ongelmat sähköalalla ja tukea energiasiirtymää, ja se otetaan käyttöön talvella 2025, jolloin myös molemmat LTO-yksiköt on määrä käynnistää uudelleen (ks. johdanto-osan 26 kappale).

(34)

Kaasuun ja ydinvoimaan perustuva sähköntuotanto on nykyisin hallitsevassa asemassa Belgian energiapaletissa, joskin uusiutuvien energialähteiden osuus on kasvanut tasaisesti viime vuosina. Vuonna 2023 ydinvoiman osuus tuotantoyhdistelmästä oli 39,9 prosenttia, kaasun osuus 21,4 prosenttia ja uusiutuvien energialähteiden osuus 32,7 prosenttia (35).

(35)

Belgian mukaan sähköntuotantomarkkinoiden tärkeimmät toimijat siirtoverkkoon kytketyllä asennetulla kapasiteetilla mitattuna ovat Electrabel (9,3 GW eli 65 % vuonna 2023), Luminus (2,2 GW eli 15 % vuonna 2023), RWE (0,7 GW eli 5 % vuonna 2023), Eneco (0,7 GW eli 5 % vuonna 2023) ja TotalEnergies (0,6 GW eli 4 % vuonna 2023). Belgia toteaa, että markkinoiden keskittymistä kuvaava HHI-indikaattori (36) laski 5 510:stä 4 431:een vuosina 2016–2023, mikä selittyi osittain siitä, että muut kuin vakiintuneet markkinatoimijat kehittivät yhä enemmän uusiutuvia energialähteitä (aurinko- ja tuulivoimaa) (37).

(36)

Belgian mukaan siirtoverkkoon liitettyjen laitosten sähköntuotannon tärkeimmät toimijat Belgiassa ovat Electrabel (39,1 TWh eli 70 % vuonna 2023), Luminus (6,8 TWh eli 12 % vuonna 2023), Eneco (2,5 TWh eli 4 % vuonna 2023), TotalEnergies (2,4 TWhv vuonna 2023) ja RWE (2 TWh eli 4 % vuonna 2023). Belgian mukaan markkinoiden keskittymistä kuvaava HHI-indikaattori laski 6 372:sta 5 143:een vuosina 2016–2023 uusiutuvista energialähteistä tuotetun sähkön tuotannon lisääntymisen ansiosta (38).

(37)

Belgian mukaan vähittäismyyntitasolla Belgiassa oli vuonna 2023 yhteensä 16 sähköntoimittajaa. Tärkeimmät sähköntoimittajat ovat Electrabel (47 % vuonna 2023), Luminus (18,2 % vuonna 2023), TotalEnergies (5,5 % vuonna 2023) ja Eneco (5,3 % vuonna 2023), mutta monet toimijat ovat hyvin pieniä (39).

(38)

Kyseisten kahden LTO-yksikön käyttöiän pidentäminen helpottaa taloudellisen toiminnan kehittämistä ja auttaa osaltaan ratkaisemaan Belgian resurssien riittävyyttä koskevat ongelmat (ks. 2.4 jakso). Lisäksi Belgia toteaa, että ydinreaktoreiden käyttöiän pidentämisellä pyritään myös vähentämään riippuvuutta tuonnista yleensä ja erityisesti riippuvuutta tuoduista fossiilisista polttoaineista (REPowerEU-tavoitteiden mukaisesti). Siten se edistää myös Belgian sähköjärjestelmän hiilestä irtautumista ja tarjoaa peruskuormakapasiteettia, kun sähköistämistarve Belgiassa kasvaa lähitulevaisuudessa.

(39)

Belgian mukaan tukitoimenpiteen tavoitteena on korjata useita markkinoiden toimintapuutteita, jotka ilman Belgian hallituksen lisäpanostusta estävät Electrabelia jatkamasta ydinreaktoreiden käyttöä Belgiassa (40).

(40)

Belgian näkemyksen mukaan on niin, että kun otetaan huomioon nämä sähkömarkkinoiden vähähiilisyyttä edistäviin investointeihin liittyvät yleiset markkinoiden toimintapuutteet sekä lisäriskit, joille ydinlaitoksen operaattori altistuu, tarvitaan Belgian hallituksen sitoumus tukea LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämistä. Belgia toteaa näin ollen, että ilmoitetun toimenpiteen tavoitteena on korjata nämä markkinoiden toimintapuutteet.

(41)

Vastauksena komission aloittamispäätöksessä esittämiin epäilyihin (ks. 3.8 jakso) Belgia muutti tiettyjä toimenpiteen osia.

(42)

Muutokset koskevat erityisesti seuraavia seikkoja:

(43)

Edellä mainittuja muutoksia käsitellään tarkemmin tämän päätöksen 3.3 jaksossa.

(44)

Tässä alajaksossa kuvataan LTO-hankkeen tukipaketin eri osia, kuten muutoksia, jotka Belgia on tehnyt aloittamispäätöksessä esitettyjen komission epäilyjen johdosta (ks. 3.3.1, 3.3.2 ja 3.3.3 jakso), ja Belgian harkitsemia vaihtoehtoisia rahoitusvaihtoehtoja (ks. 3.3.4 jakso).

(45)

Toimenpiteessä on suunniteltu useita rahoitustukimekanismeja, joiden avulla voidaan rahoittaa kyseisten kahden ydinreaktorin oikea-aikainen ja turvallinen käyttöiän pidentäminen. Kaikki osan 1 alatoimenpiteet kuvataan yksityiskohtaisesti tämän jakson loppuosassa.

(46)

Muodollisen tutkintamenettelyn aikana Belgia esitti perustelut kaikille rahoitustuen osille:

(47)

Kuten johdanto-osan 22 kappaleessa mainitaan, LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistämisen tiukan aikataulun vuoksi ydinlaitosten operaattori Electrabel yksilöi tiettyjä kehittämistoimia ja sopi Belgian kanssa niiden toteuttamisesta. Nämä toimet ovat tarpeen, jotta LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistäminen voidaan toteuttaa ajoissa ja jotta turvallisuusviranomaisen vaatimukset ja odotukset voidaan täyttää ennen lopullisen transaktion toteuttamista. Nämä kehittämistoimet on määritelty yhteisessä kehittämissopimuksessa, jota on viimeksi muutettu 18 päivänä heinäkuuta 2024, jäljempänä ’JDA++-sopimus’ (44).

(48)

JDA++-sopimuksessa vahvistetaan edellytykset, joilla Belgia rahoittaa ennakolta Electrabelin kehittämistoimista aiheutuvia kustannuksia (45), kunnes kaikki tarvittavat lainsäädäntömuutokset on hyväksytty ja ne ovat tulleet voimaan, jäljempänä ’lainsäädäntöä koskeva ehto’. Pian sen jälkeen, kun lainsäädäntöä koskeva ehto oli täyttynyt (15 päivänä heinäkuuta 2024), Electrabel alkoi rahoittaa itse kehittämistoimista aiheutuvat kustannuksensa, ja se rahoittaa ne edelleen siihen asti, kunnes Electrabelin rahoituksen määrä vastaa Belgian valtion ennakkorahoituksen määrää (tämän odotettiin tapahtuvan vuoden 2025 alkuun mennessä). Tämän jälkeen Electrabel ja Belgian valtio rahoittavat kehittämistoiminnasta aiheutuvat kulut ja kustannukset puoliksi (50/50).

(49)

Belgian mukaan Belgian valtion ennakkorahoitus kehittämistoimien kustannuksiin kattaa vain Electrabelille tosiasiallisesti aiheutuvat kulut ja kustannukset ja sen osuus kehittämistoimien kokonaiskustannuksista on 89,807 prosenttia. Tätä varten perustetaan valvontamekanismi ja sopimuskauden lopussa suoritetaan täsmäytys. Lisäksi Belgian mukaan JDA++-sopimuksen mukaiset rahoitusjärjestelyt ovat markkinaehtoisia ja kokonaistaloudellisesti edullisia.

(50)

Belgian valtio investoi yhdessä ydinlaitosten operaattorin Electrabelin kanssa BE-NUC-nimiseen yhteisyritykseen, joka omistaa 89,807 prosenttia LTO-yksiköistä (kuten Electrabel tällä hetkellä). Loput 10,193 prosenttia LTO-yksiköistä jää Luminuksen omistukseen. Electrabel ja Belgian valtio omistavat kumpikin 50 prosenttia BE-NUC:stä ja toimivat tasavertaisina osakkeenomistajina taloudellisen osallistumisen (pääoman ja osakaslainojen tarjoamisen) ja sähkönmyynnistä saatavien tulojen jakamisen osalta. BE-NUC vastaa yhteisomistajana 89,807 prosentista käyttöiän pidentämiseen tarvittavista investoinneista, ja näin ollen Belgian valtio vastaa välillisesti 44,9035 prosentista LTO-hankkeeseen liittyvistä investointikustannuksista. Loput 10,193 prosenttia kustannuksista maksaa Luminus.

(51)

Electrabel on ja tulee olemaan näiden kahden ydinreaktorin ainoa operaattori käyttö- ja kunnossapitosopimuksen nojalla (ks. 3.3.1.4 jakso). BE-NUC:stä ei tule ydinvoimalan operaattoria, mutta se saa käyttö- ja kunnossapitosopimuksen nojalla oikeudet valvoa toimintakustannuksia.

(52)

Belgia ilmoitti, että sen arvion mukaan ei ole mahdollista hankkia ulkoista velkaa LTO-hankkeen rahoittamiseksi. Osakkaat rahoittavat LTO-hankkeen kokonaan omalla pääomalla ja osakaslainoilla (ks. jäljempänä 3.3.1.2.2 jakso).

(53)

Belgian valtio ei osta LTO-yksiköiden omistusosuuksia, vaan niitä siirretään Electrabelilta yhteisyritykselle (asiaankuuluvia omaisuuseriä osittain jakamalla) aloittamispäätöksen johdanto-osan 49 kappaleessa kuvattujen vaiheiden mukaisesti.

(54)

Electrabel siirtää 89,807 prosentin omistusosuutensa LTO-yksiköistä (sekä niihin liittyvät luvat ja muut tarvittavat omaisuuserät) BE-NUC:lle vastineeksi BE-NUC:n osakkeiden jakamisesta Engielle (joka on tuolloin Electrabelin ainoa osakkeenomistaja). Electrabelin rahoitusosuus BE-NUC:lle arvostetaan ottaen huomioon rakennuksen romuarvo, maa-alueen arvo ja kiinteiden rakennelmien arvo, kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 51 kappaleessa kuvataan.

(55)

Tämä Electrabelin rahoitusosuuden arvostus otetaan huomioon 24,7 miljoonan euron ostohinnassa (johon voidaan tehdä mukautuksia), joka Belgian valtion on maksettava uusien osakkeiden hankkimisesta ja 50 prosentin omistusosuuden säilyttämisestä BE-NUC:ssä. BE-NUC:n hallitus pyytää (lakisääteistä) tilintarkastajaa tai hyväksyttyä tilintarkastajaa laatimaan luontoissuorituksia koskevan raportin, jossa arvioidaan erityisesti sovellettua arvostusta ja siinä käytettyjä arvostusmenetelmiä.

(56)

Belgian mukaan omaisuuserien arvostuksella ei ole vaikutusta vaihtoehtoista tilannetta koskevaan analyysiin, ja se toimitti näyttöä siitä, että omaisuuserien (rakennusten ja maa-alueiden) siirtäminen LTO-hankkeen puitteissa on tässä suhteessa neutraalia. Belgian mukaan omaisuuserien varovaisten (romuarvoon tai käypään arvoon perustuvien) arvostusmenetelmien avulla varmistetaan, että Engie ei saa etua omaisuuserien siirrosta.

(57)

Lisäksi kiinteät rakennelmat koostuvat LTO-yksiköiden laitteista, jotka ostetaan käyttöiän pidentämisen edellyttämien palvelujen, käyttö- ja kunnossapitopalvelujen ja yhteisen kehittämissopimuksen mukaisten palvelujen yhteydessä ja jotka asennettiin ja sisällytettiin LTO-yksiköihin ennen osittaista jakautumista. Belgian omaisuuslainsäädäntöön liittyvistä syistä ja kaksinkertaisen laskennan välttämiseksi näitä tiettyjä LTO-yksiköiden laitteita ei makseta suoraan, vaan ne otetaan huomioon osittaisessa jakautumisessa yhdessä maa-alueiden ja rakennusten kanssa. Lisäksi Belgia vahvistaa, että näihin LTO-yksiköiden laitteisiin liittyvät kassavirrat on otettu huomioon jo allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa.

(58)

Electrabelin, Belgian hallituksen ja BE-NUC:n välillä tehtiin osakassopimus BE-NUC:n hallinnointi- ja ohjausjärjestelmästä ja kunkin sen osakkeenomistajan oikeuksista. Tämän sopimuksen mukaan BE-NUC:n hallitus koostuu neljästä johtajasta, joista kaksi nimittää Belgian hallitus ja kaksi Electrabel. BE-NUC:n hallituksen puheenjohtaja ja talousjohtaja ovat aina Belgian hallituksen nimittämiä johtajia. Hallintoneuvoston päätösvaltaisuus edellyttää yksinkertaista enemmistöä, ja sen päätöksistä äänestetään yksinkertaisella enemmistöllä. Käytössä on eturistiriitoja koskevia määräyksiä.

(59)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 55 kappaleessa mainitaan, tällä hetkellä Electrabelin hallussa olevat Euroopan ulkopuoliset omaisuuserät siirretään Engielle. Engie takaa Electrabelin emoyhtiönä, että Electrabelillä on liiketoimen sulkemisajankohtana jäljellä vähintään 4 miljardin euron arvosta omaisuuseriä (30 päivänä kesäkuuta 2023 lasketun oman pääoman arvon perusteella). Lisäksi liiketoimen sulkemisen jälkeen sovelletaan muita suojatoimia, kuten CPN/CNV:n jatkuvaa ja tehostettua ydinalan toiminnanharjoittajan taloudellisen aseman seurantaa sekä Engien myöntämää rajoittamatonta ja peruuttamatonta emoyhtiön takausta ydinalan toiminnanharjoittajan tietyille velvoitteille.

(60)

Belgia katsoo, että yhteisyritys on tasavertainen investointi, koska molemmat osakkaat sijoittavat yhteisyritykseen tasavertaisin ehdoin ja osakkeenomistajina niiden omistajuuteen liittyvät riskit ja edut ovat samat.

(61)

Belgian valtion asema osakkeenomistajana edellyttää muun muassa BE-NUC:n pääomakustannusten (CAPEX) ja toimintakustannusten (OPEX) rahoittamista, osakkeiden hallinnointia ja osakkeenomistajien oikeuksien (esimerkiksi äänioikeuksien) käyttöä sekä Belgian valtion nimittämien kahden BE-NUC:n johtajan (ks. johdanto-osan 58 kappale) tukemista.

(62)

Osakepääoman korottaminen koostuu seuraavista:

(63)

Belgian mukaan Electrabelin osakaslainan ja Belgian hallituksen osakaslainan ehdot ovat samat. Molemmat osakaslainat myönnetään markkinaehtoisesti koroilla, joita ei ole vielä vahvistettu, mutta jotka BE-NUC:n hallitus osakaslainasopimusten mukaan vahvistaa osakassopimuksen mukaisesti käyttämällä viitteenä vallitsevia markkinakorkoja ja kyseisenä ajankohtana mahdollisesti käytettävissä olevaa vastaavaa kolmannen osapuolen myöntämää velkarahoitusta. Engie on Belgian hallituksen ja Engien sopiman menettelyn mukaisesti laatinut ehtoasiakirjan, jossa vahvistetaan molempien osakaslainojen ehdot. Ehtoasiakirjassa kuvataan koron määrittämismenetelmä. Belgian mukaan tämä menetelmä on yhdenmukainen Engien siirtohinnoittelua koskevan lainapolitiikan ja OECD:n BEPS-periaatteen (46) kanssa, ja sillä varmistetaan, että korko asetetaan markkinaehtoiselle tasolle. Ehtoasiakirjan mukaan koron odotetaan olevan vaihtuva korko, joka asetetaan kuuden kuukauden euriborkorkoon (jonka alaraja on 0 %), johon lisätään noin [0–3] prosentin odotettu marginaali.

(64)

Belgian mukaan osakaslainan käyttöönotto pääomasijoituksen lisäksi perustuu taloudellisiin ja kaupallisiin näkökohtiin. Osakaslainan myöntäminen antaa lisää joustovaraa nosto- ja takaisinmaksuaikataulujen suunnitteluun. Erityisesti lainan takaisinmaksua koskevista määräyksistä sovittaessa sääntelyyn liittyviä rajoituksia on vähemmän kuin osinkojen maksun tai oman pääoman takaisinmaksun yhteydessä. Toisaalta laina saattaa optimoida rahoitusrakenteen verotettavien tulojen osalta (jopa 30 prosenttia käyttökatteesta voidaan ottaa huomioon vähennettäessä korkoja verotuksesta).

(65)

Allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin alustavien laskelmien perusteella osakepääoman korotus kokonaisuudessaan (pääomasijoitus ja osakaslainat) on [2 000–2 500] miljoonaa euroa (47), josta määrästä Belgian hallitus ja Electrabel myöntävät 89,807 prosenttia tasavertaisesti [...] erässä […] ja […] välisenä aikana muun muassa LTO-hankkeen pääomamenojen rahoittamiseen (Luminus rahoittaa loput 10,193 %). Osakepääoman korotus maksetaan takaisin BE-NUC:n osakkeenomistajille useilla osakepääoman alentamisilla ja osakaslainojen takaisinmaksulla, ja siitä maksetaan korvaus jakamalla osinkoja ja maksamalla korkoa osakaslainoista. Sitä, miten osakepääoman korotus ([2 000–2 500] miljoonaa euroa) jaetaan pääomasijoitukseen ja osakaslainoihin, ei ole vielä päätetty.

(66)

Belgia toteaa, että osakkeenomistajien rahoitusvelvoitteita ja osakaslainaa voidaan pitää tasavertaisin ehdoin myönnettävänä rahoituksena ja että osakaslaina myönnetään markkinaehdoin, minkä vuoksi osakkeenomistajien rahoituksesta ei aiheudu tuensaajille valikoivaa etua.

(67)

Korvaussopimuksen ovat tehneet BE-NUC, Luminus ja korvaussopimuksen vastapuoli, joka on Belgian valtion itsenäinen yksikkö, jolla on riippumaton taloushallinto, jäljempänä ’BE-WATT’. Korvaussopimuksen tavoitteena on suojautua markkinahintojen epävarmuudelta ja vähentää LTO-yksiköiden, BE-NUC:n ja Luminuksen omistajille aiheutuvaa LTO-hankkeen tuloihin liittyvää riskiä. Sen avulla BE-NUC:n ja Luminuksen on tarkoitus saada LTO-yksiköiden toiminnasta riittävät tulot yksiköiden turvallisen ja luotettavan toiminnan ja taloudellisen kannattavuuden varmistamiseksi, ja osakkeenomistajat voivat odottaa vaadittua markkinaehtoista taloudellista tuottoa.

(68)

Belgia selventää erityisesti, että liiketoimen rahoitusperiaatteet ovat seuraavat:

(69)

Rahoitustukimekanismeja (hinnanerosopimusta, MOCP-maksua ja SDC-lainoja) selitetään tarkemmin jäljempänä 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 ja 3.3.1.3.4 jaksossa.

(70)

Yleisesti ottaen (tavoiteltu) sisäinen korkokanta on vähimmäistuottotaso, jonka sijoittajat hyväksyvät korvaukseksi tietystä investointihankkeen riskitasosta. Sisäisen korkokannan tavoitteesta käytetään usein nimitystä ”kynnystuotto”. Se on kynnysarvo, joka hankkeen sisäisen korkokannan on vähintään saavutettava, jotta hanke toteutettaisiin. Teoriassa kynnystuotto on pääomakustannusten (esimerkiksi painotetun pääomakustannusten keskiarvon) ja kynnyspreemion summa. Toisin sanoen siinä yhdistyvät vertailukelpoisten hankkeiden/omaisuuserien tuottoasteet sekä tiettyyn riskiprofiiliin perustuvat mukautukset, kuten hankekohtaiset preemiot, joilla katetaan ei-hajautettavissa olevat riskit.

(71)

Tässä tapauksessa sähkön tasoitetut kokonaistuotantokustannukset (LCOE) vastaavat sähkön keskihinnan (tai hinnanerosopimuksen rajahinnan) vähimmäistasoa, joka LTO-hankkeesta on tarkoitus saada sen sisäisen korkokannan tavoitteen saavuttamiseksi. Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 72 kappaleessa mainitaan, allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin alustava rajahinta, joka perustui oletukseen, jonka mukaan LTO-yksiköiden nykyaikaistamisen kustannukset ovat noin [2–2,5] miljardia euroa, oli [80–90] euroa megawattituntia kohti (vuoden 2022 arvoina). Belgian laskelmien mukaan kun otetaan huomioon (tehostetun) tappion/voiton jakomekanismin (markkinahintariskin oikaisumekanismin) soveltaminen, allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin mukainen rajahinta voi vaihdella [80–90] eurosta megawattituntia kohti [80–90] euroon megawattituntia kohti (vuoden 2022 arvoina).

(72)

Belgian mukaan sisäisen korkokannan tavoite on LTO-hankkeen riskialttiuden huomioon ottaen varovainen. Väite perustuu i) vertailuanalyysiin Belgiassa tehtyjen muiden ydinvoimainvestointien ja muiden energia-alan omaisuuserien tuottoasteista (ks. 3.3.1.3.1.1 jakso), ii) arvioon BE-NUC:n pääomakustannuksista (sekä painotetusta keskimääräisestä pääomakustannuksesta että oman pääoman kustannuksesta) CAPM-hinnoittelumallin perusteella (ks. 3.3.1.3.1.2 jakso) ja iii) simulaatioon odotetusta markkinahintariskin mukaan oikaistusta sisäisestä korkokannasta päivitettyjen markkinaolosuhteiden valossa, joka osoittaa, että LTO-hankkeen odotettu sisäinen korkokanta on alempi kuin täytäntöönpanosopimuksen neuvotteluajankohtana (ks. 3.3.1.3.1.3 jakso).

