(1)

2024. június 21-én kelt levelében Belgium értesítette a Bizottságot két belgiumi atomreaktor (Doel 4 [a továbbiakban: D4] és Tihange 3 [a továbbiakban: T3]) – együttesen a hosszú távú üzemeltetésű (LTO) blokkok – élettartamának meghosszabbítását támogató intézkedésről. A Bizottság 2024. július 4-i információkérését követően 2024. július 9-én és 10-én kelt levelében Belgium további információkat nyújtott be a Bizottsághoz.

(2)

A Bizottság a 2024. július 22-én kelt levelében tájékoztatta Belgiumot, hogy a támogatás tekintetében az Európai Unió működéséről szóló szerződés (EUMSZ) 108. cikkének (2) bekezdése szerinti eljárás megindításáról határozott (a továbbiakban: az eljárás megindításáról szóló határozat).

(3)

Belgium 2024. augusztus 22-én nyújtotta be az eljárás megindításáról szóló határozatra vonatkozó észrevételeit.

(4)

Az eljárás megindításáról szóló bizottsági határozatot közzétették az Európai Unió Hivatalos Lapjában (2). A Bizottság felkérte az érdekelt feleket, hogy nyújtsák be észrevételeiket.

(5)

A Bizottsághoz észrevételek érkeztek az érdekelt felektől. Ezeket továbbította Belgiumnak, amelynek lehetősége volt megjegyzéseket fűzni az észrevételekhez; megjegyzései a 2024. október 30-án kelt levelében érkeztek.

(6)

Belgium 2024. szeptember 2-án, 2024. október 23-án, 27-én és 30-án, 2024. november 8-án, 14-én, 18-án, 22-én, 25-én, 27-én és 30-án, 2024. december 2-án, 4-én, 5-én, 12-én, 13-án, 17-én és 20-án, 2025. január 7-én, 9-én, 17-én, 18-án, 20-án, 27-én, 29-én, 30-án és 31-én, valamint 2025. február 1-jén további információkat nyújtott be (3).

(7)

2024. október 24-én kelt levelében Belgium beleegyezett abba, hogy kivételes jelleggel lemondjon az EUMSZ-nek az 1/1958 rendelet (4) 3. cikkével összefüggésben értelmezett 342. cikkéből eredő jogairól, és hogy e határozat elfogadása és az arról szóló értesítés angol nyelven történjen.

(8)

2022-ig Belgium atomerőmű-állománya hét atomreaktorból állt, amelyek közül négy Flandriában (Doel), három pedig Vallóniában (Tihange) található. Valamennyi reaktor 1975 és 1985 között kezdte meg működését (5), és azokat közművek (az Ebes, az Intercom és az Unerg) építették, amelyek végül 1990-ben egyesültek Electrabel SA néven (a Tractebel többségi tulajdonában) (a továbbiakban: Electrabel). 1996-ban a Société Générale de Belgique (a továbbiakban: SGB) lett a Tractebel többségi részvényese, 1999-ben pedig a Suez felvásárolta az SGB közel 100 %-át. A Suez és a Gaz de France (a továbbiakban: GDF) 2008-as egyesülését követően az Electrabel végső tulajdonosa az Engie S.A. (a továbbiakban: Engie) lett.

(9)

Az Engie 100 %-os tulajdonában álló leányvállalata, az Electrabel volt a hét belga atomreaktor üzembe lépése óta az atomerőművek üzemeltetője és többségi tulajdonosa. Jelenleg a belga atomreaktorok tulajdoni viszonyai a következők:

(10)

Az LTO-blokkok teljesítményét illetően (lásd: 2. táblázat):

(11)

Belgium kifejti, hogy valamennyi belga atomreaktort, beleértve az LTO-blokkokat is, a nyomottvizes reaktorok (PWR) technológiáján alapuló, alapterhelést biztosító blokknak tervezték és akként üzemeltetik. A kialakítás az 1970-es évekből származik, és világszerte jellemző az alapterhelést biztosító blokkokra, például a régebbi atomreaktorokra. Ezeket a blokkokat a hálózatra kötés során általában maximális névleges kapacitáson üzemeltetik, ellentétben az újabb (III. generációs) technológiákkal, amelyek képesek rugalmasan működni, beleértve a teljesítménykimenet idővel történő módosítását („terhelésváltoztatás” vagy „terheléskövetés”), valamint a frekvenciaszabályozás és az üzemeltetési tartalékok biztosítását (11). Alapterhelést biztosító üzem esetén a teljesítményt általában csak akkor csökkentik vagy állítják le, ha az a tervezett töltéshez és/vagy időszakos karbantartáshoz, az erőmű-berendezésekkel kapcsolatos problémák kijavítására irányuló, nem tervezett sürgős karbantartáshoz, illetve a váratlan tervezési és/vagy biztonsági korlátozások miatt szükséges. Ezért a teljesítménykimenet csökkentését inkább az atomerőmű-üzemeltető vagy az átvitelirendszer-üzemeltető (TSO) igényei, nem pedig a piaci jelzések vezérlik.

(12)

Belgium pontosítja, hogy a belgiumi atomreaktorokat műszakilag korlátozza a kialakításuk, ami erősen behatárolja a teljesítmény modulációjának – hosszú ideig a hálózati szabályozásra korlátozódott – lehetőségeit. Ennek oka, hogy a belga atomreaktorok kizárólag fekete szabályozó rudakkal vannak felszerelve, amelyek – a szürke szabályozó rudakkal ellentétben – erősen korlátozzák a modulációs képességet (12). Ezzel szemben például a legújabb francia atomreaktorok némelyike egyaránt rendelkezik fekete és szürke szabályozó rudakkal, így azok kialakítása és felépítése a modulációt és a terheléskövetést is lehetővé teszi. A belga atomreaktorokban a fekete szabályozó rudakon alapuló kialakítás eredményeként a belga Nukleáris Biztonsági Ügynökség (AFCN/FANC) egészen a közelmúltig tiltotta a gazdasági okokból történő modulációt (13). A moduláció csak műszaki okokból vagy a belga átvitelirendszer-üzemeltető (Elia) kérésére, az áramkimaradás elkerülése érdekében volt elfogadható (14).

(13)

Belgium azonban azt állítja, hogy a villamosenergia-piacok általános fejlődésére és a saját működése rugalmasságának szükségességére reagálva tanulmányok készültek a gazdasági okokból történő moduláció (a továbbiakban: gazdasági moduláció) egyes eseteinek lehetővé tételéről. 2015-ben az Engie, az Electrabel és a belga szabályozó hatóságok biztonsági tanulmányokat (15) kezdeményeztek annak elemzésére, hogy milyen feltételeknek kell teljesülniük ahhoz, hogy lehetővé tegyenek bizonyos, gazdasági okokból történő modulációkat, többek között az ilyen modulációnak a nukleáris üzemanyagra gyakorolt hatását vizsgálva. A tanulmány megállapította, hogy nukleáris üzemanyagciklusonként legfeljebb 30 gazdasági moduláció fogadható el a Tihange 3 és a Doel 4 esetében, feltéve, hogy számos – főként a fűtőelem felmelegítéséhez és lehűtéséhez kapcsolódó – műszaki feltétel teljesül:

(14)

Ezenkívül bizonyos időszakokban nem lenne lehetőség modulációra (17), például ekkor:

(15)

E tanulmányokat követően az AFNC/FANC engedélyezte az üzemeltető számára, hogy ciklusonként legfeljebb 30 modulációt végezzen (18), ami megfelel az aktuális működési engedély határain belül elvégezhető modulációk maximális számának. Tekintettel ezekre a korlátokra, az Engie jelezte, hogy az üzemeltető a modulációra vonatkozó minden döntést körültekintően mérlegel, mivel az számos kockázattal jár (pl. a moduláció következtében folyékony szennyező anyagok keletkezése, a létesítmények gyorsabb elöregedése, automatikus leállás kiváltásának kockázata, potenciális károk, amelyek akadályoznák a reaktor újraindítását stb.), amelyeket a szakirodalom széles körben dokumentált (19).

(16)

Belgium szerint (az Electrabel adatai alapján) a jelenlegi ismeretek szerint nem állnak rendelkezésre olyan technológiai megoldások, amelyek észszerű költségek mellett és észszerű időn belül növelnék a rugalmasságot. Az alapterhelést biztosító reaktor terheléskövető erőművé történő átalakítására és a nagyobb rugalmasság lehetővé tételére irányuló műszaki korszerűsítés a kialakítás teljes megváltoztatását és különösen a nyomásálló reaktortartály fejének cseréjét tenné szükségessé, ami nagyon hosszadalmas és összetett művelet. Emellett új biztonsági elemzési jelentés (SAR) vizsgálatokra és működési engedélyük jelentős módosítására is szükség lenne, amelyet a belga nukleáris biztonsági hatóságoknak kellene kiadniuk.