(73)

Belgia esitti kansainvälisen vertailuarvon, joka koskee eri alueilla ydinvoimaloiden operaattoreina toimivien yritysten sekä Belgian kapasiteettimekanismin mukaisesti korvauksia saavien kaasuvoimaloiden ja muun tyyppistä energian siirto- ja varastointi-infrastruktuuria Belgiassa ylläpitävien yritysten tavoiteltuja tuottoasteita ja pääomakustannuksia. Vertailuanalyysia hienosäädettiin aloittamispäätöksen hyväksymisen jälkeen erityisesti siten, että siinä kuvattiin tarkemmin kyseisten yritysten ja hankkeiden riskien jakamiseen vaikuttavien sääntelykehysten ja mahdollisten muiden järjestelmien luonnetta. Taulukossa 3 esitetään yleiskatsaus vertailtujen hankkeiden ja yritysten tavoitetuottoastetta tai painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskevista julkistetuista arvioista.

Taulukko 3

Vertailtujen hankkeiden/yritysten painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskevat julkistetut arviot

(74)

Taulukossa 4 esitetään yleiskatsaus riskejä lieventävistä seikoista vertailluissa hankkeissa tai yrityksissä.

Taulukko 4

Vertailtujen hankkeiden/yritysten riskejä lieventävät seikat

(75)

Belgian mukaan vertailuanalyysissä tulee erityisesti esiin kolme seikkaa:

(76)

Näin ollen Belgia katsoo, että hankkeen tavoiteltu 6–8 prosentin sisäinen korkokanta sijoittuu markkinaehtoisten ja näin ollen liiallisia korvauksia aiheuttamattomien tuottojen todennäköisen vaihteluvälin sisälle.

(77)

Vahvistaakseen, onko tavoiteltu 7 prosentin sisäinen korkokanta markkinaehtoisen tuoton todennäköisen vaihteluvälin sisällä, Belgia toimitti vertailuanalyysin lisäksi pääomakustannuksia koskevan arvion, jossa käytettiin kahta mittaria, painotettua keskimääräistä pääomakustannusta ja velatonta oman pääoman kustannusta, koska BE-NUC ei ole velkarahoitteinen.

(78)

Belgian saamat painotettua keskimääräistä pääomakustannusta ja velatonta oman pääoman kustannusta koskevat arviot olivat 6,2–7,4 prosenttia (jolloin hankkeen riskipreemio on 3,1–4,3 % riskittömän koron lisäksi). Belgian mukaan tämä osoittaa ja vahvistaa edelleen, että tavoiteltu 7 prosentin sisäinen korkokanta on oikeasuhteinen eikä johda liiallisiin korvauksiin. Jäljempänä olevissa jaksoissa selitetään tarkemmin, miten painotettua keskimääräistä pääomakustannusta ja velatonta oman pääoman kustannusta koskevat vaihteluvälit arvioitiin.

(79)

Ensimmäinen mittari pääomakustannusten arvioimiseksi on painotettu keskimääräinen pääomakustannus. Se edustaa vähimmäistuottoprosenttia, joka hankkeen on tarjottava voidakseen houkutella pääomaa. Tämä vähimmäistuotto edustaa tuottoa, jonka mahdolliset sijoittajat voisivat saada, jos he päättäisivät sijoittaa johonkin toiseen hankkeeseen, jolla on kassavirran, ajoituksen ja riskin osalta vastaavat ominaisuudet. Painotettu keskimääräinen pääomakustannus (WACC) verojen jälkeen lasketaan seuraavalla kaavalla:

(80)

Painotettu keskimääräinen pääomakustannus on siis i) oman pääoman kustannus painotettuna oman pääoman markkina-arvon osuudella kokonaispääomasta (wE) ja ii) velan kustannus (verojen jälkeen) painotettuna velan markkina-arvon osuudella kokonaispääomasta (1–wE). Oman pääoman kustannus lasketaan pääomahyödykkeiden hinnoittelumallin, jäljempänä ’CAPM-malli’, perusteella. Se on vakiomalli, jolla mitataan sijoittajan tarvitsema tuotto rahan arvon vaihtoehtokustannusten kattamiseksi tietyllä sijoitushorisontilla (riskitön korko) sekä markkinariskin kattamiseksi (51). Velallisen oman pääoman beetan arvo (β E ) kuvaa altistumista markkinariskille. Parametrien volatiliteetin vuoksi CAPM-malliin syötetyt parametrit laskettiin vaihteluväleinä.

(81)

Velallisen oman pääoman beetan laskemisen osalta Belgia katsoo, että koska yhteisyritys on uusi ja yksityisessä omistuksessa oleva yritys, jolla on kaksi olemassa olevaa LTO-ydinvoimayksikköä, joiden odotetaan tuottavan energiaa kymmenen vuoden ajan, sen beetaa ei voida laskea markkinatietojen tai historiallisten tietojen perusteella, vaan se on arvioitava useiden vertailukelpoisten pörssiyhtiöiden avulla. Koska vertailukelpoisia yleishyödyllisiä laitoksia, joiden tuotanto perustuu kokonaan ydinvoimaan, ei kuitenkaan ole, Belgia tarkasteli otosta, joka koostui viidestä julkisesti noteeratusta eurooppalaisesta yleishyödyllisestä laitoksesta, joiden tuotannossa ydinvoiman osuus on suurin, toisin sanoen vastaavia hankkeita, joiden hajautetuissa tuotantoportfolioissa 15–65 prosenttia tuotannosta tuotetaan ydinvoimaloissa (ks. taulukko 5).

Taulukko 5

Vaihtelevassa määrin ydinvoimaa tuotannossaan käyttävien vertailukelpoisten yleishyödyllisten laitosten velaton beeta

(82)

Belgia selitti, että kaikki yleishyödylliset laitokset ovat hajautettuja julkisesti noteerattuja yleishyödyllisiä laitoksia, joilla on huomattavasti sääntelyviranomaisen määrittämän pääomapohjan alaista verkko-omaisuutta ja/tai tuettuja uusiutuvan energian omaisuuseriä, toisin kuin yhteisyritys, joka on yksityinen yhteisö ja tuottaa sataprosenttisesti ydinvoimaa korvaussopimuksen mukaisesti. Näiden vertailukelpoisten yritysten perusteella tehdyssä järjestelmäriskien arviossa todennäköisesti aliarvioitaisiin BE-NUC:n järjestelmäriski.

(83)

Belgia syötti taulukossa 6 esitetyt parametrit painotetun keskimääräisen pääomakustannuksen kaavaan, ja niiden ja muiden vuonna 2023 havaittujen syöttötietojen perusteella saatiin teoreettinen painotettu keskimääräinen pääomakustannus, joka on 6,2–7,4 prosenttia ja johon sisältyy riskittömän koron 3,1–4,3 prosentilla ylittävä preemio.

Taulukko 6

BE-NUC:n painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskeva arvio ja keskeiset taustaparametrit

(84)

Toinen menetelmä perustuu oman pääoman kustannukseen, jolla mitataan vaadittavaa hankkeen osakkaille tuottamaa tuottoa olettaen, että velkarahoitusta ei ole, mikä pätee LTO-hankkeeseen. Vaikka myös oman pääoman kustannukseen perustuvassa lähestymistavassa käytetään CAPM-mallia, se perustuu velattomaan oman pääoman kustannukseen (jolla siis ei ole velan vipuvaikutusta) (52). Velaton oman pääoman kustannus lasketaan seuraavasti:

(85)

Kukin oman pääoman kustannusta koskevan yhtälön parametri arvioitiin seuraavasti (ks. taulukko 7):

(86)

Kun edellä esitetyt arviot sijoitetaan oman pääoman kustannusta koskevaan yhtälöön, velattoman oman pääoman kustannuksen arvioksi saadaan 6,2–7,5 prosenttia (ks. taulukko 7), johon sisältyy riskittömän koron lisäksi 3,1–4,3 prosentin preemio, mikä vastaa saatuja painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskevia tuloksia.

Taulukko 7

BE-NUC:n velatonta oman pääoman kustannusta koskevat arviot ja niiden perustana olevat parametrit (koko vaihteluväli)

(87)

Ottaen huomioon edellä arvioidut parametrit (niiden koko vuoden 2023 kattavien mahdollisten vaihteluvälien osalta) Belgia arvioi kolme mahdollista skenaariota siitä, mikä velaton oman pääoman kustannus oli osapuolten välisen sopimuksen tekohetkellä vuonna 2023. Nämä vaihtoehdot vaihtelevat 6,8 prosentista 7,3 prosenttiin (ks. taulukko 8).

Taulukko 8

Kolme BE-NUC:n velatonta oman pääoman kustannusta koskevaa skenaariota (supistettu vaihteluväli)

(88)

Belgia myöntää, että CAPM-mallilla on rajoituksensa BE-NUC:n pääomakustannusten arvioinnissa, koska suoraan vertailukelpoisia julkisesti noteerattuja yrityksiä ei ole ja koska hankkeen riskiprofiiliin ja rahoitustapaan liittyy erityispiirteitä (54). Belgia tuo erityisesti esiin ydinvoimasektorin erityisyyden ja sen, ettei se ole täysin vertailukelpoinen muiden omaisuuseräryhmien kanssa.

(89)

Lisäksi Belgia käsittelee erilaisia preemioita, joita sijoittajat tavallisesti edellyttävät CAPM-mallia soveltamalla johdetun painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskevan arvion lisäksi sijoittaakseen käytännössä vastaaviin pitkän aikavälin investointihankkeisiin. Belgia esittää yhden mahdollisen perustelun tarpeelle ottaa tämä painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskevan arvion ylittävä preemio huomioon suhteessa pitkän aikavälin investointihankkeiden pääoman sitomista koskevaan riskiin, jota ei voida hajauttaa ja josta ei saada tuottoa CAPM-mallin nojalla (55). Lisäksi toinen preemion huomioon ottamiselle esitetty perustelu liittyy siihen, että Euroopassa on pulaa pääomasta energiapoliittisten tavoitteiden saavuttamiseksi, koska hankkeiden välillä on huomattavaa kilpailua investoinneista, mikä nostaa pääoman houkuttelemiseksi tarvittavaa tuottoastetta. Belgia toteaa, että yleishyödyllisten laitosten yleisenä käytäntönä on lisätä 1,5–4 prosentin preemio, ja antaa joitakin esimerkkejä tämän tueksi (56). Belgia lisää, että toinen painotettua keskimääräistä pääomakustannusta koskevan arvion ylittävä rahoituspreemion huomioon ottamista puoltava peruste on tämän investoinnin luonteen vuoksi epälikvidisyyspreemio (57) ja että tätä tukevat sekä akateemiset tutkimukset (joiden mukaan tämän preemion vaihteluväli on 0,7–7,3 prosenttia) (58) että alan toimijat (59). Nämä preemiot voitaisiin lisätä CAPM-mallilla saatuihin painotettua keskimääräistä pääomakustannusta tai oman pääoman kustannusta koskeviin arvioihin, kuten edellä olevissa jaksoissa on selitetty, ja ne tukevat Belgian väitettä, jonka mukaan sisäisen korkokannan tavoite on varovainen, kun otetaan huomioon hankkeen riskialttius.

(90)

Belgian mukaan markkinahintariskin oikaisumekanismin vaikutus on se, että tavoiteltu markkinahintariskin mukaan oikaistu sisäinen korkokanta vaihtelee dynaamisesti 6–8 prosentin välillä. Belgia katsoo, että vaikka sisäisen korkokannan tavoitteeksi asetettaisiin 7 prosenttia ennen markkinahintariskin mukaista oikaisua, nykyisissä markkinaolosuhteissa (joissa odotetut markkinahinnat ovat alhaisemmat kuin allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa) voidaan odottaa alhaisempaa sisäistä korkokantaa kuin korvaussopimuksesta neuvoteltaessa arvioitiin.

(91)

Tämän osoittamiseksi Belgia esitti useisiin lähteisiin perustuvan analyysin markkinaodotusten kehityksestä korvaussopimuksesta käytyjen neuvottelujen jälkeen vuosina 2025–2035 ja näiden tarkistettujen ennusteiden vaikutuksesta LTO-hankkeen odotettuun sisäiseen korkokantaan (soveltamalla markkinahintariskin oikaisumekanismia).

(92)

Kaaviossa 1 esitetään alkuperäiset hintakäyrät vuoden 2023 lopussa (eli sopimusten tekohetkellä). Eri hintaennusteissa markkinahinnat – jotka esitetään keskiskenaariossa jatkuvina viivoina – ovat aluksi 120 euroa megawattituntia kohti vuonna 2025 ja laskevat vuoteen 2033 asti siten, että keskimääräinen hinta on 87 euroa megawattituntia kohti.

Kaavio 1

Allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin alkuperäiset peruskuormahintakäyrät (euroa/MWh) (vuoden 2022 arvot)

(93)

Kaaviosta 2 käy ilmi, että nykyisen keskiskenaarion sähkönhintaennusteet (60), jotka esitetään jatkuvina viivoina, ovat laskeneet allekirjoitusajankohdan rahoitusmallia laadittaessa käytettyihin ennusteisiin verrattuna. Esimerkiksi [...] vuoden 2022 neljännen neljänneksen keskiskenaarion hintaennuste, jota käytetään muun muassa viitekäyränä allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa, esitetään tässä kaaviossa punaisella katkoviivalla. Vuoden 2022 lopussa hintojen ennustettiin olevan 120 euroa megawattituntia kohti vuonna 2025, mutta tällä hetkellä hintojen ennustetaan vuonna 2025 olevan 85 euroa megawattituntia kohti tai vielä alhaisemmat. Vuoden 2022 jälkeen tapahtunut markkinakehitys on laskenut kymmenen seuraavan vuoden ennustettuja sähkön tukkuhintoja muun muassa perustuotteiden (kaasun ja hiilidioksidin) hintaennusteiden alenemisen vuoksi. Kaavio 2 osoittaa myös, että nykyisten keskiskenaarion ennusteiden mukaan hinnat pysyvät suhteellisen vakaina vuosina 2025–2035 ja vaihtelevat 69 eurosta 86 euroon megawattituntia kohti.

Kaavio 2

Syksyllä 2024 päivitetyt peruskuormahintakäyrät (euroa/MWh) (vuoden 2022 arvot)

(94)

Belgia päättelee edellä esitettyjen lukujen perusteella, että markkinahintaodotukset ovat laskeneet.

(95)

Belgian mukaan edellä olevissa kaaviossa esitetty harmaa alue edustaa sisäisen korkokannan tavoitteeseen markkinahintariskin mukaan tehtyjen oikaisujen hintahaarukkaa (kuten korvaussopimuksessa alun perin määrättiin) eli markkinahinnan vaihteluväliä, jossa sisäisen korkokannan tavoitetta mukautetaan (61). Alhaisemmat markkinahintaodotukset viittaavat odotetun markkinahintariskin mukaan oikaistun sisäisen korkokannan alenemiseen. Sopimuksessa alun perin kaavailtujen markkinahintariskin oikaisumekanismin parametrien mukaan LTO-hankkeen odotetun sisäisen korkokannan ennakoitiin vuoden 2024 kolmannella neljänneksellä olevan 6,7 prosenttia (jos kaikki allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin oletukset toteutuivat). Markkinahintariskin oikaisumekanismin päivitettyjen parametrien (ks. 3.3.1.3.2 jakso) vuoksi BE-NUC:n tulot ja sisäinen korkokanta ovat herkempiä markkinahinnoille ja odotettu sisäinen korkokanta alenee 6,5 prosenttiin (jos kaikki allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin oletukset toteutuvat) hintaennusteiden pysyessä samoina (ks. taulukko 9).

Taulukko 9

Odotettu sisäinen korkokanta (alkuperäisen ja päivitetyn markkinahintariskin oikaisumekanismin mukaan) ja tavoiteltu sisäinen korkokanta (vuoden 2024 kolmas neljännes)

(96)

Hinnanerosopimusta sovelletaan Belgian valtion ja BE-NUC:n välillä sekä Belgian valtion ja kyseisten kahden ydinreaktorin toisen yhteisomistajan Luminuksen välillä. Tämä tarkoittaa, että Belgian valtio takaa LTO-yksiköiden yhteenlasketusta mitatusta sähköntuotannosta ennalta määritellyn tavoitehinnan, jäljempänä ’rajahinta’, joka indeksoidaan koko korvaussopimuksen voimassaolon ajan. Jos viitemarkkinahinta on korkeampi kuin rajahinta, BE-NUC ja Luminus maksavat Belgian valtiolle positiivisen eron kerrottuna tosiasiallisella mitatulla tuotannolla. Jos viitemarkkinahinta on alempi, Belgian valtio maksaa BE-NUC:lle ja Luminukselle negatiivisen eron kerrottuna tosiasiallisella mitatulla tuotannolla. Hintaeroihin perustuvat maksut lankeavat maksettaviksi ensimmäisenä tuotantopäivänä (päivänä, jona asianomainen LTO-yksikkö syöttää sähköä suurjänniteverkkoon ensimmäisen kerran toimintansa alkuperäisen lakisääteisen päättymispäivän jälkeen), ja ne suoritetaan suhteessa siihen, kuinka suuri BE-NUC:n ja Luminuksen osuus LTO-yksiköiden tuottamasta sähköstä on.

(97)

Hinnanerosopimuksen tärkeimmät parametrit ovat

(98)

Belgian mukaan se, että vuorokausimarkkinat valittiin hinnanerosopimuksessa alun perin viitemarkkinahinnaksi, on Compass Lexeconin riippumattoman analyysin (62) perusteella asianmukaista LTO-hankkeen yhteydessä, erityisesti LTO-yksiköissä tehtävien rakennustöiden aikana (uudelleenkäynnistysvaiheessa 31 päivään joulukuuta 2028 asti). Lisäksi Belgia toteaa, että korvaussopimukseen sisällytetyn joustavuuden ansiosta sopimuksen voimassaoloaikana on mahdollista valita muita viitemarkkinahintoja Belgian markkinatilanteen ja tarpeiden kehityksen mukaan ja säilyttää samalla alkuperäisen hinnanerosopimuksen mukainen riskien ja tuoton tasapaino. Belgia perustelee vuorokausimarkkinoiden käyttöä myös seuraavilla seikoilla:

(99)

Belgian talousministeriö on tilannut tutkimuksen BE-WATTin (hinnanerosopimuksen vastapuoli) markkinariskien hallintastrategiasta. Parhaillaan tehtävän tutkimuksen tavoitteena on valmistella BE-WATT-yksikön käyttöönottoa erityisesti sen riskinhallintatehtävän osalta. Tutkimuksesta voidaan todeta seuraavaa:

(100)

Belgian hallitus voi korvaussopimuksen vastapuolena tarkastella uudelleen alun perin valittua viitemarkkinahintaa BE-NUC:n ja Luminuksen suostumuksella enintään kolme kertaa sopimuksen keston aikana LTO-yksiköiden rakennustöiden alkuvaiheen päätyttyä, esimerkiksi Belgian markkinatilanteen ja tarpeiden kehityksen mukaan, mutta sen on säilytettävä alkuperäisen hinnanerosopimuksen mukainen riskien ja tuoton tasapaino.

(101)

Rajahinta indeksoidaan vuosittain painotetun indeksoinnin perusteella, ja sitä voidaan tarkistaa tiettyinä ajankohtina seuraavasti:

(102)

Rajahinnan laskemisessa käytettävät tiedot saadaan yksityiskohtaisesta rahoitusmallista, jonka BE-NUC laatii ja päivittää Belgian ilmoittamien parametrien mukaisesti. Rahoitusmalli (ja siihen mahdollisesti tehtävät päivitykset) edellyttää korvaussopimuksen vastapuolen hyväksyntää. Jos hyväksyntää ei anneta, BE-NUC ja korvaussopimuksen vastapuoli voivat saattaa tällaisen rahoitusmallia koskevan kysymyksen riippumattoman asiantuntijan ratkaistavaksi erityisen asiantuntijapäätösmenettelyn mukaisesti.

(103)

Belgian mukaan hinnanerosopimus vähentää BE-NUC:n altistumista markkinariskille ja markkinahintojen vaihteluille.

(104)

Belgia toteaa, että vaikka hinnanerosopimus vähentää BE-NUC:n altistumista markkinariskille ja markkinahintojen vaihteluille, siihen sisältyy riskinjakomekanismeja, joilla on tarkoitus varmistaa, että BE-NUC:hen kohdistuu edelleen joitakin markkinariskejä ja kannustimia. Korvaussopimukseen sisältyy erityisesti tappion/voiton jakomekanismi (markkinahintariskin oikaisumekanismi) siltä varalta, että markkinahinnat osoittautuvat rajahintaa alhaisemmiksi tai korkeammiksi.

(105)

Markkinahintariskin oikaisumekanismin tavoitteena on kannustaa BE-NUC:tä optimoimaan kustannusrakenteensa ennen rajahinnan asettamista ja tarkistamista (2025/2029), maksimoimaan reaktoreiden tuotanto, kun hintojen odotetaan olevan korkeat ja sähköjärjestelmä lähestyy niukkuutta, ja vähentämään windfall-voittoja.

(106)

Markkinahintariskin oikaisumekanismi johdetaan ja lasketaan seuraavasti:

(107)

Markkinahintariskin oikaisumekanismin alkuperäisessä mallissa, jäljempänä ’alkuperäinen markkinahintariskin oikaisumekanismi’, rajahinnan ja ylemmän (alemman) kynnysarvon välinen vaihteluväli jaettiin 30 positiiviseen (negatiiviseen) markkinahintariskin oikaisumekanismin arvoon. Verrattuna alkuperäiseen markkinahintariskin oikaisumekanismiin päivitetty markkinahintariskin oikaisumekanismi käynnistyy nopeammin, eli tappion/voiton jakomekanismi vastaa markkinahintojen haarukkaa, jossa oikaisuväli on +/–20 prosenttia eikä +/–30 prosenttia.

(108)

Tämän perusteella Belgia katsoo, että (päivitetty) markkinahintariskin oikaisumekanismi tarjoaa BE-NUC:lle vahvoja kannustimia

(109)

Belgia lisää, että muutetussa hinnanerosopimuksen mallissa päätösvalta siitä, milloin talousperusteista tehonsäätöä koskeva päätös olisi tehtävä, siirretään energianhallintapalvelusopimuksen kumppanille (ks. 3.3.1.5 jakso). Energianhallintapalvelusopimuksen mukainen korvaus ei ole ainoastaan kiinteä, kuten alun perin suunniteltiin, vaan kiinteän osan lisäksi myös muuttuva, ja näin tarjotaan kannustimia hyödyntää parhaalla mahdollisella tavalla tehonsäätöjä, joiden määrä on rajoitettu 30:een polttoainekiertoa kohti (ks. johdanto-osan 13 kappale). Verrattuna alkuperäiseen hinnanerosopimuksen malliin, jonka mukaan tehonsäätöä koskevat päätökset oli määrä tehdä tehonsäädön kiinteän kynnysarvon perusteella, muutettu hinnanerosopimuksen malli ei enää perustu tehonsäädön kiinteään kynnysarvoon, vaan kannustaa toteuttamaan tehonsäätöjä silloin, kun ne ovat kannattavimpia (eli kun hintojen odotetaan olevan erittäin negatiivisia riittävän kauan). Energianhallintapalvelusopimuksen mukaista korvausta käsitellään lähemmin 3.3.1.5.2 jaksossa.