(17)

Belgium továbbá (az Electrabel adatai alapján) kifejti, hogy a reaktorok rugalmasságát az üzemanyaguk sajátosságai és a leállások kezelése is korlátozza:

(18)

Az eljárás megindításáról szóló határozat 2.1. szakaszában leírtak szerint 2003-ban a belga szövetségi parlament elfogadott egy törvényt, amely megtiltotta olyan új atomerőmű-blokkok építését, amelyek célja az atommaghasadással történő ipari villamosenergia-termelés Belgiumban, és 40 évre korlátozta a már meglévő reaktorok üzemeltetését, így meghatározta az atomenergia 2015 és 2025 között történő fokozatos kivezetését (a továbbiakban: 2003. évi törvény vagy az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvény) (23). Amint azt az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvény eredetileg előirányozta, a Doel 3 és a Tihange 2 2022. szeptember 23-án, illetve 2023. január 31-én véglegesen le lett kapcsolva a hálózatról. A 2013. december 18-i és a 2015. június 28-i törvénnyel (24) módosították az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvényt, és a három legrégebbi reaktor, a Tihange 1, a Doel 1 és a Doel 2 élettartamát 10 évvel, 2025. szeptember 30-ig, 2025. február 14-ig, illetve 2025. november 30-ig meghosszabbították (10 éves élettartam-meghosszabbítás) (25).

(19)

Az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvény szerint a Doel 4-et és a Tihange 3-at 2025-ig kell bezárni. Következésképpen 2020 óta az Engie nukleáris tevékenységekre vonatkozó stratégiai célkitűzései a következők voltak: i. kivonulni a belgiumi atomenergia-termelési tevékenységekből, hogy csökkentse atomerőmű-üzemeltetőként a piaci áringadozásnak való kitettségét, továbbá hogy ii. az atomenergia-termelést többé ne az Engie fő üzleti tevékenységének részeként pozicionálja. 2020 óta ez a kivonulás az Engie atomerőműveinek bővítésével kapcsolatos valamennyi tanulmány leállítását eredményezte (mindegyik atomerőmű Belgiumban található). Az Engie pénzügyi kommunikációja 2020 óta összhangban van ezzel a kivonulásra irányuló stratégiai célkitűzéssel, amelyet az összevont pénzügyi beszámolók elkészítéséhez használt számviteli feltételezésekben is figyelembe vettek, különösen az értékvesztési tesztek során (26).

(20)

Az 1. táblázat áttekintést nyújt a hét belga atomreaktorról, beleértve azok tulajdonosi helyzetét, nettó kapacitását, valamint az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvény és az azt követő felülvizsgálatok szerinti eredeti leállítási időpontokat.

1. táblázat

A belgiumi atomerőművek áttekintése

(21)

2022. március 18-án a belga szövetségi kormány (a továbbiakban: belga kormány) úgy határozott, hogy felülvizsgálja az atomenergia fokozatos kivezetését oly módon, hogy lehetővé teszi a két legfiatalabb atomreaktor – a Doel 4 és a Tihange 3 – üzemeltetési élettartamának (hosszú távú üzemeltetés, a továbbiakban: LTO) 10 évvel történő meghosszabbítását (a továbbiakban: LTO-projekt). Belgium az Ukrajna elleni orosz háborúra és az abból eredő gázválságra adott európai válasszal (amely annak szükségességére is felhívta a figyelmet, hogy az uniós tagállamok csökkentsék gázfogyasztásukat és gázfüggőségüket), valamint a belgiumi ellátásbiztonsággal kapcsolatban már régebb óta fennálló aggályokkal (lásd még az alábbi 2.4. szakaszt) összefüggésben hozta meg döntését, tekintettel a megnövekedett (az energetikai átállás lehetővé tevő) villamosítási igényekre, valamint a francia atomerőmű-állomány 2021–2022. évi csökkent rendelkezésre állására (előre nem látható korróziós problémák és a működési élettartam meghosszabbítását célzó kiterjedt karbantartás miatt) (27).

(22)

Ezt követően 2022-ben a belga kormány tárgyalásokat kezdett a belga atomerőmű-üzemeltetővel, az Electrabellel az élettartam meghosszabbításának végrehajtásáról. Az eljárás megindításáról szóló határozat (38) preambulumbekezdése említi azokat az okokat, amelyek miatt Belgium nem írt ki pályázati felhívást, és amelyekkel kapcsolatban a Bizottság nem vetett fel kétségeket az eljárás megindításáról szóló határozatban, és amelyek többek között a következőket tartalmazzák:

(23)

Az Engie, az Electrabel anyavállalata kezdetben vonakodott attól, hogy tárgyalásokat kezdjen Belgiummal az LTO-projektről, azt állítva, hogy a nukleáris technológia túl költségessé és kockázatossá vált, és hivatkozott az Engie azon szándékára, hogy 2025 után beszüntesse a belgiumi nukleáris műveleteit (lásd a (19) preambulumbekezdést). Ezért a belga állam megállapodott az Engie-vel egy olyan mechanizmus létrehozásáról, amelynek célja, hogy kiegyensúlyozott és átlátható módon ossza meg a két reaktor élettartamának meghosszabbításával összefüggő kockázatokat és hasznot. Belgium szerint az Engie kezdettől fogva egyértelművé tette, hogy kockázatmegosztási mechanizmus és a hét belgiumi atomerőmű üzemeltetéséből származó nukleáris hulladékra vonatkozó megállapodás nélkül nem áll érdekében a két atomreaktor élettartamának meghosszabbítása, amely az Engie-t a vállalati stratégiájának és kockázati kitettségének jelentős módosítására kényszeríti (28).

(24)

A tárgyalási folyamatot az eljárás megindításáról szóló határozat 3.1. szakasza részletesen ismerteti, és 2023. december 13-án végrehajtási megállapodás megkötésével zárult, amelynek célja, hogy még a 2025–2026-os téli időszak előtt újrainduljon a LTO-blokkok üzemeltetése. Az eljárás megindításáról szóló határozat (36) preambulumbekezdésében említettek szerint a végrehajtási megállapodás három fő komponensből áll, amelyek mindegyike az LTO-projekt végrehajtását támogatja:

(25)

A végrehajtási megállapodást 2024 folyamán kétszer módosították (29). Tartalmát részletesebben a 3. szakasz ismerteti.

(26)

Az LTO-projekt néhány fontos mérföldköve közé tartoznak a következők:

(27)

Ennek eredményeként a 2026–2028-as időszakban a villamosenergia-termelés viszonylag alacsony lesz a két reaktornak az újraindítási szakaszban jellemző, a szokásosnál több leállása miatt (a továbbiakban: tervezett LTO-leállások (31)). Az LTO-blokkok a tervezett LTO-leállások idején várhatóan évente 24 hétig és az LTO újraindításának időpontját követő első három évben nem lesznek elérhetők.

(28)

A tervezett LTO-leállásokon felül az atomerőművek évi rendes leállása (a továbbiakban: tervezett nem LTO-leállások (32)) az élettartam meghosszabbításának teljes időtartama során (azaz az újraindítási és az üzemeltetési szakaszban egyaránt) várható, a Doel 4 üzemeltetésének vége előtt legfeljebb egy évig, valamint a Tihange 3 üzemeltetésének utolsó évéig. Minden tervezett nem LTO-leállás várhatóan hat hétig tart. Ennek eredményeként az LTO újraindítását követő első három évben a két atomreaktor várhatóan évi 30 hétre leáll.

(29)

A tervezett (LTO- és nem LTO-) leállások mellett előfordulhatnak nem tervezett és előre nem látható problémák is, amelyek az LTO-blokkok további leállítását teszik szükségessé. A díjazási megállapodás (Remuneration Agreement, RA) alapjául szolgáló aláírási pénzügyi modellben (33) 10 %-os kényszerkiesési arányt feltételeztek. Ez azt jelenti, hogy mind a Doel 4, mind a Tihange 3 rendelkezésreállási célértéke 10 éven át 90 %-os, leszámítva a tervezett LTO- és nem LTO-leállásokat.

(30)

Az összes tervezett és nem tervezett leállás figyelembevételével a Doel 4 és a Tihange 3 rendelkezésreállási célértéke körülbelül 68,4 %, illetve 67,4 %.

(31)

A névleges villamosenergia-termelési kapacitást, az éves villamosenergia-termelést és a belga nemzeti villamosenergia-keresletben való részesedést a Doel 4 és Tihange 3 esetében – az élettartam meghosszabbítása előtti és utáni időszakra – a 2. táblázat foglalja össze. Amint az a 2. táblázatból kitűnik, az LTO-blokkok becsült éves villamosenergia-termelése az újraindítási szakaszt követően várhatóan megkétszereződik.

2. táblázat

A Doel 4 és a Tihange 3 fő jellemzői (LTO előtt és után)

(32)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (17) preambulumbekezdésében említettek szerint 2019 óta a belga átvitelirendszer-üzemeltető, az Elia három nemzeti erőforrás-megfelelőségi tanulmányt készített (a továbbiakban: 2019. évi NRAA, 2021. évi NRAA és 2023. évi NRAA), amelyek mindegyike megállapította, hogy a 2025–2026-os téli időszakban új kapacitásra lesz szükség a belgiumi nukleáris létesítmények (részleges) fokozatos kivezetése miatt, amely a Doel 3 és a Tihange 2 leszerelésével kezdődött 2022-ben és 2023-ban (lásd: 1. táblázat), amit a szomszédos országok hőtermelő kapacitásainak leszerelése és a francia nukleáris eszközökkel kapcsolatos problémák tovább fokoztak.