(110)

Belgia korostaa myös, että hinnanerosopimus on aloittamispäätöksen johdanto-osan 80 kappaleessa esitetyistä syistä tarkoituksenmukainen ja oikeasuhteinen väline havaittujen markkinoiden toimintapuutteiden ja erityisten ydinvoimaan liittyvien riskien torjumiseksi ja siten toimenpiteen tavoitteiden saavuttamiseksi ja että sillä säilytetään samalla tehokkaat markkinasignaalit. Belgia selventää, että hinnanerosopimuksesta saatavat mahdolliset tuotot ohjautuvat valtion yleiseen talousarvioon, mutta niistä pidetään erillistä kirjanpitoa. Niitä käytetään pääasiassa hinnanerosopimuksen mukaisten korvaussopimuksen vastapuolen maksujen rahoittamiseen. Jos hinnanerosopimuksen tuotot ylittävät hinnanerosopimuksen kustannusten rahoittamiseen tarvittavat määrät, niitä voitaisiin käyttää jonkin muun hinnanerosopimuksen kustannusten rahoittamiseen. Belgia sitoutuu siihen, että yli jäävät hinnanerosopimuksen tuotot jaetaan yrityksille. Belgia sitoutuu lisäksi ilmoittamaan komissiolle, jos hinnanerosopimuksen tuotot jaetaan yrityksille, ja tarvittaessa tekemään tällaisesta toimenpiteestä virallisen ilmoituksen. Belgia vahvistaa myös, että hinnanerosopimukseen on sisällytetty seuraamuslausekkeita siltä varalta, että hinnanerosopimus irtisanotaan yksipuolisesti ennenaikaisesti.

(111)

Jos BE-NUC:n tulot eivät riitä kattamaan käyttö- ja kunnossapitosopimuksen nojalla minä tahansa kuukautena maksettavaksi tulevia kustannuksia sekä muita LTO-yksiköiden toiminnan kannalta välttämättömiä toimintaan, polttoaineeseen ja kunnossapitoon liittyviä pääomakustannuksia, korvaussopimuksen vastapuolen on suoritettava BE-NUC:lle vajeen kattava maksu, jolla varmistetaan riittävä kassavirta näiden kustannusten kattamiseksi ja yhteisyrityksen pitkän aikavälin taloudellinen elinkelpoisuus (63).

(112)

MOCP-maksu koostuu kahdesta osasta: Vähimmäistoimintakustannukset: i) tulovajeen kattava maksu, jolla varmistetaan riittävät kassavirrat LTO-yksiköiden toiminnan edellyttämien kustannusten kattamiseksi ja yhteisyrityksen pitkän aikavälin taloudellisen elinkelpoisuuden turvaamiseksi, ja ii) sijoitetun pääoman kustannussuoja, joka on 50 prosenttia LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisen jaksotetuista pääomakustannuksista (kolmen vuoden välein).

(113)

Belgian mukaan mikä tahansa yksittäinen tapahtuma, joka vähentää LTO-yksiköiden käytettävyyttä huomattavan pitkään yhden vuoden aikana ja/tai aiheuttaa toistuvia käyttökatkoksia usean vuoden aikana, saattaa aiheuttaa merkittäviä tappioita BE-NUC:lle.

(114)

Belgia pyysi Electrabelia arvioimaan merkittävien odottamattomien käyttökeskeytysten riskin LTO-yksiköiden koko käyttöiän aikana historiallisten tietojen perusteella. Electrabelin mukaan merkittävä odottamaton käyttökeskeytys (64) on erittäin todennäköinen LTO-yksiköiden käyttöiän kymmenvuotisen pidentämisen aikana. Tämän osoittamiseksi Electrabel mainitsi kaikkien seitsemän ydinreaktorin osalta 11 vuoden aikana (vuosina 2012–2022) tapahtuneita käyttökeskeytyksiä (ks. taulukko taulukko 10). Electrabel katsoo, että tämä aiempiin tapauksiin perustuva lähestymistapa antaa hyödyllistä tietoa seuraavista syistä:

(115)

Taulukossa 10 esitetyistä tiedoista käy ilmi, että kaikissa seitsemässä ydinvoimayksikössä oli vuosina 2012–2022 merkittäviä odottamattomia käyttökeskeytyksiä, joihin ydinvoimalan operaattori ei voinut vaikuttaa ja jotka johtivat siihen, että keskimääräinen käytettävyys oli 59 prosenttia yksikköä kohti (suunniteltujen käyttökatkosten lisäksi). Näin ollen epäkäytettävyys kesti kussakin tapauksessa keskimäärin 7 kuukautta. Belgian seitsemässä ydinvoimayksikössä oli vuosina 2012–2022 yhteensä 11 merkittävää odottamatonta käyttökeskeytystä. Odottamattomien käyttökeskeytysten syitä olivat muun muassa reaktorin paineastiassa olevat vetymurtumat, betonin rapautuminen (joka edellytti huomattavia korjaustöitä), laiteviat, vuodot ja sabotaasi. Näin ollen Belgia toteaa, että reaktoria kohti tapahtui keskimäärin 1,6 (11/7) merkittävää odottamatonta käyttökeskeytystä kymmenen vuoden aikana.

(116)

Belgian mukaan on niin, että kun käytössä on useita ydinvoimayksiköitä (tai ydinvoimaloita), yhden tai useamman yksikön häiriöiden aikana syntyvät tulonmenetykset voidaan osittain korvata muiden yksiköiden tuottamilla tuloilla. LTO-hankkeen osalta näiden järjestelmäriskien (jotka liittyvät useimmissa yksiköissä samanaikaisesti tapahtuviin käyttökeskeytyksiin) odotetaan kuitenkin voimistuvan, kun Belgian ydinvoimalakanta pienenee vuodesta 2025 alkaen ja muuttuu vähemmän hajautetuksi, varsinkin kun kaksi LTO-yksiköistä käyttää samaa teknologiaa. Molempiin LTO-yksiköihin huomattavan osan vuodesta vaikuttavaa merkittävää käyttökeskeytystä ei sen vuoksi pidetä epätodennäköisenä.

(117)

Yksikön epäkäytettävyyden 59 prosentin todennäköisyys, joka vastaa noin seitsemää kuukautta, vastaa yhden merkittävän odottamattoman käyttökeskeytyksen keskimääräistä kestoa. Electrabel pitää LTO-yksiköiden toiminnasta Belgiassa saamiensa omien kokemusten perusteella tätä kestoa realistisena arviona, koska merkittävät käyttökeskeytykset edellyttävät huomattavia teknisiä töitä, varaosien hankintaa, turvallisuusvaikutusten arviointia ja laajoja keskusteluja ydinturvallisuusviranomaisen kanssa ennen kuin ydinreaktorit voidaan käynnistää uudelleen.

(118)

Belgia selittää lisäksi, että IAEA:n ohjeeseen SSG-25 (66) perustuvat määräaikaiset turvallisuusarvioinnit, joita on tehty kymmenen vuoden välein toiminnan aloittamisesta alkaen, ovat johtaneet merkittäviin suunnittelun parannuksiin ja investointeihin, joilla on pyritty vastaamaan ydinvoimayksiköiden ikääntymiseen ja vanhentumiseen sekä ylläpitämään niiden turvallisuutta ja luotettavuutta. Näistä määräaikaisista arvioinneista huolimatta ydinvoimalan operaattori ei kuitenkaan voi sulkea pois sitä mahdollisuutta, että syntyy uusia ongelmia, jotka aiheuttavat ydinvoimayksiköille merkittäviä käyttökeskeytyksiä.

(119)

Arvioidakseen LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisen aikana tapahtuvan merkittävän odottamattoman käyttökeskeytyksen vaikutusta BE-NUC:hen sekä MOCP-maksun vaikutuksia Belgia tarkasteli merkittäviä käyttökeskeytyksiä koskevia mahdollisia skenaarioita (ks. taulukko 11), jotka perustuvat taulukon 10 tietoihin. Kuten muissakin arvioinneissa, Belgia teki havainnollistavat laskelmat 13 päivänä joulukuuta 2023 päivätyn allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin perusteella.

(120)

Belgian mukaan edellä esitetty analyysi osoittaa, että MOCP-maksu on suunniteltu kattamaan yhteisyrityksen taloudellista elinkelpoisuutta uhkaavien mahdollisten merkittävien käyttökeskeytysten vaikutukset ja se jättää monet epäkäytettävyyden riskit yhteisyrityksen kannettaviksi: skenaariossa 1 MOCP-maksua ei makseta keskimääräisen merkittävän käyttökeskeytyksen sattuessa eikä se takaa tuottoa osakkeenomistajille, joilla on edelleen riski siitä, että ne eivät saa sijoituksiaan takaisin.

(121)

Joissakin skenaarioissa MOCP-maksu saattaa aiheuttaa Belgian valtiolle suhteellisen suuria kustannuksia, koska se maksetaan vaikutukseltaan merkittävien käyttökeskeytysten sattuessa, kuten edellä on esitetty. Tämän ongelman ratkaisemiseksi Belgia otti käyttöön MOCP-maksujen ylärajan. Näin ollen korvaussopimuksen vastapuoli (Belgian valtio) käyttää korvaussopimuksen mukaista sopimuksen irtisanomisoikeuttaan (67), jos maksetut MOCP-maksut saavuttavat 2 miljardin euron määrän, jäljempänä ’MOCP-maksujen kynnysarvo’, mikäli tämä vaikuttaa asianmukaiselta muun muassa seuraavien seikkojen valossa:

(122)

Belgian mukaan sopimuksen irtisanominen ei tietyissä olosuhteissa olisi tarkoituksenmukaista. Näin on silloin, kun

(123)

Jos korvaussopimuksen vastapuoli päättää olla käyttämättä irtisanomisoikeuttaan tai -oikeuksiaan, Belgia toimittaa perustelunsa komissiolle arviointia varten.

(124)

MOCP-maksujen kynnysarvon määrä vastaa MOCP-maksujen ylärajaa skenaariossa, jossa molemmat LTO-yksiköt ovat yhtä aikaa poissa käytöstä kahden peräkkäisen vuoden ajan. Odotetut MOCP-maksut kaksi vuotta kestävistä käyttökeskeytyksistä riippuvat siitä, minä vuonna keskeytykset tapahtuvat. Belgia toimitti vuosikohtaiset laskelmat vuotuisista MOCP-maksuista ja niiden kokonaismääristä kahden peräkkäisen vuoden ajalta (ks. taulukko 12) 13 päivänä joulukuuta 2023 päivätyn allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin alustavien ennusteiden perusteella.

Taulukko 12

MOCP-maksujen simulointi

(125)

Sen kahden vuoden viitejakson arvioimiseksi, jota käytetään MOCP-maksulle ehdotetun 2 miljardin euron ylärajan laskemiseen, Belgia esittää joitakin esimerkkejä ydinreaktoreista, jotka on suljettu pysyvästi teknisistä syistä Yhdysvalloissa (koska näin ei ole toistaiseksi koskaan tapahtunut Euroopassa) (68). Belgian mukaan nämä esimerkit osoittavat, että kahden vuoden viiteajanjakso vastaa alan todellista tilannetta, sillä kahden vuoden ajanjaksoa sen jälkeen, kun on havaittu molempien LTO-yksiköiden pysäyttämistä edellyttävä ongelma, voidaan yleensä pitää kohtuullisena rajakohtana, jonka jälkeen voidaan kyseenalaistaa korjaustöiden jatkaminen tai harkita lopullista sulkemista.

(126)

MOCP-maksun käyttöön ottamiseksi BE-NUC hankkii joko osakkeenomistajiltaan tai ulkopuoliselta osapuolelta käyttöpääomajärjestelyn viimeistään ensimmäisenä jommankumman LTO-yksikön uudelleenkäynnistyspäivänä. Käyttöpääomajärjestelyllä rahoitetaan LTO-yksiköiden toiminnasta johtuva käyttöpääoman tarve. BE-NUC saa nostaa varoja käyttöpääomajärjestelystä, jos sen tulevien ja lähtevien rahavirtojen erotus on pienempi kuin korvaussopimuksessa vahvistetut tulevan menokauden arvioidut toimintamenot. Käyttöpääomajärjestelyn määrän on oltava vähintään kolmen kuukauden yhteenlaskettujen arvioitujen toimintamenojen keskiarvo. Itse asiassa käyttöpääomajärjestely muodostaa vuotuista MOCP-maksua täydentävän vuodensisäisen siltarahoituksen ja toimii uusiutuvana luottojärjestelynä, joka, jos se nostetaan, maksetaan takaisin Belgian maksamalla MOCP-maksulla.

(127)

Käyttöpääomajärjestely on hankittava markkinaehdoin viimeistään ensimmäisenä jommankumman LTO-yksikön uudelleenkäynnistyspäivänä, ja sen ehdot eivät ole vielä tiedossa. Belgia selvensi kuitenkin, että käyttöpääomajärjestelyn korko määritetään samalla menetelmällä kuin jolla on sovittu määritettävän osakaslainojen korko (ks. johdanto-osan 63 kappale).

(128)

Rahoitusvakautta koko käyttöiän kymmenvuotisen pidentämisen ajan tarjoavan MOCP-maksun lisäksi Belgian hallitus myöntää LTO-hankkeen kolmen ensimmäisen vuoden aikana (uudelleenkäynnistysvaihe) BE-NUC:lle ja Luminukselle lainat samoilla ehdoilla. Lainojen määrät määräytyvät suhteessa BE-NUC:n ja Luminuksen omistusosuuksiin LTO-yksiköistä ja siten niiden osuuteen pysäytys- ja toimintakustannuksista 1 päivänä heinäkuuta 2025. Kuten Belgia mainitsi, SDC-lainoja tarjotaan likviditeetin varmistamiseksi vuoteen 2028 loppuun saakka, koska toimintakustannuksia ei voida rahoittaa kassavirroilla LTO-yksiköiden rakennustöiden vuoksi.

(129)

SDC-lainat, joiden korolle on asetettu yläraja ja jotka maksetaan takaisin tietyn takaisinmaksuaikataulun mukaisesti, koostuvat kahdesta eri järjestelystä (eli yhdestä järjestelystä kutakin LTO-yksikköä varten), joissa molemmissa on kaksi erää:

(130)

SDC-lainojen ehdot on esitetty aloittamispäätöksen johdanto-osan 96 kappaleessa, eikä niitä ole muutettu. SDC-lainat maksetaan takaisin enintään 6 prosentin korolla ja samoin ehdoin kuin osakkeenomistajien tuotot. Koron määrittämisessä käytetyn menetelmän osalta Belgia selittää, että siitä sovittiin korvaussopimuksen osapuolten välisissä neuvotteluissa ja että 6 prosentin enimmäiskorko vastaa tavoitellun 6–8 prosentin sisäisen korkokannan vaihteluvälin alarajaa (markkinahintariskin oikaisumekanismi huomioon ottaen).

(131)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 97 kappaleessa todetaan, SDC-lainoja odotetaan nostettavan yhteensä [500–700] miljoonaa euroa [...] erässä [...] ja [...] välisenä ajanjaksona ja ne maksetaan takaisin kolmessa erässä [...] ja [...] välisenä ajanjaksona pääomitettuine korkoineen. Nämä laskelmat ja määrät päivitetään rahoitusmallissa, jonka korvaussopimuksen vastapuoli hyväksyy vuoden 2025 aikana ennen LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistyspäivää, Belgian ydinturvallisuusviraston asettamien ydinturvallisuusvaatimusten mukaisen toiminnan jatkamisesta aiheutuvien ja urakoitsijoiden jättämien tarjousten pohjalta arvioitujen kustannusten perusteella.

(132)

Belgian mukaan SDC-lainat eivät hyödytä kohtuuttomasti osakkeenomistajia: yhteisyrityksen osakkaat ja korvaussopimuksen vastapuoli jakavat oikeasuhteisesti riskit siitä, ettei odotettu tuotto toteudu, sillä jos voitto on pienempi, LTO-hankkeen sisäinen korkokanta alenee ja SDC-lainat pienenevät. SDC-lainoja ei itse asiassa makseta (lainkaan) takaisin vain siinä tapauksessa, että LTO-hanke ei tuota riittävästi voittoa, jotta osakkeenomistajien sijoitukselle voitaisiin maksaa tuottoa (69). Näin ollen Belgia katsoo, että SDC-lainat eivät aiheuta korvaussopimuksen tarjoajalle ylimääräisiä riskejä LTO-hankkeen tuloksellisuuteen ja kannattavuuteen liittyvien riskien lisäksi, koska järjestelyllä ei rahoiteta pääomakustannuksia (vaan ainoastaan LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisen jaksotetut pääomakustannukset uudelleenkäynnistysvaiheen aikana).

(133)

Käyttö- ja kunnossapitosopimuksen mukaan Electrabel toimittaa BE-NUC:lle

(134)

Tietyt palvelut on nimenomaisesti jätetty käyttö- ja kunnossapitosopimuksen ulkopuolelle, kuten LTO-yksiköiden käytöstäpoistoon ja purkamiseen liittyvät palvelut, rakennustyöt tai toiminnot, jotka ovat edelleen Electrabelin vastuulla (ks. 3.3.2.4 jakso).

(135)

Käyttö- ja kunnossapitosopimuksen 12 artiklan 1 kohdan mukaisesti ja tietyin mukautuksin ja poikkeuksin BE-NUC maksaa Electrabelille 89,807 prosenttia (koska Luminus omistaa 10,193 prosenttia LTO-yksiköistä) kaikista käyttöiän pidentämisen edellyttämien palvelujen ja käyttö- ja kunnossapitopalvelujen toimittamisesta aiheutuneista kustannuksista sekä asianomaisen marginaalin, joka on

(136)

Belgian mukaan marginaalien tasot ovat samat kuin Luminuksen kanssa tehdyn LTO-kumppanuussopimuksen nojalla sovelletut tasot (sopimus kattaa monenlaisia palveluja, muun muassa käyttö- ja kunnossapitopalvelut). Kesäkuun 26 päivänä 2003 tehty ja 13 päivänä joulukuuta 2023 uudelleen vahvistettu alkuperäinen sopimus, joka kattaa kolmannelle osapuolelle eli Luminukselle toimitettavat samankaltaiset palvelut, on merkityksellinen vertailukohta, joka tukee näkemystä siitä, että käyttö- ja kunnossapitosopimus vastaa ydinvoimaan liittyvän toiminnan markkinaehtoisia kustannuksia. Lisäksi Belgian mukaan Electrabelin taloudelliset riskit ovat suuremmat kuin Luminuksen kanssa tehdyn kumppanuussopimuksen mukaiset riskit, koska käyttö- ja kunnossapitosopimuksen mukaan Electrabelin marginaali pienenee, jos tapahtuu (muita kuin sallittuja) kustannusylityksiä (eli syntyy kustannuksia, jotka eivät sisälly Electrabelin ehdottamaan ja osapuolten vahvistamaan talousarvioon) ja jos voimalaitoksen epäkäytettävyys ylittää tavoitetason.

(137)

Käyttö- ja kunnossapitosopimus sisältää Belgian mukaan myös tiettyjä kustannusten valvontamahdollisuuksia, kuten BE-NUC:n oikeudet tarkastaa Electrabelin maksuja koskevan laskelman ja palvelujen suorittamisen sekä pyytää Electrabelin teknisistä liitännäispalveluista veloittamien hintojen vertailuarviointia.

(138)

LTO-yksiköiden (ainoana) operaattorina ja käyttö- ja kunnossapitosopimuksen mukaisena BE-NUC:n palveluntarjoajana Electrabelillä on kannustimia taata LTO-yksiköiden tekninen ja taloudellinen suorituskyky. Käyttö- ja kunnossapitosopimuksessa määrätään erityisesti seuraavaa:

(139)

Näin ollen Belgia päättelee, että käyttö- ja kunnossapitosopimuksella katetaan ainoastaan aiheutuneet kustannukset ja että sen taloudelliset ehdot vastaavat markkinaehtoja.

(140)

Vaikka BE-NUC omistaa teknisessä mielessä 89,807 prosenttia LTO-yksiköiden tuottamasta sähköstä (loput 10,193 % omistaa Luminus), se siirtää kyseisen sähkön omistuksen energian hallinnoijalle, joka myy sen (70). Tätä varten BE-NUC tekee energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin kanssa, joka ostaa sähkön BE-NUC:ltä ja myy sen.

(141)

Energianhallintapalvelusopimuksessa vahvistetaan keskeiset ehdot ja riskien jakautuminen ja esitetään näin ollen yksityiskohtaisesti tarjous- ja tasepoikkeamastrategia (BIS-strategia) ja siihen liittyvän energianmyynnin hallinnoijan, jäljempänä ’energianhallintapalvelusopimuksen kumppani’, rooli vahvistettujen parametrien puitteissa. Energianhallintapalvelusopimuksen nojalla nimitetty energianhallintapalvelusopimuksen kumppani ostaa BE-NUC:n osuuden LTO-yksiköiden tuottamasta sähköstä ja on sen omistaja, ja sen on noudatettava ennalta määriteltyä BIS-strategiaa. BIS-strategiaa voidaan tarkistaa ja muuttaa aika ajoin korvaussopimuksessa kuvattua menettelyä noudattaen. Belgian hallitus (BE-WATT) voi korvaussopimuksen vastapuolena velvoittaa noudattamaan BIS-strategiaa, kunhan se noudattaa korvaussopimuksessa vahvistettuja BIS-strategian ehtoja. Energianhallintapalvelusopimuksen kumppanilla on tässä asiassa neuvoa-antava rooli.

(142)

Tuotetun sähkön saattamiseksi sähkön tukkumarkkinoille kilpailukykyisellä ja avoimella tavalla Electrabel ja Belgian valtio ovat sopineet järjestävänsä tällaisista palveluista julkisen tarjouskilpailun, jolla varmistetaan avoimuus ja kilpailu (ks. 3.3.1.5.1 jakso). Tarjouskilpailumenettelyyn sovelletaan julkisia hankintoja koskevaa lainsäädäntöä ja kaikkia tarvittavia asiaan liittyviä takeita.