(33)

Az erőforrások megfelelőségével kapcsolatos aggályok kezelése érdekében Belgium kapacitásmechanizmust hozott létre, amelyet a Bizottság 2021-ben hagyott jóvá, és amelyet azóta kétszer módosítottak (34). A kapacitásmechanizmus olyan piaci szintű intézkedés, amely kompenzálja az erőművek arra való felkészültségét, hogy előre meghatározott időszakokban villamos energiát szolgáltassanak, függetlenül attól, hogy termelnek-e vagy sem. A kapacitásmechanizmus célja, hogy kezelje a villamos energia erőforrás-megfelelőségével kapcsolatos aggályokat, miközben támogatja az energetikai átállást, 2025 telétől lép életbe, amikor is a két LTO-blokk várhatóan újraindul (lásd a (26) preambulumbekezdést).

(34)

Belgium energiaszerkezetét jelenleg a gáz- és nukleáris alapú villamosenergia-termelés uralja, bár a megújuló energiaforrások aránya az elmúlt években folyamatosan nőtt. 2023-ban a nukleáris energia, a gáz és a megújuló energiaforrások részaránya a termelési szerkezetben 39,9 %, 21,4 %, illetve 32,7 % volt (35).

(35)

Belgium szerint a villamosenergia-termelési piac fő szereplői az átviteli hálózat szintjén csatlakoztatott beépített kapacitás tekintetében az Electrabel (2023-ban 9,3 GW – 65 %), a Luminus (2023-ban 2,2 GW – 15 %), az RWE (2023-ban 0,7 GW – 5 %), az Eneco (2023-ban 0,7 GW – 5 %) és a TotalEnergies (2023-ban 0,6 GW – 4 %). Belgium azt állítja, hogy a piaci koncentrációra vonatkozó HHI (36)-mutató a 2016. évi 5 510-ről 2023-ban 4 431-re csökkent, ami részben a megújuló energiaforrások (napenergia és szélenergia) új (nem inkumbens) piaci szereplők (37) általi fokozott fejlesztésével magyarázható.

(36)

Belgium szerint az átviteli hálózathoz csatlakoztatott létesítményekből történő villamosenergia-termelés fő szereplői Belgiumban az Electrabel (2023-ban 39,1 TWh – 70 %), a Luminus (2023-ban 6,8 TWh – 12 %), az Eneco (2023-ban 2,5 TWh – 4 %), a TotalEnergies (2023-ban 2,4 TWh – 4 %) és az RWE (2023-ban 2 TWh – 4 %). Belgium azt állítja, hogy a piaci koncentrációra vonatkozó HHI-mutató a 2016. évi 6 372-ről 2023-ban 5 143-ra csökkent a megújuló energiaforrásokból történő villamosenergia-termelés növekedésének köszönhetően (38).

(37)

Belgium szerint 2023-ban kiskereskedelmi szinten összesen 16 villamosenergia-szolgáltató volt Belgiumban. A szolgáltatott villamos energia tekintetében a fő szolgáltatók: az Electrabel (2023-ban 47 %), a Luminus (2023-ban 18,2 %), a TotalEnergies (2023-ban 5,5 %) és az Eneco (2023-ban 5,3 %), ugyanakkor sok piaci szereplő igen kicsi (39).

(38)

A két LTO-blokk élettartamának meghosszabbítása meg fogja könnyíteni a gazdasági tevékenység fejlesztését, és hozzá fog járulni az erőforrások megfelelőségével kapcsolatos aggályok kezeléséhez Belgiumban (lásd a 2.4. szakaszt). Emellett Belgium azt állítja, hogy az atomreaktorok élettartamának meghosszabbítása arra is irányul, hogy csökkentse általánosságban az importtól és különösen az importált fosszilis tüzelőanyagoktól való függőséget (a REPowerEU célkitűzéseivel összhangban), ezáltal hozzájáruljon a belga villamosenergia-rendszer dekarbonizációjához, valamint az alapterhelési kapacitás közeljövőben történő biztosításához Belgium megnövekedett villamosítási szükségleteivel összefüggésben.

(39)

Belgium azt állítja, hogy a támogatási intézkedés célja számos olyan piaci hiányosság leküzdése, amelyek megakadályozzák az Electrabelt abban, hogy a belga kormány további hozzájárulása nélkül folytassa a belgiumi atomreaktorok üzemeltetését (40).

(40)

Belgium azzal érvel, hogy ezek a villamosenergia-piacokon az alacsony szén-dioxid-kibocsátású beruházásokhoz kapcsolódó általános piaci hiányosságok, valamint az atomerőmű-üzemeltetőt érintő további kockázatok fényében a belga kormánynak kötelezettséget kell vállalnia az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbítására. Belgium ezért azt állítja, hogy a bejelentett intézkedés célja e piaci hiányosságok leküzdése.

(41)

A Bizottság által az eljárás megindításáról szóló határozatban felvetett kételyekre (lásd a 3.8. szakaszt) reagálva Belgium módosította az intézkedés bizonyos részeit.

(42)

E módosítások különösen a következőkre vonatkoznak:

(43)

Az előzőekben említett módosításokat e határozat 3.3. szakasza részletesen ismerteti.

(44)

Ez az alszakasz ismerteti az LTO-projekt támogatási csomagjának különböző komponenseit, beleértve azokat a módosításokat, amelyeket Belgium a Bizottságnak az eljárás megindításáról szóló határozatban olvasható kétségeire reagálva hajtott végre (lásd a 3.3.1., 3.3.2. és 3.3.3. szakaszt), valamint a Belgium által mérlegelt alternatív finanszírozási lehetőségeket (lásd a 3.3.4. szakaszt).

(45)

A két atomreaktor élettartama időben történő és biztonságos meghosszabbításának finanszírozása érdekében pénzügyi támogatási mechanizmusokat irányoztak elő. Az 1. komponens valamennyi alintézkedését e szakasz többi része ismerteti részletesen.

(46)

A hivatalos vizsgálat során Belgium ismertette a pénzügyi támogatás valamennyi része mögött meghúzódó indokokat:

(47)

A (22) preambulumbekezdésben említettek szerint az LTO újraindításának szigorú időzítése miatt az Electrabel atomerőmű-üzemeltető azonosított bizonyos fejlesztési tevékenységeket – és megállapodott Belgiummal ezek elvégzésében –, amelyek az LTO időben történő újraindításához szükségesek, továbbá amelyekre a Biztonsági Hatóság követelményeinek és elvárásainak teljesítéséhez is szükség van a végső ügylet megkezdése előtt. Ezeket a fejlesztési tevékenységeket a legutóbb 2024. július 18-án módosított közös fejlesztési megállapodás (JDA++) (44) határozta meg.

(48)

A JDA++ meghatározza azokat a feltételeket, amelyek mellett Belgium előfinanszírozza az Electrabel fejlesztési tevékenységekkel kapcsolatos költségeit és kiadásait (45) mindaddig, amíg az összes szükséges jogalkotási módosítást el nem fogadják és azok hatályba nem lépnek (a továbbiakban: jogalkotási feltétel). Röviddel a jogalkotási feltétel teljesítését követően (2024. július 15-én) az Electrabel megkezdte a fejlesztési tevékenységekkel kapcsolatos saját költségeinek és kiadásainak finanszírozását, és ezt mindaddig folytatja, amíg az Electrabel finanszírozásának összege meg nem egyezik a belga állam által (2025 elejére várható) előfinanszírozott összeggel, amelyet követően az Electrabel és a belga állam fele-fele arányban finanszírozza a fejlesztési tevékenységek költségeit és kiadásait.

(49)

Belgium azt állítja, hogy a fejlesztési tevékenységek költségeihez és kiadásaihoz a belga állam által biztosított előfinanszírozás az Electrabel által ténylegesen viselt (későbbi) költségekre és kiadásokra korlátozódik, amelyek a fejlesztési tevékenységek teljes költségének 89,807 %–át teszik ki. Ellenőrzési mechanizmust hoznak létre, valamint a szerződéses időszak végén elszámolásra („true-up”) kerül sor. Belgium azt is állítja, hogy a JDA++ szerinti finanszírozási megállapodások a szokásos piaci feltételek és az ár-érték arány elvén alapulnak.

(50)

A belga állam az Electrabel atomerőmű-üzemeltetővel együtt befektet egy BE-NUC nevű közös vállalkozásba (JV), amely az LTO-blokkokban 89,807 %-os tulajdoni hányaddal fog rendelkezni (az Electrabel jelenlegi helyzetéhez hasonlóan). Az LTO-blokkok fennmaradó 10,193 %-a Luminus kezében marad. Az Electrabel és a belga állam egyaránt a BE-NUC 50–50 %-os tulajdonosa, és a pénzügyi részesedés (sajáttőke és részvényesi kölcsönök nyújtása), valamint az energiaértékesítésből származó bevételekből való részesedés tekintetében egyenlő részvényesként jár el. A BE-NUC társtulajdonosként viseli az üzemeltetés meghosszabbításához szükséges beruházások 89,807 %-át, így közvetve a belga állam viseli az LTO-projekthez kapcsolódó beruházási költségek 44,9035 %-át. A fennmaradó 10,193 %-ot a Luminus viseli.