(143)

Belgian mukaan tarjouskilpailumenettely toteutetaan vapaaehtoisesti julkisista hankinnoista 17 päivänä kesäkuuta 2016 annetun Belgian lain ja yleishyödyllisten palvelujen alan julkisista hankinnoista 18 päivänä kesäkuuta 2017 annetun kuninkaallisen asetuksen mukaisesti (71).

(144)

Energianhallintapalvelusopimus tehdään neuvottelumenettelyllä, johon sisältyy edeltävä tarjouskilpailu (72), mikä on normaali menettely yleishyödyllisten palvelujen alalla. Tarjouspyyntö on julkaistu asianomaisilla Belgian (73) ja EU:n foorumeilla (74), jotta kaikki mahdolliset ehdokkaat voivat osallistua tarjouskilpailumenettelyyn.

(145)

Koska hankittava palvelu on tärkeä ja asia on kilpailun kannalta arkaluonteinen, Belgia otti käyttöön lisämääräyksiä ja -takeita varmistaakseen, että energianhallintapalvelusopimuksen tavoitteet saavutetaan ja että odotetut palvelut tuotetaan asianmukaisesti:

(146)

Lisäksi Belgia toteaa, että tarjouskilpailuun sisältyy joukko valintakriteereitä, joilla varmistetaan, että kaikki ehdokkaat täyttävät energianhallintapalvelusopimuksen asianmukaiseen toteuttamiseen vaadittavaa ammattimaisuutta ja infrastruktuuria koskevat edellytykset. Nämä valintakriteerit on kuitenkin rajattu mahdollisimman vähiin, ja ne kaikki koskevat haluttujen palvelujen kannalta välttämättömiä vaatimuksia, jotta varmistetaan mahdollisimman laaja kilpailu tarjouskilpailussa.

(147)

Aloittamispäätöksen tekohetkellä komission käytettävissä olleisiin tietoihin verrattuna Belgia toimitti yksityiskohtaisempia tietoja valintakriteereistä. Tarjoajan (tai neljän ensimmäisen jäljempänä esitetyn kriteerin osalta toisen yhteisön kapasiteettia käyttävän toimijan) on täytettävä seuraavat kriteerit:

(148)

Energianhallintapalvelusopimuksen voimassaoloaikana energianhallintapalvelusopimuksen kumppaniin sovelletaan muun muassa seuraavia ehtoja:

(149)

Tarjouskilpailun ajoituksen osalta Belgia toteaa, että se pyrkii saattamaan tarjouskilpailun päätökseen ajoissa, viimeistään 15 päivänä toukokuuta 2025, jotta energianhallintapalvelusopimuksen kumppanilla olisi riittävästi aikaa suorittaa tarvittavat valmistelut ennen LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistystä.

(150)

Hankittaviin palveluihin kuuluvat muun muassa sähköä tuottaviin omaisuuseriin liittyen i) tulevien ja nykyisten sähköä tuottavien omaisuuserien edustuspalvelut, ii) vuorokausimarkkinoiden ja päivänsisäisten markkinoiden optimointia ja toimintaa koskevat palvelut, iii) markkinoiden sääntelyvelvoitteisiin liittyvät palvelut, iv) Belgian siirtoverkonhaltijan sopimuspalvelut ja v) kaupankäynti, markkinoille pääsy ja markkina-analyysi. Koska luetellut eri tehtävät ovat toisistaan riippuvaisia ja normaali markkinakäytäntö on yhdistää nämä palvelut yhdeksi kaupalliseksi sopimukseksi toiminnan tehokkuuden varmistamiseksi, nämä palvelut kootaan yhdeksi energianhallintapalvelusopimuksen palvelujen määritelmäksi.

(151)

Belgia on selventänyt, että energianhallintapalvelusopimuksen kumppani ei käy kauppaa edustajana tai BE-NUC:n puolesta vaan myy ostettua sähköä, jonka omistaja se on. Lisäksi energianhallintapalvelusopimuksen kumppani saa muutetun hinnanerosopimuksen mukaan talousperusteisia tehonsäätöjä koskevan päätösvallan. Tällä on tarkoitus kannustaa käyttämään rajallinen tehonsäätöjen määrä tehokkaasti ja vastata paremmin markkinasignaaleihin (ks. johdanto-osan 153 kappale ja sitä seuraavat kappaleet).

(152)

Belgia toteaa, että energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin ja BE-NUC:n välinen selvitys perustuu vuorokausimarkkinoihin BE-NUC:n perusteriskin rajoittamiseksi, koska se edellyttää, että BE-NUC saa hinnanerosopimuksen (jossa viitemarkkinahinta on vuorokausimarkkinahinta) mukaisen erotusmaksun lisäksi myös rajahinnan (ks. 3.3.1.3.2 jakso) (82). Belgia vahvistaa, että energianhallintapalvelusopimuksen kumppani voi vapaasti käydä kauppaa haluamillaan markkinoilla eikä sillä ole velvollisuutta tehdä tarjouksia vuorokausimarkkinoilla.

(153)

Koska LTO-yksiköt voivat suorittaa enintään 30 tehonsäätöä polttoainekiertoa kohti eikä niillä näin ollen ole teknistä ja sääntelyllistä mahdollisuutta mukauttaa tuotantoaan milloin tahansa, energianhallintapalvelusopimuksen kumppanille maksettavaa korvausta on muutettu, jotta tarjotaan kannustimia hyödyntää sallittujen tehonsäätöjen rajoitettu määrä mahdollisimman hyvin (ks. 2.1 jakso ja johdanto-osan 109 kappale). Sen sijaan, että muutetussa korvauskaavassa käytettäisiin vain (tarjouksen perusteella määritettävää) kiinteää maksua, siihen sisältyy myös muuttuva maksu (joka perustuu ennalta määritettyyn kaavaan ja riippuu tehonsäätö- ja oikaisumaksusta). Tällainen korvaus altistaa energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin osalle tehonsäädön aiheuttamasta tulojen mahdollisesta kasvusta hintojen ollessa negatiivisia (sekä osalle tehonsäädön aiheuttamasta tulojen mahdollisesta vähenemisestä hintojen ollessa positiivisia). Lisäksi se altistaa energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin suoraan tasepoikkeamakustannuksille ja päivänsisäisten markkinoiden kustannuksille jäljempänä esitetyllä tavalla. Näin ollen muuttuva maksu muodostuu kiinteästä prosenttiosuudesta, jäljempänä ’alfa’, tehonsäädön käynnistävästä tulojen lisääntymisestä vuorokausimarkkinoilla sekä eriytetystä prosenttiosuudesta, jäljempänä ’beeta’, päivänsisäisistä ja tasepoikkeamakustannuksista ja -tuloista eli oikaisumaksuista (jotka voivat sisältää tehonsäädön käynnistymisestä johtuvan tulojen lisääntymisen päivän sisäisillä markkinoilla). Täten

(154)

Kaaviossa 3 esitettyä kaavaa sovelletaan tehonsäätöjen aikana tuotannon koko määrään, myös silloin, kun tehonsäätö tapahtuu hintojen ollessa positiivisia (esimerkiksi tuotantoa lisättäessä tai vähennettäessä), eikä ainoastaan hintojen ollessa negatiivisia (84). BE-NUC maksaa muuttuvan maksun energianhallintapalvelusopimuksen nojalla, mutta nämä kustannukset ja/tai tulot siirretään BE-WATTille korvaussopimuksen mukaisesti.

(155)

Belgian mukaan muutetun korvauskaavan avulla energianhallintapalvelusopimuksen kumppania kannustetaan muun muassa käyttämään talousperusteisia tehonsäätöjä parhaalla mahdollisella tavalla vuorokautisella tai päivänsisäisellä aikavälillä ja vähentämään päivänsisäisiä ja tasepoikkeamakustannuksia. Belgia toteaa, että alfa- ja beeta-parametrit on valittu markkinoiden tehokkaan toiminnan säilyttämiseksi, mutta niin, että myös riskiä karttavat tarjoajat osallistuisivat tarjouskilpailuihin.

(156)

Muutettu korvauskaava vaikuttaa tarjouskilpailun osallistujien tarjouskäyttäytymiseen kiinteän maksun osalta. Tarjoajat ottavat tarjouksissaan huomioon tehonsäädöistä odotetun tulojen kasvun (optioarvon) sekä päivänsisäisiin ja tasepoikkeamamaksuihin liittyvät kustannukset ja mahdolliset tulot. Belgia toteaa, että tarjousasiakirjoissa selitetään korvauksen (kannustimen) rakenne siten, että muutetun korvauskaavan tuloja lisäävä/pienentävä potentiaali on tarjoajien kannalta läpinäkyvä. Belgia arvioi energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin korvausta koskevan (muutetun) kaavan asianmukaisuutta sekä sen eri markkinoilla tarjoamien kannustimien markkinaehtoisuutta ja tehokkuutta. Arviointi tehdään viimeistään kahden vuoden kuluttua toiminnan aloittamisesta, jotta voidaan tarkistaa sopimusta oikea-aikaisesti tai järjestää uusi tarjouskilpailu, mikä on mahdollista tehdä kolmen ja puolen vuoden jälkeen (85). Jotta energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin riittävät kannustimet säilytetään, alfa- ja beeta-parametrejä voidaan kuitenkin tarkistaa vain ylöspäin (86).

(157)

Belgia katsoo, että mukauttamalla energianhallintapalvelusopimuksen mukaista korvausta energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin – jolla on valta päättää talousperusteisista tehonsäädöistä (operaattori tekee lopullisen päätöksen, jos asiaan liittyy esimerkiksi turvallisuutta tai sääntelyä koskevia huolenaiheita) – kannustimet saatetaan markkinasignaalien mukaisiksi ja vastataan komission tätä koskeviin huolenaiheisiin. Samalla energianhallintapalvelusopimuksen kumppanilla on riittävät kannustimet hoitaa tehtävänsä tasevastaavana altistumatta täysin tasepoikkeamille, joihin se ei voi itse vaikuttaa. Lisäksi Belgia korostaa, että BE-NUC, ydinlaitoksen operaattori ja energianhallintapalvelusopimuksen kumppani vaihtavat jatkuvasti tarkkoja tietoja (mukaan lukien säännölliset päivitykset muun muassa LTO-yksiköiden käytettävyydestä ja teknisistä valmiuksista), jotta energianhallintapalvelusopimuksen kumppani voi tehdä tehokkaita ja tietoon perustuvia koskevia päätöksiä talousperusteisista tehonsäädöistä.

(158)

Belgia vahvistaa myös, että hinnanerosopimuksen vastapuoli (BE-WATT) laatii avointa positiotaan koskevan riskinhallintastrategian, kuten lainsäädännössä edellytetään, ja että strategian täytäntöönpano lisää likviditeettiä sähkön termiinimarkkinoilla (ks. johdanto-osan 99 kappale). Strategian hyväksyminen edellyttää sääntelyviranomaisen neuvoa-antavaa lausuntoa, johon sisältyy arvio strategian vaikutuksista merkityksellisiin sähkömarkkinoihin.

(159)

Energianhallintapalvelusopimuksen kumppani valitaan periaatteessa läpinäkyvällä, avoimella ja kilpailuun perustuvalla tarjouskilpailulla (ks. 3.3.1.5.1 jakso). Engien kaupankäyntiyhteisö GEMS (Global Energy Management & Sales), joka on Engie-konsernin ydinvoimaliiketoimintayksiköstä hallinnollisesti riippumaton liiketoimintayksikkö, voi myös osallistua tarjouskilpailuun. Oikeudenmukaisen menettelyn varmistamiseksi käytössä on erityisiä määräyksiä ja toimenpiteitä siltä varalta, että GEMS osallistuu tarjouskilpailumenettelyyn.

(160)

Belgian mukaan nykyisin ja myös tulevaisuudessa toteutetaan riittävät toimenpiteet mahdollisten eturistiriitojen havaitsemiseksi ja ehkäisemiseksi tehokkaasti. Nämä toimenpiteet voidaan tiivistää seuraavasti:

(161)

Jos tarjouskilpailumenettelyssä ei valita sopivaa ehdokasta ja jos energianhallintapalvelusopimusta ei ole tehty ajoissa, viimeistään 15 päivänä toukokuuta 2025, viimeinen keino on, että GEMS suorittaa tilapäisesti energianhallintapalvelusopimuksen mukaiset palvelut. Nämä palvelut suoritetaan osapuolten kesken sovittavien ehtojen mukaisesti rajoitetun ajan, jotta BE-NUC voi tehdä energianhallintapalvelusopimuksen uuden tarjouskilpailumenettelyn avulla. Jos tarjouskilpailumenettely on tuloksellinen, valittu ehdokas ottaa energianhallintapalvelusopimuksen mukaisten palvelujen suorittamisen vastuulleen GEMS:ltä sen ajanjakson, jonka aikana GEMS suorittaa kyseiset palvelut, päätyttyä. Uusien tarjouskilpailujen määrää ei ole rajoitettu.

(162)

Belgian mukaan tämä järjestely on välttämätön ja riittävä julkisen palvelun (eli ydinvoimayksiköiden tuottaman sähkön myynnin) jatkuvuuden varmistamiseksi, mutta ratkaisun kesto on rajattu tiukasti välttämättömään.

(163)

Belgia ilmoittaa lisäksi varmistavansa, että BE-NUC noudattaa tiukasti julkisia hankintoja koskevaa lainsäädäntöä ja periaatteita. Laaja kuulemismenettely tarjoaa lisätakeita, joilla varmistetaan, että palvelut ostetaan kilpailuun perustuvalla, läpinäkyvällä, syrjimättömällä ja ehtoja sisältämättömällä tarjouskilpailumenettelyllä. Näin ollen Belgia katsoo, että markkinoiden sulkemisen ja Engien mahdollisten muiden kilpailunvastaisten käytäntöjen riski vältetään ja että kaikki toimenpiteet ja suojatoimet on hyväksytty sen varmistamiseksi, että nimitetään riippumaton energianhallintapalvelusopimuksen kumppani. GEMS toimittaisi näitä palveluja vain viimeisenä varakeinona tilapäisesti, koska tämä on välttämätöntä ja asianmukaista julkisen palvelun jatkuvuuden varmistamiseksi.

(164)

Kaksi muuta liiketoimeen kuuluvaa alatoimenpidettä ovat Electrabelin ja BE-NUC:n välinen hallintopalvelusopimus sekä sopimus, jossa määrätään korvausjärjestelyistä kustannusten kattamiseksi, jos sopimusta ei tehdä. Nämä alatoimenpiteet on selitetty aloittamispäätöksen 3.3.10 ja 3.3.11 jaksossa.

(165)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 121 kappaleessa selitetään, radioaktiiviseen jätteeseen ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen EU:ssa sovellettava lainsäädäntökehys perustuu seuraaviin kahteen perusperiaatteeseen: i) aiheuttamisperiaate (87) ja ii) jäsenvaltioiden perimmäinen vastuu (mukaan lukien taloudellinen vastuu) käytetyn ydinpolttoaineen ja radioaktiivisen jätteen vastuullisesta ja turvallisesta huollosta (mukaan lukien loppusijoitus) (88).

(166)

Kuten aloittamispäätöksen 3.4.2 jaksossa selitetään, Belgian voimassa olevien säännösten mukaan ydinlaitoksen operaattori on taloudellisesti (ydinvoimasektorin varauksia hallinnoivan yhtiön Synatomin kautta ja yhdessä EDF Belgian ja Luminuksen kanssa, jäljempänä ’osallistuvat yhtiöt’), vastuussa seitsemän ydinvoimalan käytöstäpoistosta sekä radioaktiivisen jätteen ja käytetyn ydinpolttoaineen pakkaamisesta ja huollosta sekä ONDRAF/NIRASin hyväksyttyä jätteen sen pitkäaikaisesta varastoinnista lopulliseen loppusijoitukseen asti. Electrabel ja osallistuvat yhtiöt rahoittavat ydinvoimasektorin varaukset, jotka koskevat käytettyä ydinpolttoainetta ja käytöstäpoistosta syntyvää jätettä. Varauksia hallinnoi Synatom, ja riippumaton viranomainen eli ydinvoimavarauksia käsittelevä komissio (CPN/CNV) valvoo varausten vakavaraisuutta. Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 123–125 kappaleessa todetaan, Electrabel säilyttää Belgian mukaan LTO-yksiköiden ainoana operaattorina tietyt vastuut, jotka johtuvat i) EU:n ja Belgian lainsäädännöstä ja ii) täytäntöönpanosopimuksen sopimusvelvoitteista, ja näin ollen se noudattaa aiheuttamisperiaatetta.

(167)

Belgian valvontaviranomaiset ovat CPN/CNV ja ONDRAF/NIRAS:

(168)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 129 kappaleessa ja taulukossa 4 mainitaan, CPN/CNV:n viimeisimmän heinäkuussa 2023 tehdyn kolmivuotistarkastuksen perusteella ydinvoimasektorin vastuisiin liittyvien varausten kokonaismäärä on 18 225 miljoonaa euroa, joka koostuu purkamistoimia (8 122 miljoonaa euroa), käytetyn ydinpolttoaineen huoltoa (9 070 miljoonaa euroa) ja voimalaitosjätettä (1 033 miljoonaa euroa) koskevista varauksista (89).

(169)

Osana LTO-hankkeesta käytyjä neuvotteluja Engie ja Belgian valtio sopivat ydinvoiman avulla tapahtuvasta sähkön tuotannosta aiheutuvan radioaktiivisen jätteen tuottajien pitkän aikavälin vastuuta koskevasta ylärajasta, jäljempänä ’jätevastuun rajoitussopimus’, vähentääkseen tähän liittyvää epävarmuutta (ks. aloittamispäätöksen 3.4.3 jakso). Jätevastuun rajoitussopimuksessa määrätään kaikkien seitsemän belgialaisen ydinvoimayksikön pakatun radioaktiivisen jätteen ja käytetyn ydinpolttoaineen tuotantoon, säilöönottoon tai omistukseen liittyvien rahoitusvastuiden siirtämisestä ydinlaitoksen operaattorilta (Electrabelilta) Belgian valtiolle kertakorvausta vastaan, jos ja kun asiaankuuluvat sopimusperusteiset siirtoperusteet täyttyvät (90).

(170)

Tämä kertakorvaus on vahvistettu kullekin ydinjätteen luokalle. Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 131 kappaleessa selitetään, radioaktiivinen ydinjäte voidaan jakaa kolmeen luokkaan ONDRAF/NIRASin aiemman säteilyluokituksen ja Kansainvälisen atomienergiajärjestön (IAEA) luokituksen mukaisesti: A-luokan jäte (lyhytikäinen jäte, jonka radioaktiivisuus on vähäistä tai keskitasoa); B-luokan jäte (pitkäikäinen jäte, jonka radioaktiivisuus on vähäistä tai keskitasoa); ja C-luokan jäte (lyhyt- ja pitkäikäinen jäte, jonka radioaktiivisuus on suuri) sekä käytetty ydinpolttoaine.

(171)

Jäljempänä olevassa taulukossa 13 esitetään nykyiset jätevastuun rajoitussopimuksen mukaiset 18 225 miljoonan euron varaukset jaoteltuina Electrabelin (8 410 miljoonaa euroa) ja Belgian hallituksen (9 815 miljoonaa euroa) varauksiin ja jäteluokittain.

Taulukko 13

Jätevastuun rajoitussopimuksen erittely

(172)

Jätevastuun rajoitussopimuksen periaatteita ei ole muutettu, ja ne selostetaan aloittamispäätöksen johdanto-osan 133 kappaleessa. Ne voidaan tiivistää seuraavasti:

(173)

Kuten johdanto-osan 107 kappaleen a alakohdassa mainitaan ja aloittamispäätöksen 3.4.5.1 ja 3.4.5.2 jaksossa selitetään tarkemmin, rajoitettujen korvausmäärien vahvistaminen 15 miljardiksi euroksi perustuu ydinlaitoksen operaattorin nykyiseen ydinvoimasektorin varausten määrään (perusmäärä) ja riskipreemioon. Belgia on selventänyt, että perusmäärään sisältyvät jo marginaalit purkamisen, radioaktiivisen jätteen huollon ja käytetyn ydinpolttoaineen huollon yhteydessä mahdollisesti aiheutuvien satunnaisten kulujen, epävarmuustekijöiden ja muiden riskien varalta. Rajoitettujen korvausmäärien maksamista koskevat määräykset selitetään aloittamispäätöksen 3.4.5.3 jaksossa, eikä niitä ole muutettu.

(174)

Belgia on selventänyt, että Belgian valtiolle siirrettävät rajoitetut korvausmäärät sisältävät jo kaikki aiemmat ja arvioidut tulevat ydinjätteeseen liittyvät vastuut (kaikkien belgialaisten ydinvoimaloiden toiminnan alkuperäiseen lakisääteiseen päättymispäivään asti vuonna 2025). Näin ollen kaikki Belgian voimalaitosten lakisääteisen käyttöikänsä aikana tähän asti tai tulevaisuudessa tuottama ydinjäte ja käytetty ydinpolttoaine on jo otettu huomioon rajoitetuissa korvausmäärissä.

(175)

Belgia selventää myös, että jätteen todellinen määrä tiedetään vasta, kun jäte on pakattu ja siirretty fyysisesti Belgian valtiolle. Näin ollen 15 miljardin euron kertakorvaus kattaa ainoastaan täytäntöönpanosopimuksessa sovitut kyseisen jätteen ennalta määritetyt määrät (jätemääräyksiköt). Jos kyseisen jätteen tosiasiallinen määrä on jätemääräyksikköjä suurempi, Engie maksaa määränmukautusmaksun jokaisesta ylimääräisestä jätemääräyksiköstä (ks. aloittamispäätöksen johdanto-osan 133 kappale).

(176)

Vastaavasti BE-NUC ja Luminus rahoittavat kaiken LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisestä syntyvän voimalaitosjätteen, jäljempänä ’LTO-jäte’, ja käytetyn ydinpolttoaineen, jäljempänä ’LTO-yksiköiden käytetty ydinpolttoaine’, huollon kunkin lisäjätemäärän osalta. Jokaisesta LTO-jätteen ja LTO-yksiköiden käytetyn ydinpolttoaineen lisämäärästä on maksettava kaksi maksua:

(177)

Lisäksi Belgia selventää, että allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa otetaan huomioon LTO-jätteen ja LTO-yksiköiden käytetyn ydinpolttoaineen huolto- tai loppuvaihekustannukset, joiden arvioidaan olevan polttoainenippua kohti noin 0,9 miljoonaa euroa (vuoden 2022 arvoina), joista noin 0,3 miljoonaa euroa polttoainenippua kohti aiheutuu laitoksessa tapahtuvasta varastoinnista ja noin 0,6 miljoonaa euroa polttoainenippua kohti LTO-yksiköiden käytetyn ydinpolttoaineen määränmukautusmaksusta.