(51)

Továbbra is az Electrabel marad a két atomreaktor egyedüli üzemeltetője az üzemeltetési és karbantartási (Operations and Maintenance, O&M) megállapodás révén (lásd a 3.3.1.4. szakaszt). A BE-NUC nem lesz atomerőmű-üzemeltető, de az üzemeltetési és karbantartási megállapodás révén ellenőrzési jogokkal rendelkezik a működési költségek felett.

(52)

Belgium azt állította, hogy az LTO-projekt finanszírozásához nem számít külső hitelfelvétel lehetőségére. Az LTO-projektet teljes mértékben a részvényesei finanszírozzák a sajáttőke és a részvényesi kölcsönök révén (lásd az alábbi 3.3.1.2.2. szakaszt).

(53)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (49) preambulumbekezdésében leírt lépéseknek megfelelően a belga állam nem vásárol tulajdoni részesedést az LTO-blokkokban, hanem az Electrabelről a közös vállalkozásra történő átruházásra (az érintett eszközök részleges szétválasztására) kerül sor.

(54)

Az Electrabel átruházza az LTO-blokkokra vonatkozó 89,807 %-os tulajdonjogát (valamint a kapcsolódó engedélyeket és minden egyéb szükséges eszközt) a BE-NUC-ra, cserébe a BE-NUC részvényeinek az Engie (az Electrabel egyedüli részvényese) részére történő kiosztásáért. Az Electrabel BE-NUC-hoz való hozzájárulásának értékelése az épület hulladékárának, a földterület értékének és az ingatlanlétesítmények értékének figyelembevételével történik, az eljárás megindításáról szóló határozat (51) preambulumbekezdésében leírtak szerint.

(55)

Az Electrabel hozzájárulásának ezen értékelése megjelenik a belga állam által az új részvények megszerzéséért és a BE-NUC-ban való 50 %-os részesedés megtartásáért fizetendő 24,7 millió EUR vételárban (esetleges kiigazításoktól függően). A BE-NUC igazgatótanácsa felkér egy (törvényes) ellenőrt vagy hiteles könyvvizsgálót, hogy készítsen jelentést a természetbeni hozzájárulásról, amelyben felmérik különösen az alkalmazott értékelést és az e célból alkalmazott értékelési módszereket.

(56)

Belgium azt állítja, hogy az eszközértékelés nincs hatással a kontrafaktuális forgatókönyv elemzésére, és bizonyítékot szolgáltatott arra vonatkozóan, hogy az eszközök (épületek és földterület) LTO-projekt keretében történő átruházása semleges. Belgium szerint a (hulladékértéken vagy valós értéken alapuló) konzervatív eszközértékelési módszerek alkalmazása biztosítja, hogy az Engie-nek ne származzon előnye az eszközök átruházásából.

(57)

Ezenkívül az ingatlanlétesítmények olyan LTO-berendezéseknek felelnek meg, amelyek megvétele az LTO-szolgáltatások, az üzemeltetési és karbantartási szolgáltatások és a JDA-szolgáltatások keretében történik, és amelyeket a részleges szétválás előtt telepítettek és építettek be az LTO-blokkokba. A belga tulajdoni renddel összefüggő okokból és a kettős elszámolás elkerülése érdekében az LTO-berendezések e konkrét tételeit nem közvetlenül fizetik ki, hanem a részleges szétválás során, a földterülettel és az épületekkel együtt veszik figyelembe. Belgium továbbá megerősíti, hogy az ilyen típusú LTO-berendezésekhez kapcsolódó pénzforgalmat az aláírási pénzügyi modell már tartalmazza.

(58)

Az Electrabel, a belga kormány és a BE-NUC között részvényesi megállapodás jött létre a BE-NUC vállalatirányításának és valamennyi részvényesi jogának létrehozásáról. E megállapodás szerint a BE-NUC igazgatótanácsa négy igazgatóból áll, akik közül kettőt a belga kormány jelölése, kettőt pedig az Electrabel jelölése alapján neveznek ki. A BE-NUC elnökét és pénzügyi igazgatóját mindig a belga kormány nevezi ki. Az igazgatótanács határozatképessége egyszerű többségen alapul, határozatairól pedig egyszerű többséggel szavaz. Összeférhetetlenségi rendelkezéseket is bevezettek.

(59)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (55) preambulumbekezdésében említettek szerint a jelenleg az Electrabel tulajdonában lévő nem európai eszközöket átruházzák az Engie-re. Az Engie mint az Electrabel anyavállalata garantálja, hogy az ügylet lezárásakor legalább 4 milliárd EUR értékű eszköz maradjon az Electrabelben (a 2023. június 30-i tőkeérték alapján). Ezenkívül a lezárást követően más biztosítékok is érvényesek, mint például a CPN/CNV által az atomerőmű-üzemeltető pénzügyi helyzetének folyamatos és fokozott figyelemmel kísérése, valamint az Engie által az atomerőmű-üzemeltető bizonyos kötelezettségeire nyújtott, felső határ nélküli és visszavonhatatlan anyavállalati garancia.

(60)

Belgium azzal érvel, hogy a közös vállalkozás egyenrangú (pari passu) beruházásnak minősül, mivel a két részvényes egyenlő feltételek mellett, részvényesként pedig azonos szintű kockázattal és haszonnal lép be a közös vállalkozásba.

(61)

A belga állam részvényesi szerepe feltételezi többek között a BE-NUC tőkeköltségeinek (CAPEX) és működési költségeinek (OPEX) finanszírozását, a részvények kezelését és a részvényesi jogok (pl. szavazati jogok) gyakorlását, valamint a BE-NUC belga állam jelölése alapján kinevezett két igazgatójának támogatását (lásd az (58) preambulumbekezdést).

(62)

A részvénytőke-hozzájárulás a következőkből áll:

(63)

Belgium kifejti, hogy az Electrabel részvényesi kölcsön és a belga kormány részvényesi kölcsönének feltételei azonosak. Mindkét részvényesi kölcsönt piaci feltételek mellett nyújtják, egyelőre még nem meghatározott kamatlábakon, amelyeket a részvényesi kölcsönmegállapodások szerint a BE-NUC igazgatótanácsa határoz meg a részvényesi megállapodással összhangban, figyelembe véve az aktuális piaci kamatlábakat és bármely hasonló, harmadik fél által nyújtott, az adott időpontban elérhető hitelfinanszírozást. A belga kormány és az Engie közötti megállapodás szerinti eljárás keretében az Engie elkészítette a két részvényesi kölcsön feltételeit meghatározó szerződési feltételeket. A feltételjegyzék ismerteti a kamatláb megállapításának módszertanát. Belgium azt állítja, hogy ez a módszertan összhangban van az Engie transzferárazási hitelpolitikájával, és összhangban van az OECD BEPS elvével (46), ami biztosítja, hogy az általa meghatározott kamatláb a szokásos piaci ár szintjén legyen. A feltételjegyzék szerint a kamatláb várhatóan változó kamatláb lesz, amelyet a hat hónapos EURIBOR kamatlábbal (0 %-os kamatlábpadló mellett) és egy körülbelül [0–3] %-os várható kamatfelárral határoznak meg.

(64)

Belgium azt állítja, hogy a tőkeinjekción felüli részvényesi kölcsön szükségessége pénzügyi és ügyleti megfontolásokból következik. Egyrészt a kölcsön nagyobb rugalmasságot biztosít a lehívási és visszafizetési ütemezések kialakításában. Különösen fontos, hogy a kölcsön törlesztésére vonatkozó szabályozás kevésbé korlátozó, mint az osztalékfizetésre vagy a saját tőke visszafizetésére vonatkozó. Másrészt a kölcsön optimalizálhatja a pénzügyi struktúrát az adóköteles jövedelem tekintetében (az EBITDA akár 30 %-kal csökkenthető a kamatfizetések levonásával).

(65)

Az aláírási pénzügyi modell előzetes számításai alapján a teljes részvénytőke-hozzájárulás (tőkeinjekció és részvényesi kölcsönök) [2 000–2 500] millió EUR-t tesz ki (47), amelynek 89,807 %-át a belga kormány és az Electrabel egyenrangú feltételek mellett, […], […]-tól/-től […]-ig terjedő részletben nyújtja, többek között az LTO-projekt CAPEX-ének finanszírozására (a fennmaradó 10,193 %-ot a Luminus finanszírozza). A részvénytőke-hozzájárulást egy sor részvénytőke-csökkentés és a részvényesi kölcsön visszafizetése útján kell visszafizetni a BE-NUC részvényeseinek, továbbá osztalékfizetéssel és részvényesi kölcsön után fizetendő kamattal kell ellentételezni. A részvénytőke-hozzájárulás ([2 000–2 500] millió EUR) tőkeinjekcióra és részvényesi kölcsönre való felosztásáról még nem született döntés.

(66)

Belgium azt állítja, hogy a részvényesi finanszírozási kötelezettségek és a részvényesi kölcsön egyenrangú finanszírozásnak tekinthetők, és hogy a részvényesi kölcsönt piaci feltételek mellett fogják nyújtani, így a részvényesi finanszírozás nem biztosít szelektív előnyt a kedvezményezetteknek.

(67)

Díjazási megállapodás (RA) jött létre a BE-NUC, a Luminus és a díjazási megállapodásban részes fél között, amely a belga államon belül számviteli szempontból független önálló szolgáltatás lesz (a továbbiakban: BE-WATT). A díjazási megállapodás célja a piaci ár bizonytalanságának kezelése és az LTO-projektből származó bevételek kockázatmentesítése az LTO-blokkok, a BE-NUC és a Luminus tulajdonosai számára. Ezért a BE-NUC-nak és a Luminusnak elegendő bevételhez kell jutnia az LTO-blokkok működéséből ahhoz, hogy biztosítsák azok biztonságos és megbízható működését és gazdasági életképességét, miközben lehetővé teszik a részvényesek számára, hogy mérlegeljék a szükséges piackonform pénzügyi megtérülést.

(68)

Belgium különösen azt pontosítja, hogy az ügylet finanszírozási elvei a következők:

(69)

A pénzügyi támogatási mechanizmusokat (különbözeti szerződés, MOCP és SDC-kölcsönök) az alábbi 3.3.1.3.2., 3.3.1.3.3. és 3.3.1.3.4. szakasz fejti ki részletesebben.

(70)

Általánosságban a belső megtérülési ráta (célértéke) az a minimális megtérülési szint, amelynél a befektetők elfogadják, hogy egy adott beruházási projekt bizonyos kockázati szintjéért kompenzációban részesüljenek. A belső megtérülési ráta célértékét gyakran „elvárt hozamnak” nevezik: ez az a küszöbérték, amelyet a projekt végrehajtása előtt a projekt belső megtérülési rátájának el kell érnie vagy meg kell haladnia. Elméletileg az elvárt hozam megegyezik a tőkeköltség (pl. súlyozott átlagos tőkeköltség vagy WACC) és hozamprémium összegével. Más szóval ez a hasonló projektekből/eszközökből származó megtérülési ráták és az adott kockázati profilhoz való igazodást célzó kiigazítások kombinációja, beleértve a további nem diverzifikálható kockázatok fedezésére szolgáló projektspecifikus felárakat is.

(71)

A jelen ügyben az energiatermelés teljes költsége (LCOE) megfelel az átlagos villamosenergia-ár (vagy a CfD-tervben szereplő kötési ár) azon minimumszintjének, amelyet az LTO-projektnek az IRR-célérték eléréséhez kell teljesítenie. Az eljárás megindításáról szóló határozat (72) preambulumbekezdésében említettek szerint az aláírási pénzügyi modellben szereplő előzetes kötési ár, amely az LTO-blokkok korszerűsítésének körülbelül [2–2,5] milliárd EUR összegű költségén alapul, [80–90] EUR/MWh-ban került meghatározásra (2022-es értéken). Belgium azt állítja, hogy a (megerősített) veszteség-/nyereségmegosztási mechanizmus (MPRA) alkalmazásának mérlegelésekor az aláírási pénzügyi modellen alapuló kötési ár [80–90] EUR/MWh és [80–90] EUR/MWh között változhat (2022-es értéken).

(72)

Belgium azzal érvel, hogy az IRR-célérték egy konzervatív megtérülési ráta, tekintettel az LTO-projekt kockázati kitettségére, a következők alapján: i. az egyéb globális nukleáris beruházások és más belgiumi villamosenergia-ágazati eszközök megtérülési rátáinak összehasonlító értékelése (benchmarking gyakorlat, lásd a 3.3.1.3.1.1. szakaszt), ii. a BE-NUC tőkeköltségének (mind a WACC, mind a sajáttőke-költség [CoE]) értékelése a CAPM árazási modell alapján (lásd a 3.3.1.3.1.2. szakaszt), valamint iii. a várható, MPRA-val kiigazított IRR szimulációja az aktualizált piaci körülményekre tekintettel, amely azt mutatja, hogy az LTO-projekt várható IRR-je csökkent a végrehajtási megállapodás tárgyalásának időpontjához képest (lásd a 3.3.1.3.1.3. szakaszt).

(73)

Belgium nemzetközi referenciaértéket (benchmarkot) adott meg a különböző földrajzi területeken atomerőműveket üzemeltető vállalatok, továbbá a belga kapacitásmechanizmus keretében fizetett gáztüzelésű erőművek, valamint a Belgiumban más típusú energiaátviteli és -tárolási infrastruktúrát üzemeltető vállalatok megtérülési és tőkeköltség-célértékére vonatkozóan. A benchmarking gyakorlatot az eljárás megindításáról szóló határozat elfogadását követően pontosították, különösen a szabályozási keretek jellegének további leírása, valamint a figyelembe vett vállalatok és projektek kockázatmegosztását befolyásoló lehetséges további programok tekintetében. A 3. táblázat áttekintést nyújt a benchmarking alapjául szolgáló projektekre és vállalatokra vonatkozó nyilvános megtérülési célrátáról vagy WACC-becslésekről.

3. táblázat

A benchmarking alapjául szolgáló projektekre/vállalatokra vonatkozó nyilvános WACC-becslések

(74)

A 4. táblázat áttekintést nyújt a benchmarking alapjául szolgáló projektek vagy vállalatok kockázatait érintő elemekről.

4. táblázat

A benchmarking alapjául szolgáló projektek/vállalatok kockázatait érintő elemek

(75)

Belgium szerint ez a benchmarking gyakorlat három elemre mutat rá:

(76)

Ezért Belgium úgy véli, hogy a projekt 6–8 %-os belső megtérülési rátája a piaci alapú megtérülés valószínű tartományán belül van, ami nem eredményez túlkompenzációt.

(77)

Annak megerősítése érdekében, hogy a 7 %-os IRR-célérték a piackonform hozamok valószínű tartományába esik-e, Belgium a benchmarking gyakorlaton kívül két mérőszám, a WACC és a tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költség (CoE) felhasználásával mérte fel a tőkeköltséget, tekintettel arra, hogy a BE-NUC nem részesül hitelfinanszírozásban.

(78)

Belgium a 6,2 % és 7,4 % közötti tartományban becsülte a WACC-t és a tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költséget (ami a projekt esetében a kockázatmentes kamatlábat 3,1–4,3 %-kal meghaladó kockázati prémiumnak felel meg). Belgium szerint ez bizonyítja és megerősíti, hogy a 7 %-os IRR-célérték arányos, és nem eredményez túlkompenzációt. Az alábbi szakaszok részletesebben kifejtik, hogyan becsülték meg a WACC és a sajáttőke-költség tartományát.

(79)

A tőkeköltség becslésére szolgáló első mérőszám a WACC, amely azt a minimális megtérülési rátát jelenti, amelyet a projektnek kínálnia kell ahhoz, hogy tőkéhez tudjon jutni. Ez a minimális megtérülés azt a megtérülést jelenti, amelyet a potenciális befektetők akkor érhetnek el, ha úgy döntenek, hogy egy másik, pénzforgalom, időzítés és kockázat szempontjából azonos jellemzőkkel rendelkező projektbe fektetnek be. Az adózás utáni WACC kiszámítása az alábbi képlettel történik:

(80)

A WACC tehát a következők összege: i. a teljes tőkén belül a saját tőke piaci értékével arányosan súlyozott sajáttőke-költség (wE) és ii. az adósság (adózás utáni) költsége, amelyet az adósság piaci értékének a teljes tőkéből való részesedésével súlyoznak (1-wE). A sajáttőke-költség kiszámítása a tőkeeszköz-árazási modell (CAPM), azaz egy olyan standard modell alapján történik, amely a befektető által egy meghatározott befektetési horizonton a pénz értéke alternatív költségének fedezéséhez szükséges hozam (kockázatmentes kamatláb) mérésére és a piaci kockázatnak való kitettségre szolgál (51). A piaci kockázatnak való kitettséget a saját tőke tőkeáttételes bétája (β E ) méri. A paraméterek volatilitása miatt a CAPM bemeneti adatait tartományként számították ki.

(81)

Ami a saját tőke tőkeáttételes bétájának kiszámítását illeti, Belgium azzal érvel, hogy mivel a közös vállalkozás két meglévő, várhatóan tízéves energiatermelésű nukleáris LTO-blokkal rendelkező, új és magántulajdonban lévő vállalat, béta-értékét nem lehet piaci vagy múltbeli adatokból kiszámítani, ezért azt az összehasonlítható, tőzsdén jegyzett társaságok csoportján keresztül kell megbecsülni. Tekintettel azonban arra, hogy nincs olyan hasonló közművállalat, amely 100 %-ban az atomenergia-termelésnek van kitéve, Belgium egy olyan mintát vett figyelembe, amely öt, a nukleáris tevékenységeknek leginkább kitett, tőzsdén jegyzett európai közművállalatból áll, azaz olyan hasonló projekteket vizsgált, amelyek diverzifikált portfóliójukon belül 15–65 %-ban atomerőműveket használnak az energiatermelésre (lásd: 5. táblázat).

5. táblázat

Különböző nukleáris kitettséggel rendelkező, hasonló közművállalatok eszközeire vonatkozó bétaértékek

(82)

Belgium kifejtette, hogy mindegyik közműszolgáltató diverzifikált, nyilvánosan működő közüzemi vállalat, amely jelentős mértékben ki van téve a RAB által szabályozott hálózati eszközöknek és/vagy támogatott megújulóenergia-eszközöknek, ellentétben a közös vállalkozással, amely a díjazási megállapodás hatálya alá tartozó nukleáris energiatermelésnek van 100 %-ban kitéve. Ezért az ezen összehasonlítható vállalatok alapján becsült rendszerszintű kockázatok valószínűleg a BE-NUC rendszerszintű kockázatához képest alábecslést jelentenének.