(178)

Kuten aloittamispäätöksen 3.4.4 jaksossa selitetään, Belgia perusti uuden sui generis -luonteisen julkisen laitoksen, Hederan, jolla on kaksi tehtävää:

(179)

Hederan jätevastuun ylärajan nojalla saamilla määrillä on oltava vakuudet ja ne on sijoitettava, jotta tuotetaan tarvittavat tulot siirretyn jätteen käsittelystä aiheutuvien kustannusten maksamiseksi niiden erääntyessä. Hedera on erillinen rahasto, joka toimii CPN/CNV:n valvonnassa. CPN/CNV on erityinen kansallinen elin, jolla on keskeinen rooli rahastojen asianmukaisen hallinnoinnin, valvonnan ja käytön varmistamisessa ja turvaamisessa (93). Tämä otetaan huomioon Hederan kaksoisroolissa, sillä se varmistaa, että i) saaduilla määrillä on vakuudet ja ne tuottavat tarvittavat tuotot (94) ja ii) jätteen ja käytetyn ydinpolttoaineen huollosta ja siirretyistä vastuista aiheutuvia kustannuksia valvotaan riittävästi (95). Lisäksi rahoitusvarat on eristettävä riittävästi Belgian valtion yleisestä talousarviosta (kuten Hederaa koskevassa laissa säädetään), jotta niitä käytetään ainoastaan pitkäaikaisen varastoinnin ja loppuvarastoinnin kustannusten maksamiseen eikä niitä voida käyttää muihin tarkoituksiin tai tulevien budjettialijäämien kattamiseen.

(180)

Belgia toteaa, että jätevastuun rajoitussopimukseen sisältyy ja liittyy muita riskinhallintatoimenpiteitä, joita ovat muun muassa seuraavat:

(181)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 172 kappaleessa todetaan, Belgia myöntää, että ydinjätettä koskevalla sopimuksella on myönteinen vaikutus ydinlaitoksen operaattorin riskiprofiiliin, koska merkittävä osa sen ydinvoimasektorin vastuista katetaan rajoitetuilla korvausmäärillä, ja että tämä erilainen riskiprofiili on peruste toimenpidepaketin tarkistamiselle ydinlaitoksen operaattorin taloudellisen tilanteen vakauden ja valvonnan varmistamiseksi ja edellyttää sitä: Hederalle suoritettava 15 miljardin euron kertamaksu on peruste irrottaa Electrabelin Euroopan ulkopuoliset omaisuuserät Electrabelin omistusten (ja siihen liittyvän CPN/CNV:n harjoittaman valvonnan) piiristä. Engie, joka on Electrabelin ranskalainen emoyhtiö, varmistaa, että Belgian valtion ja Electrabelin välisen sopimuksen tekohetkellä Electrabeliin jää vähintään 4 miljardia euroa omaisuuseriä (oman pääoman arvo 30 päivänä kesäkuuta 2023). Lisäksi Engie antaa ensimmäisestä pyynnöstä rajoittamattoman ja peruuttamattoman emoyhtiön takauksen i) käytöstäpoistoa koskevia Electrabelin velvoitteita (tähän sisältyy myös riski siitä, että varausten arvo on riittämätön), ii) vastuiden rajoittamiseen liittyvää volyymiriskiä ja iii) Synatomin myöntämien (nykyisten tai tulevien) lainojen takaisinmaksua varten.

(182)

Belgia katsoo, että ydinjätteeseen liittyvät siirretyt vastuut ja LTO-hankkeesta johtuvat käytöstäpoistoon liittyvät lisävastuut eivät tuota taloudellista etua Electrabelille ja osallistuville yhtiöille, koska niissä otetaan riittävästi huomioon valtion vastuulleen ottama myöhempien kustannusvaihtelujen riski, ja että riskinsiirron toteutustapa on sellainen, että yksityinen sijoittaja olisi hyväksynyt sen.

(183)

Belgia toteaa, että ydinlaitoksen operaattorin / Synatomin ennen jätevastuun rajoitusopimusta keräämät ydinvoimasektorin varaukset laskettiin käyttämällä 2,5 prosentin diskonttaustekijää purkamistoimien osalta (purkujäte mukaan luettuna) ja 3 prosentin diskonttaustekijää kaikkien käytettyä ydinpolttoainetta koskevien toimien osalta (kuten CPN/CNV päätti vuoden 2022 lopussa tehdyssä kolmivuotistarkastuksessa).

(184)

Belgia selventää, että kahden eri diskonttokoron käyttö (purkamiseen ja käytettyyn polttoaineeseen liittyviä vastuita koskevien) varausten laskemiseen on perusteltua niiden erilaisten voimassaoloaikojen vuoksi ja sillä otetaan huomioon rahan aika-arvo (97).

(185)

Kuten johdanto-osan 198 kappaleessa todetaan, jätevastuun rajoitussopimukseen sisältyy ainoastaan siirrettyjen ydinjätettä ja käytettyä ydinpolttoainetta koskevien vastuiden siirto Belgian valtiolle, kun taas käytöstäpoistoon ja purkamiseen liittyvät vastuut jäävät ydinlaitoksen operaattorille (lukuun ottamatta LTO-hankkeen aiheuttamia negatiivisia synergiavaikutuksia, ks. johdanto-osan 199 kappale). Näin ollen Belgia toteaa, että siirrettyjen ydinjätteeseen ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen liittyvien vastuiden nykyarvoa laskettaessa käytettiin yhtä 3 prosentin diskonttaustekijää (1 %:n reaalikorko + 2 %:n inflaatio), koska ydinjätteeseen ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen liittyvien vastuiden kesto on pidempi kuin käytöstäpoistoa koskevien vastuiden (ks. aloittamispäätöksen johdanto-osan 148 kappale).

(186)

Belgia pyysi CPN/CNV:ltä neuvoa siitä, mikä olisi sopivin diskonttaustekijä jätteen tuottajien vastuuta koskevan ylärajan laskemiseen (98). Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 149 kappaleessa mainitaan, CPN/CNV ehdotti ydinjätteeseen/käytöstäpoistoon ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen liittyvien vastuiden diskonttaustekijän mukauttamista kaksivaiheisella lähestymistavalla, jossa ensimmäisten 30 vuoden aikana sovelletaan 3,17 prosentin diskonttaustekijää, joka perustuu Belgian 30 vuoden valtion joukkovelkakirjojen tosiasialliseen korkoon, ja seuraavien 30 vuoden ajan 2,17 prosentin diskonttaustekijää, joka perustuu arvioon Belgian valtion joukkovelkakirjojen riskittömästä korosta.

(187)

Belgia muistuttaa, että neuvottelut kestivät pitkään (puolitoista vuotta) ja että yhden 3 prosentin diskonttaustekijän valinta perustui siihen, että Engien kanssa käydyissä neuvotteluissa käytetyn diskonttaustekijän osalta tarvittiin jonkin verran ennustettavuutta. Tämä johtuu siitä, että diskonttaustekijä vaikuttaa suorasti siirrettävän kertakorvauksen laskentaan. Belgia selittää, että CPN/CNV:n sen vuonna 2023 antamassa neuvoa-antavassa lausunnossa käyttämää menetelmää käytettiin myöhemmin yhdessä Euroopan vakuutus- ja lisäeläkeviranomaisen (EIOPA) julkaiseman korkokäyrän päätekoron (99) kanssa jälkikäteisenä vahvistuksena siitä, että 3 prosentin diskonttokerroin oli varovainen pitkän aikavälin korko.

(188)

Belgia pyysi ensinnäkin riippumatonta konsulttia laskemaan CPN/CNV:n kaksivaiheista lähestymistapaa vastaavan yhden diskonttaustekijän käyttäen CPN/CNV:n ehdottamia riskittömiä korkoja sekä muita Belgian valtion joukkovelkakirjalainojen korkoja koskevia tietoja (100). Analyysi osoittaa, että CPN/CNV:n ehdottama lähestymistapa on erityisen herkkä laskennassa käytetylle ajanjaksolle. Kaksivaiheinen lähestymistapa johtaa esimerkiksi 2,8 prosentin vastaavaan diskonttaustekijään, jos käytetään CPN/CNV:n ehdottamia riskittömiä korkoja, vastaavaan 3,1 prosentin korkoon, jos CPN/CNV:n menetelmää sovelletaan aloittamispäätöksen tekohetkellä saatavilla olleisiin Belgian valtion joukkovelkakirjalainojen korkoja koskeviin tietoihin, ja vastaavaan 3,2 prosentin korkoon täytäntöönpanosopimuksen allekirjoitusajankohtana. Kuten taulukosta 14 käy ilmi, CPN/CNV:n ehdottama kaksivaiheinen lähestymistapa tuottaa kaksi vastaavaa diskonttokorkoa, joiden ero on 40 peruspistettä, jos sitä sovelletaan kahteen vain 9 kuukauden päässä toisistaan olevaan eri ajanjaksoon.

(189)

Taulukossa 14 esitetään myös vertailu EIOPAn korkokäyrän päätekorkoon, koska EIOPAn viitearvoa käytettiin myös Saksaa koskevassa ennakkotapauksessa (SA.45296 (101)), jossa 4,58 prosentin diskonttaustekijää pidettiin oikeasuhteisena.

Taulukko 14

CPN:n vastaavan koron ja EIOPAn koron kehitys maaliskuussa 2023 annetun CPN:n neuvoa-antavan lausunnon jälkeen

(190)

Kuten taulukosta 14 käy ilmi, käytetty 3 prosentin diskonttaustekijä sijoittuu

(191)

Lisäksi 3 prosentin korko vaikuttaa varovaisemmalta kuin CPN/CNV:n ehdotus ja korkokäyrän päätekorko sopimuksen allekirjoitusajankohtana ja sen jälkeen.

(192)

Belgia toteaa lisäksi, että yhden prosentin reaalinen diskonttaustekijä vaikuttaa varovaiselta verrattuna tuottoasteeseen, jonka Hedera voi odottaa saavuttavansa asianmukaisen varovaisen varojen ja vastuiden hallinnan avulla. Belgia viittaa vertailevana esimerkkinä EDF:n erityiseen omaisuussalkkuun, jolla varmistetaan sen EDF:n vuoden 2023 yleisessä rekisteröintiasiakirjassa (103) kuvattujen pitkän aikavälin ydinvoimasektorin vastuiden turvallinen rahoitus. Salkkua hallinnoidaan ”varat ja vastuut” -lähestymistavan mukaisesti, ja se koostuu hajautetuista omaisuuseristä, jotka ovat verrattavissa Hederan hallinnoiman hypoteettisen salkun kuvaukseen ja joiden voidaan sen vuoksi kohtuudella olettaa tuottavan vastaavan tuoton.

(193)

Lopuksi Belgia olettaa jätevastuun ylärajan laskennassa inflaatioasteen olevan jatkuvasti 2 prosenttia, joka on Euroopan keskuspankin (EKP) nimenomainen pitkän aikavälin inflaatiotavoite. EKP katsoo, että kuluttajahintaindeksi on asianmukainen inflaation mittari. Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 150 kappaleen b alakohdassa todetaan, CPN/CNV ilmaisi huolensa siitä, että ydinvoiman rakennuskustannusten todellinen inflaatio (ABEX-indeksin perusteella) saattaa olla kuluttajahintaindeksin inflaatiota korkeampi. Belgian mukaan EKP:n 2 prosentin inflaatiotavoite on asianmukainen inflaation kuvaaja jätevastuun ylärajan laskentaa varten seuraavista syistä:

(194)

Edellä esitetyistä syistä Belgia katsoo, että 3 prosentin diskonttaustekijä on asianmukainen ja varovainen korko pitkäaikaisten vastuiden diskonttaukseen.

(195)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 153 kappaleessa huomautetaan, Belgian mukaan 9 815 miljoonan euron perusmäärään on lisätty merkittävä 5 185 miljoonan euron riskipreemio jäljellä olevien epävarmuustekijöiden kattamiseksi. Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 154 kappaleessa todetaan, riskipreemio perustuu ONDRAF/NIRASin tekniseen muistioon (104), jossa analysoidaan epävarmuustekijöitä ja riskejä, jotka liittyvät radioaktiivisen jätteen ja käytetyn ydinpolttoaineen huoltoa koskevan taloudellisen vastuun siirtämiseen Belgian seitsemältä ydinvoimalalta Belgian valtiolle (ks. aloittamispäätöksen alaviite 80). Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 156 kappaleessa todetaan, Belgian mukaan 52,83 prosentin riskipreemio on riittävä ja ylittää Saksaa koskevassa tapauksessa sovelletun 35,47 prosentin riskipreemion (SA.45296 (ks. alaviite 101)).

(196)

Aloittamispäätöksen johdanto-osan 154 kappaleessa esitettyjen riskipreemiota koskevien selvennyksien lisäksi Belgia selvensi muodollisen tutkintamenettelyn aikana tarkemmin, miten riskipreemio laskettiin ONDRAF/NIRASin teknisen muistion perusteella. Taulukossa 15 esitetään riskipreemiota koskevat yksityiskohtaiset selvennykset ja sen koostumus, jonka johdosta riskipreemion alaraja oli 5 033 miljoonaa euroa ja yläraja 5 133 miljoonaa euroa. Jätevastuun rajoitussopimusta koskevissa neuvotteluissa riskipreemioksi vahvistettiin hieman korkeampi 5 185 miljoonaa euroa, ja näin päädyttiin 15 miljardin euron kertakorvaukseen (ks. taulukko 13).

Taulukko 15

Riskipreemion yksityiskohtainen koostumus ja laskenta

(197)

Belgian mukaan ONDRAF/NIRASin tekniseen muistioon sisältyvässä lausunnossa esitetään luettelo ydinvoimasektorin vastuiden siirtoon Belgian valtiolle liittyvistä riskeistä, jotka lisättiin ONDRAF/NIRASin asiantuntijoiden avustuksella vuoden 2022 varauksia koskevaan asiakirja-aineistoon sen arvioimiseksi, mikä on pienin riskipreemio, jolla katettaisiin kaikki tiedossa olevat riskit. Näin ollen Belgia toteaa, että jätevastuun rajoitussopimuksen riskipreemion tarkoituksena on kattaa kaikki ONDRAF/NIRASin muistiossa yksilöidyt riskit, joiden toteutuminen on todennäköisempää kuin niiden toteutumatta jääminen, ja neuvotteluissa yksilöidyt lisäriskit, jotka pääteltiin Electrabelin kanssa käydyistä keskusteluista ja asiantuntijalausunnoista. Belgia muistuttaa lisäksi, että ONDRAF/NIRASin asiantuntijat osallistuivat neuvotteluihin jätevastuun rajoitussopimuksesta. Tämän tarkoituksena oli auttaa Belgian hallitusta ottamaan huomioon asiantuntijoiden maaliskuussa 2023 päivätyssä teknisessä muistiossa esittämät suositukset.

(198)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 163 kappaleessa mainitaan, ydinvoimaloiden operaattori on – toisin kuin siirrettyä ydinjätettä ja käytettyä ydinpolttoainetta koskevien vastuiden osalta – yksin vastuussa koko ydinvoimalakannan käytöstä poistamisesta ja purkamisesta (jolloin osallistuvat yhtiöt osallistuvat käytöstäpoisto- ja purkamiskustannuksiin). Käytöstäpoistoon ja purkamiseen liittyvät vastuut ovat näin ollen ”rajoittamattomat”.

(199)

Belgian valtio otti kuitenkin osana liiketoimea taloudellisen vastuun ”LTO-hankkeesta johtuvista käytöstäpoistoon liittyvistä lisävastuista” tai ”käytöstäpoistoon liittyvistä negatiivisista synergiavaikutuksista”. Kaksi merkittävintä kustannusluokkaa ovat LTO-hankkeen aiheuttamien toimintavaiheen jälkeisten kustannusten (toiminta- ja hankekustannukset) sekä käytöstäpoisto- ja purkamiskustannusten (toiminta-, hanke- ja investointikustannukset) kasvu. Aloittamispäätöksen alaviitteissä 85 ja 86 esitetään esimerkkejä siitä, mistä nämä käytöstäpoistoon liittyvät negatiiviset synergiavaikutukset konkreettisesti muodostuvat. ”Käytöstäpoistoon liittyvien negatiivisten synergiavaikutusten” lopullinen rahallinen määrä saadaan arvioimalla LTO-hankkeen vaikutukset, eikä siihen sisälly päivittäiseen hallinnointiin tai tavanomaiseen toimintaan liittyviä toimintakustannuksia. ”Käytöstäpoistoon liittyvien negatiivisten synergiavaikutusten” lopullinen rahallinen määrä saadaan arvioimalla LTO-hankkeen vaikutukset kustannusten eri alaluokkiin, koska kahden reaktorin käytöstäpoiston siirtyminen vaikuttaa tiettyjen investointien suunnitteluun, organisointiin, ajoitukseen ja tarpeeseen tiettyinä ajankohtina (105). Sen paremmin BE-NUC kuin Belgian valtio eivät ole vastuussa mistään muista käytöstäpoistoon liittyvistä vastuista.

(200)

Koska Electrabelin ja Belgian valtion välillä oli erimielisyyttä käytöstäpoistoon liittyvien negatiivisten synergiavaikutusten laajuudesta, päätöksen tekeminen annettiin CPN/CNV:n tehtäväksi, eikä lopullinen määrä ollut vielä tiedossa aloittamispäätöksen tekohetkellä (ks. aloittamispäätöksen johdanto-osan 168 kappale). CPN/CNV hyväksyi 24 päivänä kesäkuuta 2024 [100–500] miljoonan euron määrän (nimellismääräisenä), ja 16 päivänä lokakuuta 2024 CPN/CNV ilmoitti Belgialle ja Engielle, että maksettava lopullinen määrä oli vuoden 2024 lopussa [100–500] miljoonaa euroa (106). Belgian hallituksen maksama käytöstäpoistoon liittyvien negatiivisten synergiavaikutusten määrä on kiinteämääräinen kertakorvaus, jota ei voida korottaa, jos lisäkustannukset ovat ennakoitua suuremmat; jos LTO-hanke ei etene odotetulla tavalla, Belgian valtiolle maksetaan kuitenkin korvaus.

(201)

Belgian mukaan jätesopimuksessa määrätään myös laajasta vakuuspaketista, jolla taataan, että ”rajoittamattomista ydinvoimasektorin vastuista” vastaa taloudellisesti elinkelpoinen ydinalan toiminnanharjoittaja:

(202)

Belgian mukaan jätesopimusta voidaan arvioida erillään toimenpiteen muista osista.

(203)

Ensinnäkin Belgia toteaa, että jätesopimus ei koske vain LTO-yksiköitä, vaan kaikkia Belgian seitsemää ydinreaktoria. Ydinvoimasektorin varauksissa, joihin rajoitetut korvausmäärät perustuvat, otetaan huomioon kaikki ydinvoimasektorin varaukset, jotka tehdään näiden seitsemän ydinreaktorin toiminnan alkuperäisiin lakisääteisiin päättymispäiviin asti (ks. taulukko 1).

(204)

Toiseksi, kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 170 kappaleessa mainitaan, LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisen aikana tuottamaan voimalaitosjätteeseen ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen liittyvistä kustannuksista vastaavat LTO-yksiköiden yhteisomistajat (BE-NUC ja Luminus). Näihin kustannuksiin sisältyvät kustannukset, jotka aiheutuvat voimalaitosjätteen saattamisesta sopimusperusteisten siirtoperusteiden mukaiseksi, sekä näistä ylimääräisistä jätemääristä maksettava määränmukautusmaksu. Electrabel ja osallistuvat yhtiöt tekevät radioaktiivista voimalaitosjätettä koskevia varauksia sovellettavien kirjanpitosääntöjen mukaisesti. Nämä lisäkustannukset on otettu huomioon allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa, johon LTO-hankkeen osan 1 rahoitustukitoimenpiteet perustuvat, joten ne otetaan huomioon osan 1 alatoimenpiteiden mitoituksessa.

(205)

Kolmanneksi ydinlaitoksen operaattori on edelleen vastuussa Belgian kaikkien seitsemän ydinreaktorin käytöstä poistamisesta ja purkamisesta. Näitä kustannuksia ei ole otettu huomioon jätesopimuksessa eikä allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa. LTO-hankkeesta johtuvien (LTO-yksiköiden ja muiden kuin LTO-yksiköiden) käytöstäpoistoon liittyvien vastuiden kasvuun liittyy yksi poikkeus, jolle vahvistettiin kiinteämääräinen korvaus, jonka CPN/CNV hyväksyi ja jonka Belgian viranomaiset maksavat kertasuorituksena. Näiden negatiivisten synergiavaikutusten rahallinen määrä on otettu huomioon allekirjoitusajankohdan rahoitusmallissa.

(206)

Kuten aloittamispäätöksen 3.5 jaksossa todetaan, Belgian valtion ja Engien väliseen sopimukseen sisältyy myös oikeussuojaa koskevia määräyksiä, joissa määritellään riskinjako tiettyjen tulevaisuudessa tapahtuvien lainsäädäntömuutosten varalta. Niin kutsutun Phoenix-lain 4 luku muodostaa oikeusperustan Engien suojelemiseksi tietyiltä lakimuutoksilta. Osapuolten väliseen suhteeseen sovelletaan kyseisistä lainmuutoksista maksettavien korvausten osalta kuitenkin yksinomaan täytäntöönpanosopimuksen määräyksiä.

(207)

Näissä Engien ja Electrabelin kanssa sovituissa määräyksissä määrätään, että jos Belgian liittovaltion hallitus tai Belgian liittovaltion parlamentti hyväksyy erityisesti Belgiassa toimivia ydinalan toiminnanharjoittajia tai Electrabelin ydinalan toimintaa koskevia uusia säännöksiä, joilla on kielteinen vaikutus liiketoimen olennaisiin ehtoihin, Belgian valtio korvaa Engielle (tai jollekin asianomaisista Engie-konsernin yhtiöistä) sille tästä tosiasiallisesti aiheutuvat suorat tappiot. Tähän sisältyvät myös maksut, jotka Engien on tämän korvauksen yhteydessä suoritettava Luminukselle. Belgian lainsäädännön mukaan kantajan on todistettava vaatimuksensa, ja korvauksen suuruus määritetään tuomioistuimessa tai välimiesmenettelyssä. Toimivalta on Belgian tuomioistuimilla, mutta on mahdollista käyttää UNCITRALin välimiesmenettelysääntöihin perustuvaa vastavuoroista välimiesmenettelyä.