(83)

Belgium a 6. táblázatban szereplő paramétereket használta fel a WACC-képlethez, valamint ezek és további, 2023 folyamán megfigyelt inputok alapján egy olyan elméleti WACC-t ért el, amely a 6,2–7,4 % közötti tartományban van, a kockázatmentes kamatlábat meghaladó, 3,1–4,3 %-os prémiumot is beleértve.

6. táblázat

A BE-NUC WACC-becslése és fő mögöttes paraméterek

(84)

A második módszertan a sajáttőke-költségen alapul, amely a projekt szükséges részvényesi megtérülését méri, feltételezve, hogy nem áll rendelkezésre hitelfinanszírozás, mint az LTO-projekt esetében. Bár a sajáttőkeköltség-megközelítés szintén a CAPM-et használja, a tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költségre (52) támaszkodik. A tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költség kiszámítása a következőképpen történik:

(85)

Az CoE-egyenlet egyes paramétereinek becsléséhez a következő megközelítést alkalmazták (lásd: 7. táblázat):

(86)

A fenti becsléseknek a CoE-egyenletben való feltüntetése 6,2 % és 7,5 % közötti becsült értéket ad a tőkeáttétel nélküli CoE-re (lásd: 7. táblázat), amely a kockázatmentes kamatláb feletti 3,1–4,3 %-os prémiumot is tartalmazza, és összhangban van a WACC esetében kapott eredményekkel.

7. táblázat

A BE-NUC tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költségére vonatkozó becslések és az alapul szolgáló paraméterek (teljes tartomány)

(87)

Figyelembe véve a fenti becslés szerinti paramétereket (a 2023. évi lehetséges tartományokra vonatkozóan), Belgium a felek közötti megállapodás idejére 2023-ban három lehetséges forgatókönyvet becsül a tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költség (CoE) tekintetében, ami 6,8 % és 7,3 % közötti tartománynak felel meg (lásd: 8. táblázat).

8. táblázat

A BE-NUC tőkeáttétel nélküli sajáttőke-költségére vonatkozó három forgatókönyv (csökkentett tartomány)

(88)

Belgium elismeri a BE-NUC tőkeköltségének becsléséhez használt CAPM-megközelítés korlátait, tekintettel a közvetlenül összehasonlítható, tőzsdén jegyzett társaságok hiányára, valamint a projekt kockázati profiljának és finanszírozási megközelítésének sajátosságaira (54). Belgium különösen a nukleáris ágazat sajátosságaira és az egyéb eszközcsoportokkal való korlátozott összehasonlíthatóságra hivatkozik.

(89)

Emellett Belgium a CAPM-megközelítés alkalmazásával származtatott WACC-becsléshez képest olyan különféle prémiumokat vitat meg, amelyeket a befektetők jellemzően elvárnak a hasonló hosszú távú beruházási projektekbe való befektetéshez. Belgium egy lehetséges indokot terjeszt elő arra vonatkozóan, hogy ezt a prémiumot a WACC-becsléshez képest kell figyelembe venni az olyan hosszú távú beruházási projektek tőkebezáródási kockázatával kapcsolatban, amelyek nem diverzifikálhatók és a CAPM keretében nem ellensúlyozhatók (55). Ezenkívül a prémium beszámításának szükségességét alátámasztó másik érv az európai energiapolitikai célok eléréséhez szükséges tőke hiányához kapcsolódik, mivel a rendelkezésre álló projektek között jelentős verseny van a beruházásokért, ami növeli a tőkebevonáshoz szükséges megtérülési rátát. Belgium azzal érvel, hogy a közüzemi vállalatok körében bevett gyakorlat, hogy 1,5 % és 4 % közötti prémiumot számítanak be, és ennek bizonyítására példákkal szolgál (56). Végezetül Belgium azt is állítja, hogy a WACC-becslésen felüli finanszírozási prémium beszámításának másik indoka az illikviditási prémium (57), tekintettel e beruházás jellegére, amelyet tudományos tanulmányok (amelyek 0,7 % és 7,3 % közötti tartományra hivatkoznak) (58) és ágazati szakemberek (59) egyaránt alátámasztanak. Ezek a prémiumok hozzáadhatók a WACC-ra vagy a sajáttőke-költségre vonatkozó, a CAPM-megközelítésből származó becslésekhez, amint azt az előző szakaszok is kifejtették, és indokolhatják Belgium azon érvelését, hogy az IRR-célérték a projekt kockázati kitettsége miatt konzervatív megtérülési ráta.

(90)

Belgium kifejti, hogy az MPRA-nak az a hatása, hogy az IRR-célérték az MPRA-kiigazítást követően a 6 % és 8 % közötti tartományon belül dinamikusan változik. Belgium azzal érvel, hogy még akkor is, ha az IRR-célértéket az MPRA-kiigazítás előtt 7 %-ban határozzák meg, a jelenlegi piaci körülmények között (a várható piaci árak alacsonyabbak, mint az aláírási pénzügyi modell idején) alacsonyabb belső megtérülési rátára lehet számítani, mint a díjazási megállapodás tárgyalásakor.

(91)

Ennek bizonyítása érdekében Belgium különböző forrásokon alapuló elemzést nyújtott be a piaci várakozásoknak a díjazási megállapodásról folytatott tárgyalások óta a 2025–2035 közötti időszakban történő alakulásáról, valamint e felülvizsgált előrejelzéseknek az LTO-projekt várható belső megtérülési rátájára gyakorolt hatásáról (az MPRA alkalmazása révén).

(92)

Az 1. ábra a kezdeti árgörbéket mutatja 2023 végén (azaz a megállapodások aláírásának időpontjában). A különböző ár-előrejelzésekben a piaci árak – a folytonos vonallal ábrázolt központi forgatókönyv szerint – 2025-ben 120 EUR/MWh értéken kezdődnek, és a 2033-ig tartó időszakban 87 EUR/MWh átlagértékre csökkennek.

1. ábra

Kezdeti alapterhelési árgörbék az aláírási pénzügyi modellben (EUR/MWh) (2022-es értékek)

(93)

A 2. ábra azt mutatja, hogy a jelenlegi központi forgatókönyv szerinti, folytonos vonallal ábrázolt villamosenergiaár-előrejelzések (60) csökkentek az aláírási pénzügyi modell idején használtakhoz képest. A központi forgatókönyvben szereplő, 2022 negyedik negyedévére vonatkozó, többek között az aláírási pénzügyi modellben referenciagörbeként használt […] ár-előrejelzés például piros pontozott vonallal szerepel ezen az ábrán. Bár 2022 végén az árat a 2025. évre 120 EUR/MWh-ra prognosztizálták, a jelenlegi előrejelzések szerint 2025-ben 85 EUR/MWh vagy még alacsonyabb lesz. A 2022 óta bekövetkezett piaci fejlemények a következő évtizedre csökkentették a nagykereskedelmi villamosenergia-árakat, különösen a nyersanyagárakra (gáz és CO2) vonatkozó csökkenő előrejelzések miatt. A 2. ábra azt is mutatja, hogy a jelenlegi központi forgatókönyv szerinti előrejelzések 2025 és 2035 között viszonylag változatlan árat prognosztizálnak, amelyek 69 EUR/MWh és 86 EUR/MWh között mozognak.

2. ábra

Alapterhelési árgörbék 2024 őszén (EUR/MWh) (2022-es értékek)

(94)

Belgium a fenti adatok alapján megállapítja, hogy a piaci árakra vonatkozó várakozások csökkentést mutatnak.

(95)

Belgium azt állítja, hogy a fenti számokban szereplő szürke terület az IRR-célérték MPRA-kiigazításainak árfolyosóját jelenti (ahogyan azt a díjazási megállapodás eredetileg előirányozta), azaz azt a piaci ártartományt, amelyen belül az IRR-célértéket kiigazítják (61). Az alacsonyabb piaci árra vonatkozó várakozások ezért az MPRA-val kiigazított várható IRR csökkenésére utalnak. A megállapodásban eredetileg előirányzott MPRA-paraméterek szerint az LTO-projekt várható belső megtérülési rátája 2024 harmadik negyedévében várhatóan 6,7 % lesz (ha az aláírási pénzügyi modell valamennyi feltételezése teljesül). Az aktualizált MPRA-paraméterekkel (lásd a 3.3.1.3.2. szakaszt), amelyek szerint a BE-NUC bevételei és a belső megtérülési rátája érzékenyebbé válik a piaci árfeltételekre, a várható IRR 6,5 %-ra csökkenne (ha az aláírási pénzügyi modellben szereplő valamennyi feltételezés teljesül), ugyanazon ár-előrejelzések figyelembevételével (lásd: 9. táblázat).