(208)

Tätä määräystä ei sovelleta, jos lainsäädännön muutos johtuu unionin tai kansainvälisen oikeuden saattamisesta osaksi kansallista lainsäädäntöä, ellei Belgian liittohallitus tai Belgian liittoparlamentti ole aiheuttanut tällaisen lainsäädännön olemassaolon ja sisällön tai aktiivisesti edistänyt sitä jollain muulla tasolla (esimerkiksi kansainvälisellä, ylikansallisella, unionin, alueellisella tai kunnallisella tasolla) tai aiheuttanut oikeudellisen päätöksen tai edistänyt aktiivisesti sen tekemistä.

(209)

Belgia toteaa, että komission päätöskäytännön mukaan suoja lain muuttamista vastaan voi olla valtiontukea (ks. aloittamispäätöksen johdanto-osan 180 kappale). Belgia viittaa tältä osin kolmen muun belgialaisen ydinreaktorin käyttöiän pidentämistä koskevaan komission päätökseen, jossa komissio tarkasteli Belgian valtion ja ydinvoimaloiden omistajien välisiin sopimuksiin sisältyviä korvauslausekkeita. Tämän perusteella Belgia päättelee, että Belgian valtion ja Engien välinen oikeussuojasopimus saattaa merkitä valikoivan taloudellisen edun myöntämistä Engielle.

(210)

Belgian mukaan kyseisten kahden ydinreaktorin käyttöiän pidentäminen edellyttää erityistä tukipakettia ydinenergian erityisen taloudellisen tilanteen ja riskiprofiilin vuoksi.

(211)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 22 kappaleessa todetaan, Electrabel ei tehnyt LTO-hanketta koskevia varauksia, koska maaliskuuhun 2022 asti kaikki belgialaiset ydinvoimalat oli tarkoitus sulkea viimeistään vuoteen 2025 mennessä ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevan lain mukaisesti. Doel 4:n ja Tihange 3:n käyttöiän pidentämistä koskevan päätöksen jälkeen LTO-yksiköt oli saatava kunnostettua kiireellisesti. Koska aikataulu on tiukka ja polttoaineen ja muiden tarvittavien osien kustannukset ovat nousseet viime vuosina, LTO-hankkeen investointikustannuksiin liittyvät epävarmuustekijät ovat huomattavat.

(212)

Belgian viranomaiset tutkivat vaihtoehtoisia tukimekanismeja, kuten ydinteknologian osallistumista Belgian kapasiteettimekanismiin, kiinteämääräistä syöttöpreemiota, yksisuuntaista hinnanerosopimusta tai sääntelyviranomaisen määrittämän pääomapohjan mallia.

(213)

Belgian viranomaisten mukaan edellä 3.1 jaksossa mainittujen markkinoiden toimintapuutteiden vuoksi näitä vaihtoehtoja pidettiin huonommin LTO-hankkeen tukemiseen soveltuvina seuraavista syistä:

(214)

Belgian mukaan kaksisuuntainen hinnanerosopimus yhdessä tukipaketin muiden alatoimenpiteiden kanssa tarjoaa tarvittavan tuen kuluttajien kannalta edullisemmin kustannuksin verrattuna vaihtoehtoisiin korvauksen tukimekanismeihin.

(215)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 181 kappaleessa todetaan, ilmoitetun toimenpiteen lopulliset tuensaajat ovat i) Engie, koska se on Electrabelin emoyhtiö ja Electrabel on LTO-yksiköiden ainoa operaattori ja yhteisomistaja (omistusosuus 89,807 %), ja Belgian hallituksen kanssa tehdyn täytäntöönpanosopimuksen suora osapuoli, ja ii) EDF S.A., jäljempänä ’EDF’, koska se on Luminuksen perimmäinen emoyhtiö ja Luminus on LTO-yksiköiden yhteisomistaja (omistusosuus 10,193 %) ja yksi osallistuvista yhtiöistä ja koska EDF on EDF Belgiumin emoyhtiönä yksi osallistuvista yhtiöistä. Komissio ei ole muodollisen tutkinnan aikana havainnut syitä, joiden takia sen olisi muutettava pääasiallisia tuensaajia koskevaa arviotaan.

(216)

Komissio on kuitenkin samaa mieltä Belgian kanssa toimenpiteen osan 1 tuensaajien määrittämisestä. Belgia nosti esiin aloittamispäätöksestä esittämissään huomautuksissa erityisesti, että BE-NUC (Belgian valtion ja Electrabelin välinen yhteisyritys) ja Luminus ovat hinnanerosopimuksen, SDC-lainojen, MOCP-maksun ja käyttöpääomajärjestelyn välittömiä edunsaajia Electrabelin ja Luminuksen sijasta. Electrabelin voidaan BE-NUC:n osakkeenomistajana ja LTO-yksiköiden nykyisenä yhteisomistajana kuitenkin katsoa myös olevan näiden osan 1 alatoimenpiteiden merkittävä edunsaaja. Muiden osaan 1 kuuluvien alatoimenpiteiden osalta, joilla tuetaan LTO-yksiköiden toimintaa ja kunnossapitoa, Electrabel on välitön edunsaaja, koska se on ydinlaitoksen operaattori ja BE-NUC:n osakas yhdessä Belgian valtion kanssa, kun taas Luminus on LTO-yksiköiden yhteisomistajana välillinen edunsaaja. Valtiontuen käsitettä koskevan komission tiedonannon 115 ja 116 kohdan mukaan etu voidaan myöntää myös muille yrityksille kuin niille, joille valtion varat siirretään suoraan (välillinen etu). Luminus hyötyy osaan 1 kuuluvien alatoimenpiteiden yhdistelmästä, koska ne vähentävät LTO-hankkeen toiminta- ja maksukyvyttömyysriskejä, vaikka se ei itse osallistu suoraan näihin alatoimenpiteisiin. Luminuksen voidaan näin ollen katsoa saavan välillistä etua näistä alatoimenpiteistä. Tämä välillinen etu ei koske energianhallintapalvelusopimusta, koska Luminus omistaa osuutensa LTO-yksiköiden tuottamasta sähköstä ja hallinnoi sähkön myyntiä itsenäisesti, eikä myöskään Electrabelin ja BE-NUC:n välillä tehtävää hallintopalvelusopimusta.

(217)

Ilmoitetun toimenpiteen osan 2 osalta ydinjätteeseen ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen liittyvien vastuiden siirrosta ja käytöstäpoistoon liittyviä vastuita koskevasta sopimuksesta hyötyvät ydinlaitoksen operaattori Electrabel sekä Luminus ja EDF Belgium osallistuvina yhtiöinä, sillä ne ovat yhdessä ydinlaitoksen operaattorin kanssa taloudellisesti vastuussa ydinjätteeseen ja käytöstäpoistoon liittyvistä vastuista.

(218)

Ilmoitetun toimenpiteen osan 3 osalta oikeussuojassa määrätään, että Belgian valtion toteuttamat yksipuoliset toimenpiteet, jotka vaikuttavat erityisesti Belgian ydinvoimayksikköjen operaattoreihin tai joita sovelletaan niihin ja joilla muutetaan liiketoimen olennaisia ehtoja, luovat oikeuden korvaukseen. Näin ollen välittömiä edunsaajia ovat Belgian ydinreaktoreiden operaattorin (ja yhteisomistajan) Electrabelin emoyhtiö Engie sekä BE-NUC. Vaikka Luminus ei suoraan osallistu osaan 3 kuuluviin oikeussuojatoimenpiteisiin, Luminus saa – kuten joissakin osaan 1 kuuluvissa alatoimenpiteissä – välillistä etua, koska myös se saa korvauksen, jos lainsäädäntöön tehdään LTO-hankkeeseen vaikuttavia muutoksia (ks. 3.3.3 jakso). Näin ollen Luminus on toimenpiteen osan 3 välillinen edunsaaja.

(219)

Kuten aloittamispäätöksen 3.7 jaksossa selitetään, LTO-hanke edellyttää useita lainsäädäntömuutoksia, joista esitetään yhteenveto tässä jaksossa.

(220)

Ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevalla lailla on vuodesta 2003 lähtien säännelty Belgiassa ydinvoiman avulla tapahtuvan sähköntuotannon vaiheittaista lopettamista, ja sitä on muutettu jo kolme kertaa Tihange 1:n, Doel 1:n ja Doel 2:n käyttöiän pidentämisen mahdollistamiseksi.

(221)

Doel 4:n ja Tihange 3:n käyttöiän pidentäminen kymmenellä vuodella edellyttää ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevan lain uutta muutosta. Muutokset on pantu täytäntöön Belgian parlamentin täysistunnossaan 18 päivänä huhtikuuta 2024 hyväksymällä, kuninkaan 26 päivänä huhtikuuta 2024 allekirjoittamalla ja Belgian virallisessa lehdessä 5 päivänä kesäkuuta 2024 julkaistulla lailla ydinvoiman käytön asteittaista lopettamista koskevan lain muuttamisesta.

(222)

Belgia toteaa, että tämä edellyttää Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2011/92/EU (107), neuvoston direktiivin 92/43/ETY (108) ja Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/147/EY (109) mukaisesti ympäristövaikutusten arviointia, johon sisältyy rajat ylittäviä kuulemisia (110), ja että tällainen arviointi on suoritettu.

(223)

LTO-hankkeen eri osat pannaan täytäntöön erillisellä energia-alan toimitusvarmuuden takaamista ja ydinenergia-alan uudistamista koskevalla lailla, josta käytetään myös nimitystä ”Phoenix-laki”. Yksityiskohtainen kuvaus Phoenix-lain eri luvuista on esitetty aloittamispäätöksen johdanto-osan 191 kappaleessa. Belgian parlamentti hyväksyi Phoenix-lain täysistunnossa 18 päivänä huhtikuuta 2024 ja kuningas allekirjoitti sen 26 päivänä huhtikuuta 2024. Se julkaistiin Belgian virallisessa lehdessä 5 päivänä kesäkuuta 2024.

(224)

Kuten aloittamispäätöksen johdanto-osan 193 kappaleessa todetaan, Belgian valtio on perustanut kaksi uutta julkisyhteisöä, jotka ottavat hoitaakseen tiettyjä LTO-hankkeeseen liittyviä tehtäviä:

(225)

Belgian parlamentti hyväksyi BE-WATT-lain ja Hedera-lain täysistunnossa 18 päivänä huhtikuuta 2024 ja kuningas allekirjoitti ne 26 päivänä huhtikuuta 2024. Ne julkaistiin Belgian virallisessa lehdessä 5 päivänä kesäkuuta 2024.

(226)

Lupia koskevalla kuninkaallisella asetuksella säännellään ydinjätettä pakkaavien laitosten lupia. Tätä kuninkaallista asetusta on muutettu siten, että se mahdollistaa luvan antamisen ydinjätettä sopimusperusteisten siirtoperusteiden mukaisesti pakkaaville käsittelylaitoksille. Asetuksella otetaan käyttöön erillinen luokka jätettä sopimusperusteisten siirtoperusteiden mukaisesti pakkaavien laitosten lupia varten. Asetus hyväksyttiin 11 päivänä heinäkuuta 2024 ja julkaistiin Belgian virallisessa lehdessä 15 päivänä heinäkuuta 2024.

(227)

Sopimusperusteisista siirtoperusteista annetussa kuninkaallisessa asetuksessa määritellään sopimusperusteiset siirtoperusteet ja jätepakettien luokittelu sekä se, miten ne vähennetään jätemääräyksiköstä. Se hyväksyttiin 11 päivänä heinäkuuta 2024 ja julkaistiin Belgian virallisessa lehdessä 15 päivänä heinäkuuta 2024.

(228)

Belgia rahoittaa kaiken LTO-hankkeen edellyttämän rahoituksen, myös kaksisuuntaisesta hinnanerosopimuksesta johtuvat mahdolliset takaisinmaksut, valtion yleisestä talousarviosta.

(229)

Belgia arvioi, että LTO-hankkeen pääomamenot ovat [2–2,5] miljardia euroa ja toimintakustannusten kokonaismäärä koko käyttöiän aikana [7 000–8 000] miljoonaa euroa (ks. aloittamispäätöksen johdanto-osan 200 kappale).

(230)

Nettovaikutus Belgian valtion talousarvioon on kaksiosainen: se johtuu toisaalta yhteisyritykseen tehtävästä 24,7 miljoonan euron pääomasijoituksesta ja toisaalta korvaussopimuksen vastapuolen maksettaviksi tulevista toimenpiteiden nettokustannuksista. Belgian mukaan odotetut talousarviomenot riippuvat kustannusennusteiden lisäksi myös energiamarkkinoiden hinta-/tuloennusteista, koska LTO-hanke rahoitetaan markkinatulojen, hinnanerosopimuksen mukaisten erotusmaksujen, vähimmäistoimintamenoista ja pääomasta suoritettavien maksujen sekä SDC-lainojen yhdistelmällä.

(231)

Allekirjoitusajankohdan rahoitusmallin perusskenaarion mukaan korvaussopimuksen vastapuoli saa hankkeen elinkaaren aikana yhteensä [0–500] miljoonan euron nimellismääräisen nettosumman.

(232)

Jos sähkön hinnat kuitenkin kehittyvät alhaisemman ennusteen mukaan, toimenpiteen kustannukset Belgian hallitukselle nousisivat [4 000–4 500] miljoonaa euroa, koska hinnanerosopimuksen mukaiset maksut olisivat suurempia. Jos molemmissa ydinvoimaloissa tapahtuu odottamaton käyttökeskeytys, korvaussopimuksen vastapuoli joutuisi maksamaan myös lisätukea, joka on [500–1 000] miljoonaa euroa käyttökeskeytysvuodelta. Sähkön alhaisten hintojen ja 12 kuukautta kestävän käyttökeskeytyksen negatiivisessa skenaariossa korvaussopimuksen vastapuolen olisi annettava tukea hankkeen elinkaaren aikana yhteensä [4 000–4 500] miljoonaa euroa (nimellismäärä), jolloin toimenpiteen talousarvio olisi lähes [40–50] prosenttia yhteenlasketuista pääoma- ja toimintakustannuksista.

(233)

Belgia vahvistaa, että toimenpidettä ei voida yhdistää muuhun tukeen, joka kattaa samat LTO-hankkeessa aiheutuvat kustannukset. Belgia toteaa, että LTO-hankkeen rahoittamiseen ei ole määrä käyttää muita varoja kuin valtion talousarviota, ja vahvistaa, että siihen ei liity unionin varoja.

(234)

Komissio antoi aloittamispäätöksen 22 päivänä heinäkuuta 2024. Komissio katsoi alustavasti, että toimenpide on valtiontukea, ja esitti epäilyjä toimenpiteen soveltuvuudesta sisämarkkinoille SEUT-sopimuksen 107 artiklan 3 kohdan c alakohdan nojalla. Aloittamispäätöksessä komissio esitti epäilyjä tuen tarpeellisuudesta, tarkoituksenmukaisuudesta ja oikeasuhteisuudesta, mahdollisesta unionin oikeuden rikkomisesta sekä mahdollisesta kilpailun ja kaupan kohtuuttomasta vääristymisestä.

(235)

Tuen tarpeellisuuden osalta komissio esitti epäilyjä osan 1 rahoitustukitoimenpiteistä. Vaikka komissio myöntää, että ydinlaitoksen operaattorin ja ydinreaktoreiden omistajien vakaa tulonlähde saattaa olla tarpeen sähkön tulevaan markkinahintaan liittyvien epävarmuustekijöiden vuoksi, se epäili, ovatko kaikki kaksisuuntaisen hinnanerosopimuksen lisäksi toteutettavat täydentävät rahoitustukitoimenpiteet tarpeellisia. Komissio suhtautui epäilevästi erityisesti sellaisen yhteisyrityksen perustamiseen, jossa Belgian valtio on osakkaana, vähimmäistoimintamenoista ja pääomasta suoritettavaan maksuun sekä SDC-lainoihin.

(236)

Tuen tarkoituksenmukaisuuden osalta komissio esitti uudelleen epäilyjä osan 1 rahoitustukitoimenpiteistä. Komissio halusi tutkia tarkemmin Belgian ehdottaman kaksisuuntaisen hinnanerosopimuksen rakennetta, koska vaikutti siltä, ettei se sisällä riittäviä kannustimia reagoida markkinaolosuhteisiin ja aikatauluttaa kunnossapitoa mahdollisimman tehokkaasti (mukaan lukien hinnanerosopimuksen mallissa viitemarkkinahintana käytetyn vuorokausimarkkinahinnan käyttö). Lisäksi komissio pohti, vapauttaako korvaustoimenpiteiden yhdistelmä tuensaajat markkinariskeistä ja operatiivisista riskeistä liian suuressa määrin.

(237)

Tuen oikeasuhteisuuden osalta komissio epäili useiden korvaustoimenpiteiden (muun muassa SDC-lainojen ja MOCP-maksun) oikeasuhteisuutta. Komissio katsoi, että nämä toimenpiteet yhdistetään hinnanerosopimukseen ja niiden tarkoituksena on saavuttaa 7 prosentin tavoitetuottoaste, jota voidaan arvioida ainoastaan itse toimenpiteiden ja niillä saavutettavan riskin vähentämisen perusteella. Sen vuoksi komissio katsoi, ettei se voinut aloittamispäätöksen tekoajankohtana arvioida tämän tavoitetuottoasteen oikeasuhteisuutta abstraktisti, ja totesi, että toimenpiteiden oikeasuhteisuutta voidaan arvioida vasta niiden tarkoituksenmukaisuuden arvioinnin jälkeen. Komissio suhtautui epäillen myös ydinjätteeseen ja käytettyyn ydinpolttoaineeseen liittyvien vastuiden siirrosta maksettavan 15 miljardin euron kertakorvauksen määrän määrittämiseen (erityisesti käytetyn diskonttokoron ja riskipreemion suuruuden osalta) sekä LTO-hankkeesta johtuvien käytöstäpoistoon liittyvien lisävastuiden määrään (joka ei aloittamispäätöksen tekohetkellä ollut vielä tiedossa).

(238)

Lisäksi komissio epäili, voisiko hinnanerosopimuksen epäasianmukainen rakenne ja kaikkien rahoitustukitoimenpiteiden kasautuminen johtaa kohtuuttomaan markkinoiden vääristymiseen. Komissio tarvitsi myös lisävakuuksia sen yhteisön henkilöydestä ja riippumattomuudesta, joka myy LTO-yksiköiden tuotantoa markkinoilla energianhallintapalvelusopimuksen nojalla.

(239)

Belgia esitti vastauksensa aloittamispäätökseen 22 päivänä elokuuta 2024. Belgian huomautuksissa toimitettiin Compass Lexeconin laatimat riippumattomat lisäanalyysit hinnanerosopimuksen rakenteesta, SDC-lainoista ja MOCP-maksusta (jotka toimitettiin 22 päivänä elokuuta) sekä jätevastuun ylärajasta (jotka toimitettiin 30 päivänä elokuuta 2024) vastauksena komission aloittamispäätöksessä esittämiin epäilyihin rahoitustukitoimenpidepaketin tarpeellisuudesta, tarkoituksenmukaisuudesta ja oikeasuhteisuudesta (tukitoimenpiteen osa 1), jätesopimuksen oikeasuhteisuudesta (tukitoimenpiteen osa 2), hinnanerosopimuksen rakenteen yhdenmukaisuudesta unionin oikeuden kanssa sekä mahdollisista kilpailun ja kaupan kohtuuttomista vääristymistä.

(240)

Belgian vastauksessa aloittamispäätökseen käsitellään aloittamispäätöksessä kuvattua alkuperäistä toimenpidettä (LTO-hanke). Nykyinen toimenpide sisältää muutoksia (jotka on tehty komission aloittamispäätöksessä esittämien epäilyjen poistamiseksi) alkuperäiseen toimenpiteeseen verrattuna, ja se esitetään yksityiskohtaisesti tämän päätöksen 3 jaksossa.

(241)

Belgian näkemyksiä selostetaan tarkemmin seuraavissa jaksoissa.

(242)

Belgia oli komission kanssa samaa mieltä siitä, että markkinaehtoisten kannustimien luominen ja mahdollisten kohtuuttomien vääristymien minimointi ovat olennaisen tärkeitä seikkoja tukimekanismien suunnittelussa.

(243)

Belgian mukaan LTO-yksiköiden tekniset, sääntelyyn liittyvät ja taloudelliset rajoitteet (ks. myös 2.1 jakso) vaikuttavat hinnanerosopimuksen rakenteen toteutettavuuteen ja tarkoituksenmukaisuuteen, ja Compass Lexeconin laatima riippumaton taloudellinen lisäanalyysi (111) tukee tätä väitettä. Belgia katsoi erityisesti, että jos ydinlaitoksen operaattorille tarjotaan taloudellisia kannustimia reagoida markkinaolosuhteisiin tilanteissa, joissa reagointikyky on rajallinen, riskit eivät ehkä jakaudu parhaalla mahdollisella tavalla ja tulevat tulot voivat olla epävarmempia ilman, että epävarmuutta on mahdollista mitenkään lieventää. Näin ollen tuensaajaan kohdistuvat suuremmat riskit, joihin ei voida reagoida toimintaan liittyvillä maksuilla, voivat johtaa investointien riski-hyötyprofiilin heikkenemiseen ja järjestelmän taloudelliseen epätasapainoon (joka esimerkiksi edellyttää korkeampaa sisäisen korkokannan tavoitetta). Tästä aiheutuva odotettu vaikutus tukikustannuksiin on sen vuoksi tasapainotettava korvaussopimuksen vastapuolelle tämän riskin välittömästä kantamisesta aiheutuvien kustannusten kanssa.

(244)

Belgia lisää, että LTO-yksiköiden kaupallinen toiminta ja vastaavat tarjouspäätökset ovat hinnanerosopimuksen rakenteen taloudellinen vertailuarvo, jolla varmistetaan markkinaehtoinen toiminta.

(245)

Belgia muistuttaa, että käsiteltävänä olevassa asiassa erilaiset tekniset ja toiminnalliset rajoitukset rajoittavat voimakkaasti kunnossapitoaikataulun muuttamista ja tehonsäätöjä koskevaa liikkumavaraa ja siten suurempiin taloudellisiin kannustimiin liittyvää arvonmuodostuksen potentiaalia:

(246)

Belgian mukaan LTO-yksiköiden toiminta- ja turvallisuusrajoitusten vuoksi jotkin jäljempänä kuvatut vaihtoehtoiset hinnanerosopimuksen rakenteet eivät jakaisi riskejä eivätkä kannustaisi markkinaehtoiseen toimintaan ehdotettua rakennetta tehokkaammin. Belgia esitti etenkin, että joissakin tapauksissa pitkän aikavälin viitehintojen ja viitemäärän käyttö saattaa edistää tehokkaita ajojärjestystä/toimintaa koskevia päätöksiä, koska se irrottaa hinnanerosopimuksen mukaiset maksut tosiasiallisesta markkinahinnasta. Tämä ei kuitenkaan välttämättä ole tarkoituksenmukaista käsiteltävänä olevassa tapauksessa, kun otetaan huomioon LTO-yksiköiden toimintarajoitteet ja ainutlaatuinen käytettävyysmalli LTO-yksiköiden rakennustöiden aikana, kuten jäljempänä selitetään:

(247)

Belgian mukaan valitulla hinnanerosopimuksen rakenteella sekä siihen liittyvillä erityisjärjestelyillä (markkinahintariskin oikaisumekanismi ja tehonsäätöjärjestely) pyrittiin tasapainottamaan markkinariski ja toiminnalliset kannustimet sekä investointien että markkinoiden lyhyen aikavälin tehokkuuden tukemiseksi. Valittu rakenne kannustaa reagoimaan markkinasignaaleihin oikea-aikaisesti aiheuttamatta tarpeetonta monimutkaisuutta ja on johdonmukainen LTO-yksiköiden teknisten ja sääntelyyn liittyvien rajoitusten kanssa. Belgia viittasi tältä osin

(248)

Edellä esitetyistä syistä Belgia katsoi, että komission aloittamispäätöksessä esittämät epäilykset hinnanerosopimuksen rakenteen tarkoituksenmukaisuudesta olivat perusteettomia.

(249)

Muodollisen tutkintamenettelyn aikana Belgia päätti kuitenkin muuttaa hinnanerosopimuksen rakennetta ja markkinahintariskin oikaisumekanismia vahvistaakseen markkinaehtoisia kannustimia ja ottaakseen huomioon markkinoiden kehityksen.

(250)

Electrabel ja Belgian valtio aikovat perustaa yhteisyrityksen, jonka ne omistavat puoliksi ja joka pitää hallussaan LTO-yksiköiden toiminnan jatkumisen mahdollistavia omaisuuseriä.

(251)

Belgia totesi, että tämän toimintatavan ansiosta myös Belgian valtiolla on määräysvalta hankeyrityksessä, koska molemmat osakkaat osallistuvat yhteisyritykseen tasavertaisin ehdoin ja niillä on osakkeenomistajina sama riskitaso (joka vastaa tavanomaista osakkeenomistajien riskiä ja rahoitusta) ja ne saavat samat tuotot (erityisesti osingot). Toimintatavan avulla Belgian valtio voi myös säilyttää jonkinasteisen omistusosuuden kriittisestä infrastruktuurista.

(252)

Belgia selitti, että jos BE-NUC:n tulot eivät riitä kattamaan LTO-yksiköiden toiminnan edellyttämiä kustannuksia (käyttö- ja kunnossapitosopimuksen mukaiset kustannukset ja muut toimintaan, polttoaineeseen ja kunnossapitoon liittyvät pääomakustannukset), Belgian valtion on korvaussopimuksen vastapuolena maksettava tulovajeen kattava maksu BE-NUC:lle (ja Luminukselle). BE-NUC:n on toimitettava tältä osin vuotuinen täsmäytysraportti. Tällä vähimmäistoimintamenoista maksettavalla maksulla varmistetaan riittävät käteisvarat näiden kustannusten kattamiseksi, jotta turvataan BE-NUC:n pitkän aikavälin elinkelpoisuus ja vakavaraisuus. Lisäksi korvaussopimuksen vastapuoli suorittaa pääomamaksun, joka koostuu sijoitetun pääoman kustannussuojasta, joka on 50 prosenttia LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisen jaksotetuista pääomakustannuksista. Sekä vähimmäistoimintamenoista maksettavaa maksua että pääomamaksua kutsutaan MOCP-maksuksi, ja niitä sovelletaan LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistyspäivästä alkaen.

(253)

Belgia selitti, että se aikoo lisäksi asettaa 1 päivästä heinäkuuta 2025 alkaen sekä BE-NUC:n että Luminuksen käyttöön lainannostojärjestelyt, joilla on tarkoitus rahoittaa tiettyjen pysäytysjaksojen aikana aiheutuvat käyttö- ja kunnossapitokustannukset korvaussopimuksen SDC-lainojen saantia koskevan 3.2(A) kohdan mukaisesti. Sen sijaan, että Belgian valtio antaisi BE-NUC:lle ja Luminukselle lisäpääomaa, se myöntää SDC-lainoja, joihin liittyy korkokatto ja jotka maksetaan takaisin määritetyn takaisinmaksuaikataulun mukaisesti. Niiden avulla se rahoittaa kahdessa erässä

(254)

Belgia selitti, että MOCP-maksulla torjutaan vaikutuksiltaan suuria riskejä, jotka johtavat tappioihin toimintavaiheen aikana. Yhdessä SDC-lainojen kanssa nämä toimenpiteet ovat ennen uudelleenkäynnistysvaihetta välttämättömiä sen varmistamiseksi, että hanke tuottaa riittävät kassavirrat ydinlaitoksen operaattorille maksettavan korvauksen maksamiseksi ja pitkän aikavälin elinkelpoisuuden säilyttämiseksi. Belgian näkemyksen mukaan ilman näitä toimenpiteitä ydinvoimala voi joutua konkurssiin, jos käyttökatkokset ovat pitkiä tai sääntelyssä (toimintapolitiikassa) tapahtuu epäkäytettävyyttä aiheuttavia muutoksia.

(255)

Näiden näkemysten tueksi Belgia esitti seuraavat huomautukset, jotka perustuvat Compass Lexeconin laatimaan riippumattomaan analyysiin (112):

(256)

Belgia totesi näin ollen, että MOCP-maksu ja SDC-lainat ovat tarkoituksenmukaisia ja oikeasuhteisia:

(257)

Muodollisen tutkintamenettelyn perusteella Belgia päätti asettaa mahdollisille MOCP-maksuille enintään 2 miljardin euron ylärajan käyttämällä korvaussopimuksen mukaisia sopimuksen irtisanomista koskevia oikeuksiaan, paitsi jos Belgian valtion tekemä analyysi osoittaa, että sopimuksen irtisanominen voisi vaikuttaa haitallisesti Belgian toimitusvarmuuteen ja/tai että irtisanominen ei olisi taloudellisesta näkökulmasta tarkoituksenmukaista. Tätä käsitellään lähemmin 3.3.1.3.3 jaksossa.

(258)

Belgian mukaan Belgian valtio ja Electrabel sopivat osakkeenomistajina rahoittavansa suhteelliset osuutensa BE-NUC:n rahoitustarpeista tai odottamattomista rahoitusvajeista (siltä osin kuin ne koskevat kustannuksia ja menoja, joita ei rahoiteta muilla mekanismeilla, kuten BE-NUC:n tuloilla, BE-NUC:lle korvaussopimuksen nojalla maksettavilla erotusmaksuilla tai SDC-lainalla, millä varmistetaan, että kustannuksia ei kateta kahdesti).

(259)

Belgia selitti, että Electrabel ja Belgian valtio tekivät kumpikin BE-NUC:n kanssa identtiset osakaslainoja koskevat sopimukset. Korkoja ei ole vahvistettu, mutta osakaslainoja koskevissa sopimuksissa määrätään, että kunkin osakaslainan korko on BE-NUC:n hallituksen osakassopimuksen mukaisesti määrittämä markkinaehtoinen korko, joka perustuu vallitseviin markkinakorkoihin ja kyseisenä ajankohtana mahdollisesti käytettävissä olevaan vastaavaan kolmannen osapuolen myöntämään velkarahoitukseen. Lainojen määrien ja korkojen takaisinmaksuehdot ovat samat.

(260)

Belgia selitti, että käyttöpääomajärjestelyllä rahoitetaan LTO-yksiköiden toiminnasta johtuva käyttöpääoman tarve. BE-NUC saa nostaa varoja käyttöpääomajärjestelystä, jos sen tulevien ja lähtevien rahavirtojen erotus on pienempi kuin korvaussopimuksessa vahvistetut tulevan menokauden arvioidut toimintamenot. Käyttöpääomajärjestelyn määrän on oltava vähintään kolmen kuukauden yhteenlaskettujen arvioitujen toimintamenojen keskiarvo. Belgia selitti, että käyttöpääomajärjestely muodostaa itse asiassa vuotuista MOCP-maksua täydentävän vuodensisäisen siltarahoituksen ja toimii uusiutuvana luottojärjestelynä, joka, jos se nostetaan, maksetaan takaisin Belgian valtion maksamalla MOCP-maksulla.

(261)

Belgia selvensi, että Electrabel ehdottaa ehtoasiakirjassa kuvailtua Electrabelin osakaslainaa koskevaa menetelmää, joka ilmoitetaan BE-NUC:n hallitukselle ja jota sen jälkeen käytetään myös Belgian valtion myöntämän lainan ja käyttöpääomajärjestelyn yhteydessä. Lainojen määrien ja korkojen takaisinmaksuehdot ovat samat. Belgian mukaan menetelmästä keskusteltiin edelleen ja siitä tiedotettaisiin myöhemmin.

(262)

Energianhallintapalvelusopimuksen mukaisten energianhallintapalvelujen ostamisen osalta Belgia totesi, että nämä palvelut ostetaan kilpailuun perustuvan, avoimen, syrjimättömän ja ehtoja sisältämättömän tarjouskilpailumenettelyn avulla. Energianhallintapalvelusopimus tehdään neuvottelumenettelyllä, johon sisältyy edeltävä tarjouskilpailu (17. kesäkuuta 2016 annetun julkisia hankintoja koskevan Belgian lain 120 §), mikä on normaali menettely yleishyödyllisten palvelujen alalla. Sen vuoksi Belgia katsoo, ettei energianhallintapalvelusopimuksesta aiheudu etua energian hallinnoijalle (energianhallintapalvelusopimuksen kumppanille) eikä energianhallintapalvelusopimuksen kumppani saa valtiontukea.

(263)

Belgia totesi, että vaikka jo julkisia hankintoja koskevien direktiivien soveltaminen tarjoaa useita takeita, hankittavien palvelujen tärkeyden ja asian arkaluonteisuuden vuoksi kilpailun kannalta on otettu käyttöön lisämääräyksiä ja -takeita sen varmistamiseksi, että tarjouskilpailussa on riittävästi kilpailua.

(264)

Belgia selitti etenkin, että ennen tarjousasiakirjojen laatimista käynnistettiin energianhallintapalvelusopimusta koskeva tietopyyntö, jossa kerättiin näkemyksiä markkinoilta muun muassa useista energianhallintapalvelusopimuksen sisältöön liittyvistä aiheista. Lisäksi tarjouskilpailussa asetetaan erityisiä valintakriteereitä, joilla varmistetaan, että hyväksytyt/valitut osallistujat ovat tarkoituksenmukaisia hankittavan palvelun tärkeyden ja arkaluonteisuuden vuoksi. Lisätietoja tarjouskilpailumenettelystä ja valintakriteereistä on 3.3.1.5.1 jaksossa.

(265)

Kuten 3.3.1.5.2 jaksossa todetaan, muodollisen tutkintamenettelyn jälkeen Belgia päätti myöntää talousperusteisia tehonsäätöjä koskevan päätösvallan energianhallintapalvelusopimuksen kumppanille ja korvata energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin kiinteän korvauksen kiinteämääräisen ja muuttuvan maksun yhdistelmällä. Näin annetaan voimakkaampia kannustimia toteuttaa tehonsäätöjä markkinasignaalien mukaisesti ja otetaan samalla huomioon LTO-yksiköiden tekniset rajoitukset (ja mahdollisten automaattisen pysäytysten riskit).

(266)

Belgian mukaan on tarkoitus ottaa käyttöön erityisiä toimenpiteitä, jotka koskevat Engien kaupankäyntiyhteisön GEMS:n (joka on Engie-konsernin ydinvoimaliiketoimintayksiköstä hallinnollisesti riippumaton liiketoimintayksikkö) mahdollista osallistumista tarjouskilpailumenettelyyn.

(267)

Belgian selvensi lisäksi, että nykyisin ja myös tulevaisuudessa toteutetaan riittävät toimenpiteet mahdollisten eturistiriitojen havaitsemiseksi ja ehkäisemiseksi tehokkaasti. Nämä toimenpiteet voidaan tiivistää seuraavasti:

(268)

Belgia selvensi myös, että jos energianhallintapalvelusopimusta ei ole tehty ajoissa, viimeinen keino on, että GEMS suorittaa tilapäisesti energianhallintapalvelusopimuksen mukaiset palvelut jatkuvuuden varmistamiseksi. Belgian mukaan tämä järjestely on välttämätön ja asianmukainen julkisen palvelun (eli LTO-yksiköiden tuottaman sähkön myynnin) jatkuvuuden varmistamiseksi, mutta ratkaisu on tiukasti kestoltaan rajattu ja rajoittuu siihen, mikä on ehdottoman välttämätöntä.

(269)

Belgia katsoi, että energianhallintapalvelusopimusta koskeva tarjouskilpailumenettely sulkee pois mahdollisen valtiontuen mahdollisuuden, koska i) Belgian valtio varmistaa, että BE-NUC noudattaa tiukasti julkisia hankintoja koskevaa lainsäädäntöä ja periaatteita, ja ii) laaja kuuleminen ennen tarjouskilpailun varsinaista käynnistämistä tarjoaa lisätakeita, joilla varmistetaan, että palvelut ostetaan kilpailuun perustuvan, avoimen, syrjimättömän ja ehtoja sisältämättömän tarjouskilpailumenettelyn avulla.

(270)

Lisäksi Belgia katsoi, että markkinoiden sulkemisen ja Engien mahdollisten muiden kilpailunvastaisten käytäntöjen riski vältetään ja että kaikki toimenpiteet ja takeet on hyväksytty sen varmistamiseksi, että nimitetään riippumaton energianhallintapalvelusopimuksen kumppani. GEMS toimittaisi näitä palveluja vain viimeisenä varakeinona tilapäisesti, koska tämä on välttämätöntä ja asianmukaista julkisen palvelun jatkuvuuden varmistamiseksi.

(271)

Belgia selvensi, että LTO-yksiköiden käytöstäpoistoon ja purkamiseen liittyvät LTO-hankkeesta johtuvat vastuut (negatiiviset synergiavaikutukset) kantaa Belgian valtio liiketoimen sulkemispäivänä maksettavalla kiinteämääräisellä (täysimääräisesti maksettavalla ja lopullisella) kertasuorituksella. Belgia selitti, että täytäntöönpanosopimuksen mukaan Belgian valtion ja Electrabelin on sovittava suorituksen määrästä asetetussa määräajassa, ja jos näin ei tehdä, asia saatetaan CPN/CNV:n ratkaistavaksi.

(272)

Belgia muistutti, että koska asian käsittely oli kesken CPN/CNV:n tasolla aloittamispäätöksen tekohetkellä, sen oikeasuhteisuutta ei arvioitu aloittamispäätöksessä.

(273)

Belgia selitti, että Belgian valtio ja Electrabel eivät sopineet määrästä asetetussa määräajassa, joten asia saatettiin CPN/CNV:n ratkaistavaksi. Belgia selvensi tarkemmin sanottuna seuraavaa:

(274)

Näin ollen Belgia päätteli, että CPN/CNV:n 24 päivänä kesäkuuta 2024 antamassa neuvoa-antavassa lausunnossa esitetty LTO-hankkeesta johtuvien ylimääräisten käytöstäpoistoon liittyvien vastuiden siirrettävä määrä on oikeasuhteinen.

(275)

Lisäksi Belgia toimitti 30 päivänä elokuuta 2024 Compass Lexeconin tekemän riippumattoman lisäanalyysin, jossa esitettiin taloudellinen analyysi jätevastuun ylärajan rakenteesta, mukaan lukien analyysi 3 prosentin diskonttokorosta ja lisäselvitykset siitä, että CPN/CNV:n yksilöimät lisäriskit on jo katettu Belgian valtion laskemalla riskipreemiolla ja että riskien toteutumisen todennäköisyys ja vaikutukset ovat vähäiset.

(276)

Belgian mukaan diskonttokorkoon liittyvät komission epäilykset perustuvat CPN/CNV:n 7 päivänä maaliskuuta 2023 energiaministerille antamassa neuvoa-antavassa lausunnossa (113) esitettyyn analyysiin, jossa CPN/CNV katsoo, että käytettyyn polttoaineeseen liittyviin menoihin sovellettavan diskonttokoron on asteittain lähestyttävä pitkän aikavälin riskitöntä tuottoastetta (jonka on laskettu olevan 2,17 %), ja ehdottaa kaksivaiheisen diskonttokoron käyttöä (3,17 % ensimmäisten 30 vuoden aikana ja 2,17 % ensimmäisten 30 vuoden jälkeen).

(277)

Belgia viittasi Compass Lexeconin laatimaan riippumattomaan analyysiin (114), joka osoitti, että Belgian valtion valitsema 3 prosentin diskonttokorko on oikeasuhteinen i) CPN/CNV:n suositteleman toimintatavan taloudellisen analyysin, ii) muiden asiaankuuluvien toimintatapojen ja iii) asiassa SA.45296 käsitellyn Saksan ennakkotapauksen perusteella.

(278)

Belgian mukaan jätevastuun rajoitussopimuksessa huomioon otettuja riskejä koskevat komission huolenaiheet perustuvat myös CPN/CNV:n energiaministerille antamaan neuvoa-antavaan lausuntoon (ks. alaviite 113), jonka mukaan olisi otettava huomioon kolme riskiä:

(279)

Compass Lexeconin riippumaton analyysi osoitti, että nämä riskit on otettu huomioon ja että Belgian valtion soveltama toimintatapa on varovainen ja sisältää riittävästi varauksia näiden riskien kattamiseksi.

(280)

Tätä analyysia on täydennetty 1 päivänä lokakuuta 2024 esitetyn tietopyynnön kysymykseen 5.4 annetulla vastauksella. Belgian mukaan Hederan salkku olisi käytännössä suunniteltava siten, että se kattaa kaikki ajanjakson mahdolliset taloudelliset skenaariot erityisesti inflaatioasteen osalta. Hederan tavoitteena on saavuttaa 1 prosentin reaalinen tuotto (eli inflaatioasteen 1 prosentilla ylittävä tuotto). Tätä varten Hedera laatii strategian, jossa otetaan huomioon riski siitä, että tällaista tuottoa ei välttämättä saavuteta tietyissä taloustilanteissa (esimerkiksi jos inflaatio pysyy pitkään korkeana) vain joukkovelkakirjoista koostuvan salkun avulla. Sen vuoksi Hedera keskittyy dynaamiseen varojen ja vastuiden hallintaan, joka perustuu hajautettuun salkkuun. Se sisältää omaisuuseriä, joiden avulla rahasto voi suojautua inflaatiolta. Hedera voisi esimerkiksi suunnitella (muun muassa) joukkovelkakirjoihin ja velkainstrumentteihin, omaan pääomaan, kiinteistöihin ja johdannaisiin perustuvan salkun, jonka pitkän aikavälin tavoitteena olisi saavuttaa 1 prosentin reaalinen tuotto ja joka samalla minimoisi volatiliteettiriskin. Lopuksi on syytä mainita, että Hedera rajoittaa belgialaisiin osakkeisiin, joukkovelkakirjoihin ja kiinteistöihin liittyviä riskejään. Näin varmistetaan hajauttaminen ja se, että rahasto on riittävästi erillään Belgian taloudesta.

(281)

Belgia totesi, että LTO-hankkeen eri osat ja alatoimenpiteet sisältyivät Engien pyyntöihin sopia käyttöiän pidentämisestä ja että ne kaikki sisältyivät 13 päivänä joulukuuta 2023 allekirjoitettuihin liiketoimea koskeviin kattaviin asiakirjoihin. Belgia huomautti kuitenkin myös, että LTO-hankkeen osat eroavat toisistaan useiden seikkojen osalta ja täydentävät toisiaan, mikä rajoittaa mahdollisia kumulatiivisia vaikutuksia.

(282)

Belgia viittasi oikeuskäytäntöön, jossa on otettu peräkkäisiä toimenpiteitä arvioitaessa huomioon seuraavat seikat:

(283)

Belgia totesi, että LTO-hankkeen kolme osaa eroavat kohteensa ja luonteensa osalta olennaisesti toisistaan, ja huomautti, että komissio ei aloittamispäätöksessään nimenomaisesti ottanut huomioon osien 1, 2 ja 3 kohteiden ja luonteen eroja ja yhtäläisyyksiä. Tältä osin Belgia totesi seuraavaa:

(284)

Belgia totesi, että näiden kolmen osan yleinen tarkoitus liittyy LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämiseen. Belgian mukaan kunkin osan erityinen tarkoitus on kuitenkin merkityksellinen seikka arvioinnin kannalta:

(285)

Belgia muistutti myös, että osien 1, 2 ja 3 välittömät edunsaajat eivät ole samat. Belgia myönsi, että kunkin toimenpiteen edunsaajien yksilöinti on tärkeä tekijä arvioitaessa kumulatiivisten vaikutusten olemassaoloa. Belgian valtio esitti tältä osin seuraavat huomautukset:

(286)

Osat 1, 2 ja 3 eroavat toisistaan merkittävästi kohteensa ja luonteensa, tarkoituksensa ja edunsaajiensa osalta, vaikka niistä kaikista on sovittu samaan aikaan ja niiden kaikkien yleisenä tarkoituksena on LTO-yksiköiden käyttöiän pidentäminen. Kuten edellä on osoitettu, kullakin osalla on erityinen tarkoitus, mikä tekee niistä toisiaan täydentäviä, ja tämä rajoittaa mahdollisia kumulatiivisia vaikutuksia.