9. táblázat

Várható IRR (az eredeti és aktualizált MPRA-val) szemben az IRR-célértékével (2024 harmadik negyedéve)

(96)

A kétirányú különbözeti szerződést a belga állam és a BE-NUC, valamint a belga állam és Luminus, a két atomreaktor másik társtulajdonosa között kell alkalmazni. Ez azt jelenti, hogy a belga állam az LTO-blokkok összesített mért villamosenergia-teljesítményére vonatkozóan egy előre meghatározott irányárat (a továbbiakban: kötési ár) garantál, amelyet a díjazási megállapodás időtartama alatt indexálnak. Ha a piaci referenciaár (MRP) magasabb a kötési árnál, a BE-NUC és a Luminus kifizeti a belga államnak a tényleges mért teljesítménnyel megszorzott pozitív különbözetet. Ha a piaci referenciaár az alacsonyabb, a belga állam fizeti ki a BE-NUC-nak és a Luminusnak a tényleges mért teljesítménnyel megszorzott negatív különbözetet. A különbözetek kifizetése az első áramszolgáltatás időpontjában (azon a napon, amikor az érintett LTO-blokk – az eredeti, jogszabály szerinti zárónapot követően – első alkalommal táplál villamos energiát a nagyfeszültségű hálózatba) válik esedékessé, és a BE-NUC-nak és a Luminusnak az LTO-blokkok által termelt villamos energiából való részesedésével arányosan kell teljesíteni.

(97)

A különbözeti szerződés fő paraméterei a következők:

(98)

Belgium szerint a Compass Lexecon független elemzése (62) alapján a különbözeti szerződésben a másnapi piaci ár piaci referenciaárként történő eredeti kiválasztása a megfelelő az LTO-projekt összefüggésében, különösen az LTO-munkálatok időszakában (a 2028. december 31-ig tartó újraindítási szakaszban). Belgium továbbá azzal érvel, hogy a díjazási megállapodásba beépített rugalmasság lehetőséget nyújt ahhoz, hogy a szerződés időtartama alatt alternatív piaci referenciaárat válasszanak ki, a belga piaci környezet és igények alakulásától függően, ugyanakkor fenntartsák az eredeti különbözeti szerződési forma szerinti kockázat-megtérülési egyensúlyt. Belgium továbbá a következő elemek alapján indokolja a másnapi piac alkalmazását:

(99)

A szövetségi gazdasági közszolgálat (FPS Economy) tanulmányt készíttet a BE-WATT (a különbözeti szerződésben a másik részes fél) piaci kockázatkezelési stratégiájáról. A folyamatban lévő tanulmány célja, hogy előkészítő lépéseket tegyen a BE-WATT működőképessé tétele érdekében, különös tekintettel e szervezet kockázatkezeléssel kapcsolatos feladataira. Konkrétan:

(100)

A belga kormány mint a díjazási megállapodásban részes fél – a BE-NUC és a Luminus megállapodásától függően – az LTO-munkálatok kezdeti időszakának végétől a szerződés időtartama alatt legfeljebb háromszor felülvizsgálhatja a piaci referenciaár eredeti kiválasztását – például a belga piaci környezet és szükségletek alakulásától függően –, fenntartva ugyanakkor a különbözeti szerződés eredeti kialakításában foglalt kockázat-megtérülési egyensúlyt.

(101)

A kötési árat a súlyozott indexálási számítás alapján évente indexálják, és bizonyos időpontokban felülvizsgálható:

(102)

A kötési árat a Belgium által bejelentett paramétereken belül a BE-NUC által készített és aktualizált részletes pénzügyi modellből származó információk felhasználásával számítják ki. A pénzügyi modellt (és annak esetleges aktualizálásait) a díjazási megállapodásban részes félnek jóvá kell hagynia. Amennyiben ezt a jóváhagyást megtagadják, a BE-NUC és a díjazási megállapodásban részes fél az ilyen pénzügyi modell meghatározását – külön szakértői meghatározási eljárásnak megfelelően – független szakértőhöz utalhatja.

(103)

Belgium azt állítja, hogy a különbözeti szerződés csökkenti a BE-NUC piaci kockázatnak és piaci árváltozásoknak való kitettségét.

(104)

Belgium azt állítja, hogy bár a különbözeti szerződés csökkenti a BE-NUC piaci kockázatoknak és piaci árváltozásoknak való kitettségét, kockázatmegosztási mechanizmusokat is tartalmaz, amelyek biztosítják, hogy a BE-NUC továbbra is ki legyen téve bizonyos piaci kockázatoknak és ösztönzőknek. A díjazási megállapodás különösen abban az esetben tartalmaz veszteség-/nyereségmegosztási mechanizmust (MPRA), ha a piaci árak a kötési árnál alacsonyabbnak vagy magasabbnak bizonyulnak.

(105)

Az MPRA célja, hogy ösztönözze a BE-NUC-ot arra, hogy optimalizálja költségstruktúráját a kötési ár meghatározása és felülvizsgálata (2025/2029) előtt, maximalizálja a reaktorok teljesítményét, amikor magas árak várhatók, és a villamosenergia-rendszer a szűkösséghez közelít, továbbá csökkentse az extraprofitot.

(106)

Az MPRA képzése és kiszámítása a következők szerint történik:

(107)

Az MPRA kezdeti kialakításánál („kezdeti MPRA”) a kötési ár és a felső (viszonylag alacsonyabb) küszöbérték közötti tartományt 30 pozitív (viszonylag negatív) „MPRA-értékre” kellett osztani. A „kezdeti MPRA-hoz” képest az „aktualizált MPRA” gyorsabban aktiválódik, azaz a veszteség-/nyereségmegosztási mechanizmus ±30 % helyett ±20 % intervallumú piaciár-folyosónak felel meg.

(108)

Ennek eredményeként Belgium azt állítja, hogy az (aktualizált) MPRA erős(ebb) ösztönzőket biztosít a BE-NUC számára, hogy:

(109)

Belgium továbbá azt állítja, hogy a módosított különbözeti szerződésben a gazdasági modulációra vonatkozó döntéshozatali hatáskör átkerül az EMSA-partnerhez (lásd a 3.3.1.5. szakaszt). Az EMSA szerinti díjazás nemcsak az eredeti terveknek megfelelően kerül rögzítésre, hanem a rögzített részen felül módosíthatóvá válik, ezért ösztönzőket fog biztosítani az üzemanyag-ciklusonként korlátozott mennyiségű, 30 moduláció legjobb kihasználására (lásd a (13) preambulumbekezdést). A különbözeti szerződés eredeti kialakításához képest, amelyben a modulációs döntéseket rögzített modulációs küszöbérték alapján hozták meg, a különbözeti szerződés módosított kialakítása már nem egy rögzített modulációs küszöbértéken alapul, hanem arra ösztönöz, hogy a modulációkat olyan időpontokban hajtsák végre, amikor azok a legnagyobb mértékben megtérülnek (azaz amikor az árak kellően hosszú ideig várhatóan igen negatívak lesznek). Az EMSA szerinti díjazást a 3.3.1.5.2. szakasz részletezi.

(110)

Végezetül Belgium azt állítja, hogy az eljárás megindításáról szóló határozat (80) preambulumbekezdésében ismertetett okok miatt a különbözeti szerződés megfelelő és arányos eszköz az azonosított piaci hiányosságok és sajátos nukleáris kockázatok kezelésére, ezáltal megvalósítja az intézkedés célkitűzéseit, ugyanakkor megőrzi a hatékony piaci jelzéseket. Belgium egyértelművé teszi, hogy a különbözeti szerződésből származó bevételek az általános állami költségvetésbe folynak be, de külön elszámolás tárgyát képezik. Ezeket a bevételeket elsősorban a díjazási megállapodásban részes fél különbözeti szerződés szerinti kifizetéseinek finanszírozására fogják felhasználni. Amennyiben a különbözeti szerződés bevételei meghaladják a különbözeti szerződés költségeinek finanszírozásához szükséges összegeket, azok felhasználhatók egy másik különbözeti szerződés költségeinek finanszírozására. Belgium kötelezettséget vállal arra, hogy a különbözeti szerződésből származó fennmaradó bevételeket a vállalkozásoknak történő szétosztásra fordítja. Belgium továbbá azt is vállalja, hogy előzetesen tájékoztatni fogja a Bizottságot arról, ha a különbözeti szerződésből származó bevételeket kiosztja a vállalkozások részére, és szükség esetén bejelenti az ilyen intézkedést. Belgium azt is megerősíti, hogy a különbözeti szerződés indokolatlan egyoldalú, idő előtti felmondása esetére kötbérkikötéseket vezetett be.

(111)

Ha a BE-NUC bevételei nem elegendőek az üzemeltetési és karbantartási megállapodás alapján bármely hónapban fizetendő költségek, valamint az LTO-blokkok működtetéséhez szükséges egyéb működési, üzemanyag- és karbantartási CAPEX-költségek fedezésére, a díjazási megállapodásban részes félnek ki kell fizetnie a különbözetet a BE-NUC-nak, hogy elegendő pénzforgalmat biztosítson e költségek fedezéséhez, a közös vállalkozás hosszú távú gazdasági életképességének biztosítása érdekében (63).

(112)

Az MOCP két komponensből áll: Minimális OPEX: i. bevételkiesés kifizetése az LTO-blokkok működtetéséhez szükséges költségek fedezéséhez és a közös vállalkozás hosszú távú gazdasági életképességének megőrzéséhez elegendő cash flow biztosítása érdekében, valamint ii. a befektetett tőke 50 %-os költségvédelme az LTO meghosszabbításának amortizált tőkeköltségeire vonatkozóan (háromévente).