(287)

Koska Electrabelin riskiprofiili saattaa muuttua osien 2 ja 3 ansiosta, nämä toimenpiteet voivat hyödyttää Electrabelia ydinlaitoksen operaattorina ja siten parantaa Electrabelin yleistä riskiprofiilia. Osat 2 ja 3 eivät muuta osan 1 pääasiallisen edunsaajan BE-NUC:n riskiprofiilia. Kuten Compass Lexeconin tekemässä riippumattomassa analyysissä arvioitiin, BE-NUC:n riskiprofiili – kun otetaan huomioon hankkeeseen vaikuttavat erityisriskit – sekä Belgian valtion ja BE-NUC:n välinen riskinjako ovat olennainen tekijä arvioitaessa osan 1 oikeasuhteisuutta.

(288)

Engie toimitti huomautuksensa aloittamispäätöksestä 9 päivänä syyskuuta 2024. Huomautuksissa Engie esitti todisteita ja analyyseja tueksi näkemykselleen, jonka mukaan osa komission aloittamispäätöksessä esiin nostamista epäilyksistä ei ole aiheellisia. Engien vastauksessa aloittamispäätökseen käsitellään aloittamispäätöksessä kuvattua alkuperäistä toimenpidettä. Nykyinen toimenpide sisältää muutoksia (jotka on tehty komission aloittamispäätöksessä esittämien epäilyjen poistamiseksi) alkuperäiseen toimenpiteeseen verrattuna, ja se esitetään yksityiskohtaisesti tämän päätöksen 3 jaksossa. Engien kanta on yhdenmukainen Belgian viranomaisten kannan kanssa.

(289)

Engie katsoi, että LTO-hanke on yleinen sopimus ja perustuu Belgian hallituksen kanssa käytyihin laajoihin ja pitkiin neuvotteluihin ja että Engien pääperiaatteena on pysyä sitoutuneena Belgiaan ja edistää maan toimitusvarmuutta hyväksymällä Belgian pyyntö pidentää kahden ydinreaktorin käyttöikää. Näin ollen se kumoaa julkisen strategiansa lopettaa ydinvoimaan liittyvä toiminta Belgiassa vuoden 2025 jälkeen (ks. johdanto-osan 23 kappale). Lisäksi Engien mukaan LTO-hankkeella on myönteisiä vaikutuksia sisämarkkinoihin seuraavista syistä:

(290)

Engie esitti näkemyksenään myös, että LTO-hankkeen (Doel 4:n ja Tihange 3:n käyttöiän pidentämisen) ja Doel 1:n, Doel 2:n ja Tihange 1:n vuonna 2015 toteutetun käyttöiän pidentämisen, jäljempänä ’aiempi käyttöiän pidentäminen’, välillä on useita eroja:

(291)

Engien mukaan kaikki nämä tekijät saivat Engien ja Belgian valtion tekemään kattavan sopimuksen, jossa määrätään sekä pyydetystä käyttöiän pidentämisestä (edellyttäen, että Engien riskejä vähennetään) että siirretyn käytetyn ydinpolttoaineen ja ydinjätteen huollosta, ja Engie katsoi, että aiempi käyttöiän pidentäminen ei ole asianmukainen vertailukohta nykyisen LTO-hankkeen eri toimenpiteiden tarpeellisuuden ja tarkoituksenmukaisuuden arvioimiseksi.

(292)

Engien tärkeimmät aloittamispäätöksessä esitettyjä komission epäilyä koskevat kannat esitetään tarkemmin jäljempänä.

(293)

Komissio katsoo, että toimenpiteen kolme osatekijää voidaan arvioida Belgian valtion toteuttaman yhden ainoan toimenpiteen osina, koska ne kaikki liittyvät samaan tapahtumaan eli LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämiseen.

(294)

Engie totesi, ettei se vastusta toimenpiteen määrittämistä yhdeksi ainoaksi toimenpiteeksi siltä osin kuin se vastaa Euroopan unionin tuomioistuimen oikeuskäytännössä vahvistettuja perusteita (119). Engie oli erityisesti samaa mieltä aloittamispäätöksen johdanto-osan 208 kappaleessa esitetystä komission näkemyksestä, jonka mukaan toimenpiteen kolme osaa ovat riippuvaisia toisistaan ja edistävät yhdessä käyttöiän pidentämistä koskevan sopimuksen täytäntöönpanoa, minkä vuoksi niitä voidaan pitää yhtenä ainoana toimenpiteenä. Engie myönsi, että se asetti toimintaansa kohdistuvia riskejä sekä käytetyn ydinpolttoaineen ja ydinjätteen huoltoa koskevia ehtoja, mikä johti kokonaisvaltaiseen ja kattavaan sopimukseen, jonka soveltamisala oli pelkkää ydinlaitosten toiminnan jatkamiseksi käyttöön otettavaa korvausmekanismia laajempi. Engie ei kyseenalaistanut ehdotettua yhdeksi ainoaksi toimenpiteeksi määrittämistä, mutta huomautti, että jotkin LTO-hankkeen alatoimenpiteet eivät ole valtiontukea, koska niistä ei aiheudu Electrabelille valikoivaa etua. Tällaisia alatoimenpiteitä ovat erityisesti seuraavat:

(295)

Engie korosti, että kannustava vaikutus, jota komissio piti uskottavana aloittamispäätöksen johdanto-osan 229 ja 239 kappaleessa esittämässään arvioinnissa, ei ole hypoteettinen, mutta on aivan varmaa, että Electrabel ei olisi jatkanut LTO-yksiköiden toimintaa ilman LTO-hanketta ja sen kolmea osaa. Tältä osin Engie totesi seuraavaa:

(296)

Lisäksi Engie korosti, että Electrabelin kannustin jatkaa LTO-yksiköiden toimintaa perustuu koko LTO-hankkeen tukitoimenpiteiden kokonaisuuteen, joka on mitoitettu asianmukaisesti tätä tarkoitusta varten. Yksikään alatoimenpiteistä ei sinällään olisi voinut tarjota riittäviä kannustimia. Vastaavasti Engie olisi kieltäytynyt jatkamasta LTO-hanketta, jos mikä tahansa paketin osa olisi poistettu. Engie katsoo, että aloittamispäätöksen johdanto-osan 235 kappaleessa tarkoitettujen toimenpiteiden ei näin ollen pitäisi katsoa muodostavan erikseen erityistä (tai ylimääräistä) kannustinta, vaan niitä olisi tarkasteltava kokonaisuudessaan.

(297)

Engie katsoi, että sellaisen yhteisen rakenteen luominen, josta Belgian valtio omistaa 50 prosenttia, on välttämätöntä LTO-hankkeen tavoitteiden saavuttamiseksi eli jotta LTO-yksiköt voidaan käynnistää aikataulun mukaisesti marraskuuhun 2025 mennessä. Engie ilmoitti pyytäneensä riskinjakomekanismia, jossa riskit jaetaan tasan Belgian valtion kanssa, ennen kuin se hyväksyi LTO-hanketta koskevan sopimuksen.

(298)

Engien mukaan ainoastaan korvausmekanismien käyttöönotto ei soveltunut tähän tarkoitukseen useista syistä: i) korvaussopimus jättää Engielle jäännösriskejä, ii) ilman yhteisyritystä Engie olisi joutunut kantamaan väliaikaisesti tappiot kokonaan, ennen kuin niistä maksettiin sopimuksissa määrätyt korvaukset, ja iii) Engie oli rajoittamassa altistumistaan ydinenergialle eikä halunnut sijoittaa yksin LTO-hankkeeseen tarvittavia yli [2–2,5] miljardin euron pääomamenoja ja kantaa yksin kaikkia odottamattomista käyttökeskeytyksistä ja kustannusylityksistä johtuvia mahdollisia tappioita.

(299)

Lisäksi Engie katsoi, että koska Belgian valtio osallistuu taloudellisesti LTO-yksiköistä saataviin voittoihin ja tappioihin (erityisesti osinkoihin), Engie ennakoi, että Belgian valtiolla olisi lisäkannustimia ottaa LTO-yksiköt huomioon tulevissa poliittisissa päätöksissään. Näin ollen Engie katsoi, että yhteisen rakenteen perustaminen on sekä Belgian valtion että Engien etujen mukaista.

(300)

Engie katsoi myös, että yhteisyritys on tarkoituksenmukainen ja oikeasuhteinen, koska yksityinen toimija Engie pystyy tasapainottamaan Belgian valtion puolueellisen toiminnan riskiä, sillä se voi osaltaan valvoa BE-NUC:tä koskevia strategisia päätöksiä ja Belgian valtio ja Engie käyttävät BE-NUC:n hallintoon liittyviä oikeuksiaan tasavertaisesti.

(301)

Hinnanerosopimuksen tarpeellisuuden osalta Engie totesi, että kun otetaan huomioon ydinvoimateollisuuteen liittyvät markkinoiden toimintapuutteet ja sähkömarkkinoiden suuri epävakaus lähivuosina, LTO-hankkeeseen kohdistuva rahoitusvajeen riski on suuri, ja tämän vuoksi hinnanerosopimus on välttämätön väline yhteisen edun mukaisen tavoitteen saavuttamiseksi. Engie viittasi myös käyttöiän pidentämisen lyhyeen kestoon (kymmenen vuotta) ydinvoimasektorin keskimääräisiin investointeihin verrattuna, merkittäviin kustannuksiin ja siihen, että LTO-yksiköt eivät toimi täydellä kapasiteetilla kolmen ensimmäisen vuoden aikana, koska LTO-yksiköiden laajennustyöt saatetaan samanaikaisesti päätökseen.

(302)

Engie totesi, että hinnanerosopimuksen rakenne ja markkinahintariskin oikaisumekanismi ovat tarkoituksenmukaisia ja oikeasuhteisia, jotta säilytetään LTO-yksiköiden kannustimet reagoida tehokkaasti markkinasignaaleihin. Tältä osin Engie esittää samat perustelut kuin Belgian valtio LTO-yksiköiden teknisistä, sääntelyllisistä ja taloudellisista rajoituksista (ks. 2.1 jakso). Engien mukaan jo nykyään, ilman hinnanerosopimusta ja viiden reaktorin mahdollistaessa hajauttamista painottavan strategian, Engiellä on hyvin vähän joustovaraa mukauttaa ydinsähkön tuotantoa lyhyen ja keskipitkän aikavälin markkinasignaalien perusteella. Engien mukaan hinnanerosopimus on suunniteltu antamaan tämän rajallisen liikkumavaran puitteissa BE-NUC:lle täyden kannustimen reagoida hintasignaaleihin siinä määrin kuin se on teknisesti mahdollista.

(303)

Hinnanerosopimuksen parametrien osalta Engie totesi, että vuorokausimarkkinahinta on asianmukainen viitemarkkinahinta.

(304)

Engie korosti, että MOCP-maksun ja SDC-lainojen tarve liittyy ensisijaisesti LTO-hankkeen erityiseen kontekstiin, joka johtuu seuraavista seikoista: i) päätös Doel 4:n ja Tihange 3:n käyttöiän pidentämisestä tehtiin myöhään ja LTO-yksiköiden tarvittavien rakennustöiden valmisteluun ja toteutukseen on käytettävissä vähän aikaa, ii) omaisuuserät vanhenevat ja se, että kaksi yksikköä käyttää samaa teknologiaa, lisää järjestelmäriskiä, iii) LTO-yksiköt käynnistetään uudelleen ja niitä käytetään samanaikaisesti kolmen ensimmäisen vuoden aikana ja iv) ydinvoiman käytön jatkamiseen liittyvät sähkön tasoitetut kokonaistuotantokustannukset painottuvat enemmän käyttö- ja kunnossapitokustannuksiin kuin kokonaan uusien ydinvoimaan liittyvien omaisuuserien yhteydessä.

(305)

Engie lisäsi, että sekä MOCP-maksu että SDC-lainat ovat ehdottoman välttämättömiä, koska i) Belgian valtion korvaussopimuksen nojalla maksamat maksut eivät kata teknisistä ongelmista, kansainvälisen sääntelyn odottamattomista muutoksista tai ydinalan hätätilanteista johtuvia merkittäviä käyttökeskeytyksiä; ii) toisin kuin aloittamispäätöksen johdanto-osan 269 kappaleen b alakohdassa todetaan, tällaiset odottamattomat käyttökeskeytykset eivät ole äärimmäisiä ja epätodennäköisiä skenaarioita, vaan niitä todennäköisesti tapahtuu seuraavien kymmenen vuoden aikana; ja iii) maksuilla katetaan vain tietyn kynnysarvon ylittävät käyttökeskeytykset.

(306)

Engie totesi, että MOCP-maksu ei ole rajoittamaton avustus (toisin kuin komissio antoi ymmärtää aloittamispäätöksessään), koska korvaussopimuksen vastapuolella on korvaussopimuksen mukaiset oikeudet irtisanoa sopimus, joiden avulla se voisi rajoittaa riskiään.

(307)

Engien mukaan Belgian valtio on hyväksynyt periaatteen, jonka mukaan SDC-lainoja laajennetaan siten, että niillä katetaan osa uudelleenkäynnistyspäivän jälkeisistä kustannuksista, koska LTO-yksiköiden uudelleenkäynnistyspäivää on sen pyynnöstä aikaistettu (vuodesta 2026 vuoteen 2025). Tämä tarkoittaa, että LTO-yksiköiden rakennustyöt on toteutettava yksiköiden ollessa toiminnassa, mikä vähentää tuloja kolmen ensimmäisen toimintavuoden aikana. Tämä vastasi Engien ja Belgian valtion välillä sovittua keskeistä periaatetta, jonka mukaan osakkaat altistuvat LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisestä aiheutuville kustannuksille, kun taas BE-NUC rahoittaa käyttö- ja kunnossapitokustannukset omilla tuloillaan.

(308)

LTO-hankkeen tarjoamien rahoitusmekanismien oikeasuhteisuudesta Engie katsoi, että mekanismit eivät suojaa BE-NUC:tä operatiivisilta riskeiltä, kuten komissio katsoi aloittamispäätöksessä. BE-NUC altistuu osittain muun muassa käytettävyysriskille koko LTO-yksiköiden käyttöiän pidentämisen ajan sekä toimintakustannusten ylityksille täsmäytyspäivän jälkeen, mikä saattaa estää BE-NUC:n käteisvarojen tuottamisen ja vaikuttaa kielteisesti sen tuottoasteeseen. Nämä kustannukset liittyvät muun muassa henkilöstökustannusten kasvuun (työntekijöiden säilyttämistä koskevat ohjelmat ja toiminnan jatkamisen edellyttämät ylimääräiset rekrytointi-/koulutuskustannukset), käyttö- ja kunnossapitokustannuksiin (esimerkiksi materiaalien hinnannousu, olennaisten varaosien ja komponenttien toimitusketjun häiriöt, ANFC/FANC:n vaatimukset [AFCN/FANC tarkastaa kriittisesti kaikki hankemuutokset laajasti ennen niiden hyväksymistä] ja laitteiden vakavat rikkoutumiset ennen uudelleenkäynnistystä) ja polttoainekustannuksiin (sopimukset on osittain kytketty markkinoiden kehitykseen).

(309)

Lisäksi Engien mukaan Electrabelilla on LTO-yksiköiden operaattorina vahvat kannustimet maksimoida LTO-yksiköiden käytettävyys normaaleissa toimintaolosuhteissa välttääkseen sopimussakot, joita sen on maksettava, jos käytettävyys laskee alle [90–100] prosenttiin jonakin sopimusvuonna.

(310)

Engie toimitti simulaation sellaisten tapahtumien vaikutuksesta LTO-yksiköiden kannattavuuteen, joita MOCP-maksu ei kata. Tällaisia tapahtumia ovat esimerkiksi i) käytettävyyden heikentyminen käyttövaiheen aikana (suunnittelemattomien käyttökeskeytysten lisääntyminen) ja ii) eräiden toimintamenojen kasvu täsmäytyspäivämäärän jälkeen ennakoimattomien kustannusten vuoksi, sekä molempien tapahtumien yhdistelmä. Taulukko 16 osoittaa, että näillä tapahtumilla voi olla merkittävä negatiivinen vaikutus BE-NUC:n sisäiseen korkokantaan.

Taulukko 16

MOCP-maksun piiriin kuulumattomien tapahtumien vaikutus LTO-yksiköiden kannattavuuteen (100 %)

(311)

Engie esitti näkemyksenään myös, että SDC-lainojen korko on oikeasuhteinen ja asianmukainen, kuten riippumaton analyysi osoitti (127). Engie lisäsi, että SDC-lainat on tarkoitus maksaa takaisin korkoineen käyttöiän pidentämiskauden lopussa edellyttäen, että BE-NUC tuottaa riittävästi rahavirtaa.

(312)

Engie selvensi, että osakaslainojen ja käyttöpääomajärjestelyn korko on BE-NUC:n hallituksen määrittämä markkinaehtoinen korko, joka perustuu vallitseviin markkinakorkoihin ja kyseisenä ajankohtana mahdollisesti käytettävissä olevaan vastaavaan kolmannen osapuolen myöntämään velkarahoitukseen.

(313)

Engie selvensi myös, että se on laatinut ehtoasiakirjan, jossa kuvataan korkojen määrittämisessä noudatettu menetelmä. Engie selitti, että tämä menetelmä on yhdenmukainen Engien siirtohinnoittelua koskevan lainapolitiikan ja OECD:n BEPS-periaatteen kanssa ja sillä varmistetaan koron asettaminen markkinaehtoiselle tasolle (ks. johdanto-osan 63 kappale).

(314)

Näin ollen Engie päätteli, että sekä käyttöpääomajärjestelyn että osakaslainojen korko on oikeasuhteinen.

(315)

Ensinnäkin Engie korosti, että Engie-konsernin yksikkö (GEMS), joka saatetaan valita energianhallintapalvelusopimuksen kumppaniksi tarjouskilpailumenettelyn tuloksena tai väliaikaisena vararatkaisuna, on täysin riippumaton ydinvoimaliiketoimintayksiköstä. Engie selvensi, että tammikuusta 2024 lähtien on otettu käyttöön asianmukaiset tarjouskilpailumenettelyt sekä Engie-konsernin sisäisiä tiedonkulun esteitä, joilla vältetään Electrabelin osallistuminen millään tavoin energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin valintaan.

(316)

Toiseksi Engie totesi, että GEMS:n mahdollisesta valinnasta energianhallintapalvelusopimusta koskevassa tarjouskilpailussa ei aiheudu markkinoiden sulkemisen riskiä. Engie totesi, että GEMS toimii osapuolena ja sillä on tarkka toimeksianto, jossa täsmennetään BIS-strategia (josta se ei voi poiketa). Sen korvaus suoritetaan maksulla, ja BE-NUC omistaa sähkön sen myyntiin asti. Koska BE-NUC:n vastaavan myynnin ei voida katsoa johtuvan GEMS:stä/Engie-konsernista, Electrabelin asema Belgian markkinoilla ei voisi vahvistua mitenkään, jos GEMS nimitettäisiin energianhallintapalvelusopimuksen kumppaniksi.

(317)

Kolmanneksi, energianhallintapalvelusopimuksen kumppanin valintaa koskeva tarjouskilpailumenettely täyttää komission käytännön mukaiset vaatimukset, joiden mukaan tarjouskilpailun on oltava kilpailuun perustuva, avoin sekä syrjimätön ja ehtoja sisältämätön. Tarjouskilpailupyyntö on julkaistu EU:n tasolla ja siinä määritellään hyväksyttävyyskriteerit (jotka koskevat erityisesti hakijan taloudellista vahvuutta ja operatiivista kokemusta). Jos GEMS valitaan tarjouskilpailumenettelyssä, sen nimittämistä energianhallintapalvelusopimuksen kumppaniksi voidaan näin ollen pitää oikeasuhteisena. Engie katsoi myös, että oikeasuhteisuutta koskeva kriteeri täyttyy siinäkin tapauksessa, että tarjouskilpailumenettely ei tuota tulosta ja GEMS nimitetään energianhallintapalvelusopimuksen kumppaniksi vararatkaisuna: GEMS saa markkinaehtoisen korvauksen hintaan, jonka määrittää riippumaton asiantuntija siinä tapauksessa, että osapuolet eivät pääse siitä sopimukseen, joten korvaus ei ylittäisi sitä, mikä on ehdottoman välttämätöntä energianhallintapalvelusopimuksen tarkoituksen saavuttamiseksi. Lisäksi Engie selitti, että vararatkaisu olisi vain väliaikainen ja että Belgian valtio aloittaisi välittömästi uuden tarjouskilpailun järjestämisen.

(318)

Engien mukaan jätevastuun yläraja riittää kattamaan mahdolliset lisäriskit, joita ei olisi otettu huomioon perusmäärää laskettaessa. Lisäksi Engie huomautti, että jätevastuun ylärajan tarkoituksena on siirtää valtiolle huomattavasti vähemmän riskejä kuin komission vahvistamassa Saksan ennakkotapauksessa. Engie esitti erityisesti seuraavaa:

(319)

Näin ollen Engie päätteli, että Electrabelin jätesopimuksen nojalla maksama määrä kattaa riittävästi Belgian valtion vastuulleen ottamat epävarmuustekijät ja on siten oikeasuhteinen.

(320)

Käytöstäpoistoon liittyvien vastuiden osalta Engie totesi, että Electrabel, joka on Belgian seitsemän ydinvoimayksikön operaattori, vastaa edelleen käytöstäpoistovelvoitteistaan. Engie myönsi kuitenkin, että Belgia kattaa LTO-hankkeesta suoraan aiheutuvat käytöstäpoistokustannukset Electrabelille maksettavalla (kiinteämääräisellä ja lopullisella) kertasuorituksella.

(321)

Engie viittasi LTO-yksiköiden käytöstäpoistoa ja purkamista koskevaan CPN/CNV:n neuvoa-antavaan lausuntoon, jossa todettiin, että LTO-hanke vaikuttaa käytöstäpoistokustannuksiin siten, että käytöstäpoistokustannukset eli negatiiviset synergiavaikutukset (yön yli -kustannuksina) kasvavat [100–500] miljoonaa euroa (vuoden 2021 arvoina) tai nykyarvona [100–500] miljoonaa euroa (vuoden 2023 arvoina). Sen vuoksi Engie katsoi, että CPN/CNV:n määrittämä LTO-hankkeesta johtuvien ylimääräisten käytöstäpoistoon liittyvien vastuiden siirrettävä määrä on oikeasuhteinen.

(322)

Engien huomautusten lisäksi komissio sai huomautuksia seitsemältä kolmannelta osapuolelta aloittamispäätöksestä järjestetyssä julkisessa kuulemisessa, joka kesti 9 päivään syyskuuta 2024.