(113)

Belgium azzal érvel, hogy minden olyan esemény, amely az év során jelentős ideig csökkentené az LTO-blokkok elérhetőségét és/vagy több éven keresztül ismétlődő leállásokat eredményezne, jelentős veszteségeket okozhat a BE-NUC számára.

(114)

Belgium felkérte az Electrabelt, hogy múltbeli adatok alapján értékelje a jelentős váratlan események kockázatát az LTO-blokkok teljes élettartama alatt. Az Electrabel azzal érvel, hogy nagy a valószínűsége annak, hogy az LTO-blokkok élettartama meghosszabbításának 10 éves időszakában jelentős nem tervezett esemény (64) következik be. Ennek bizonyítása érdekében az Electrabel mind a hét atomreaktor esetében azonosította azokat a múltbeli eseteket, amikor a 2012 és 2022 közötti, 11 éves időszakban a reaktorok nem voltak elérhetők (lásd: 10. táblázat). Az Electrabel azt állítja, hogy ez a múltbeli adatokon alapuló megközelítés hasznos betekintést nyújt a következő okok miatt:

(115)

A 10. táblázat adatai azt mutatják, hogy a 2012–2022-es időszakban mind a hét nukleáris blokkban előfordult az atomerőmű-üzemeltető befolyásán kívül eső, jelentős nem tervezett üzemszünet, blokkonként átlagosan 59 %-os teljesítménykiesést eredményezve (a tervezett leállásokon felül); ez eseményenként átlagosan hét hónapnyi üzemszünetnek felel meg. A hét belga nukleáris blokk esetében a 2012–2022-es időszakban 11 alkalommal fordult elő jelentős nem tervezett üzemszünet. A váratlan üzemszünetek okai közé tartozott a nyomásálló reaktortartályban található hidrogénlerakódás, a beton (fontos javításokat igénylő) károsodása, a berendezések meghibásodása, a szivárgás és a szabotázs. Belgium ezért azt állítja, hogy reaktoronként átlagosan körülbelül 1,6 (11/7) jelentős nem tervezett üzemszünetre került sor évtizedenként.

(116)

Belgium azt állítja, hogy amennyiben több nukleáris blokk (vagy több nukleáris létesítmény) működik, az egyes blokkok meghibásodása miatti átmeneti bevételkiesést részben ellensúlyozhatja a többi blokk által termelt bevétel. Az LTO-projekt esetében azonban ezek a rendszerszintű kockázatok (az egy időben a blokkok többségét érintő üzemszünetek miatt) várhatóan fokozódni fognak, mivel Belgium nukleáris létesítményeinek száma és diverzitása 2025-től kezdődően csökken, amihez az is hozzájárul, hogy a két LTO-blokk azonos technológiájú. Ezért a két LTO-blokk egyidejű, az év tekintélyes részét érintő jelentős üzemszünete nem tekinthető valószínűtlennek.

(117)

A blokk üzemszünetének 59 %-os valószínűsége, amely körülbelül hét hónapnak felel meg, egy jelentős nem tervezett üzemszünet átlagos időtartamának felel meg. Az Electrabel az LTO-blokkok belgiumi üzemeltetésével kapcsolatos saját tapasztalatai alapján úgy véli, hogy ez az időtartam reális becslés, mivel a jelentős események jelentős mérnöki munkálatokat, pótalkatrészek beszerzését, biztonsági hatásvizsgálatot és a nukleáris biztonsági hatósággal az atomreaktorok újbóli beindítása előtt folytatott kiterjedt megbeszéléseket igényelnek.

(118)

Belgium kifejti továbbá, hogy a NAÜ SSG-25 iránymutatásán (66) alapuló, a működés megkezdésétől tízévente végrehajtott rendszeres időszakos biztonsági felülvizsgálatok jelentős tervezési fejlesztéseket és beruházásokat eredményeztek a nukleáris blokkok elöregedésének és elavulásának kezelése, valamint biztonságuk és megbízhatóságuk fenntartása érdekében. Mindazonáltal ezen időszakos felülvizsgálatok ellenére az atomerőmű-üzemeltető nem zárhatja ki annak lehetőségét, hogy olyan új problémák merülnek fel, amelyek a nukleáris blokkok számára jelentős üzemszüneti időszakokat eredményeznek.

(119)

Annak érdekében, hogy megbecsülje az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbítása során bekövetkező jelentős nem tervezett üzemszünet BE-NUC-ra gyakorolt hatását, valamint az MOCP hatását, Belgium a 10. táblázat adatai alapján mérlegelte a jelentős üzemszünetek valószínű forgatókönyveit (lásd: 11. táblázat). Más értékelésekhez hasonlóan a szemléltető számítások tekintetében Belgium a 2023. december 13-i aláírási pénzügyi modellre támaszkodott.

(120)

A Belgium által benyújtott fenti elemzés azt mutatja, hogy az MOCP célja, hogy lefedje a közös vállalkozás gazdasági életképességét fenyegető potenciális jelentős események hatásait, és a közös vállalkozásra hárítsa az üzemszünetből fakadó számos kockázatot: az 1. forgatókönyv szerint az MOCP nem aktiválódik, ha egy átlagos jelentős eseményre kerül sor, és nem garantálja a megtérülést a részvényesek számára, akik továbbra is viselik annak kockázatát, hogy befektetéseik nem térülnek meg.

(121)

A MOCP bizonyos forgatókönyvek szerint viszonylag jelentős költségekkel járhat a belga állam számára, mivel a fentiekben ismertetett, nagy hatású üzemszünetek kezeléséhez fogják aktiválni. Ezen aggály kezelése érdekében Belgium felső határt vezetett be az MOCP-kifizetésekre vonatkozóan. Ennek megfelelően a díjazási megállapodásban részes fél (a belga állam) gyakorolni fogja a díjazási megállapodás szerinti felmondási jogát (67) abban az esetben, ha az MOCP eléri a 2 milliárd EUR kifizetett összeget („MOCP aktiválás”), feltéve, hogy ez megfelelőnek tűnik többek között az alábbiak fényében:

(122)

Belgium azt állítja, hogy vannak olyan körülmények, amelyek esetében a felmondás nem lenne megfelelő:

(123)

Amennyiben a díjazási megállapodásban részes fél úgy dönt, hogy nem gyakorolja felmondási jogát/jogait, Belgium értékelési célból benyújtja indokolását a Bizottságnak.

(124)

Az MOCP aktiválásának összege az MOCP-kifizetések felső határának felel meg abban az esetben, ha a két LTO-blokk egyidejűleg két egymást követő évben nem üzemel. A kétéves lezárással összefüggő MOCP-kifizetések ténylegesen attól fognak függeni, hogy a szóban forgó lezárásra melyik évben kerül sor. Belgium számításokat nyújtott be a kétéves időszakokra vonatkozó éves és összesített MOCP-kifizetésekről (lásd: 12. táblázat) az aláírási pénzügyi modell 2023. december 13-i előzetes előrejelzései alapján.

12. táblázat

MOCP-kifizetések szimulációja

(125)

Az MOCP javasolt 2 milliárd EUR-s felső határának kiszámításához használt kétéves referencia-időszak becsléséhez Belgium néhány példát mutat be olyan atomreaktorokra, amelyeket műszaki okokból tartósan le kellett állítani az Egyesült Államokban (mivel ez eddig soha nem történt meg Európában) (68). Belgium szerint ezek a példák azt mutatják, hogy a kétéves referencia-időszak összhangban van az ágazati valósággal, mivel a két LTO-blokk leállítását igénylő probléma észlelését követő kétéves időszak általában észszerű határpontnak tekinthető a javítások folytatásának kérdése vagy a végleges leállítás mérlegelése szempontjából.

(126)

Az MOCP működőképessé tétele érdekében a BE-NUC a részvényesektől vagy egy külső féltől legkésőbb az LTO újraindításának első időpontjában működőtőke-keretet (WCF) szerez be. A WCF az LTO-blokkok működéséből eredő működőtőke-szükséglet finanszírozását szolgálja. A BE-NUC akkor hívhatja le a WCF-et, ha a pénzbeáramlásai és -kiáramlásai közötti különbözet kisebb, mint a következő kiadási időszakra vonatkozóan a díjazási megállapodásban meghatározott becsült operatív kiadások. A WCF összege legalább a három hónapos időszakra becsült átlagos összesített operatív kiadások összege. A WCF valójában évközi áthidaló eszközként szolgál az éves MOCP felé, rulírozó hitelkeretként működik, amelyet lehívás esetén a Belgium által biztosított MOCP fog évente törleszteni.

(127)

Még nem ismertek a működőtőke-keret (WCF) feltételei, amelyet legkésőbb az LTO újraindításának első időpontjában, piaci feltételek mellett kell beszerezni. Belgium azonban azt is tisztázta, hogy a WCF kamatlábát a részvényesi kölcsönökkel kapcsolatban elfogadott módszerrel fogják meghatározni (lásd a (63) preambulumbekezdést).

(128)

Az MOCP-n kívül, amely pénzügyi stabilitást biztosít az élettartam meghosszabbításának teljes tízéves időszaka alatt, az LTO-projekt első három évében (újraindítási szakasz) a belga kormány azonos feltételek mellett nyújt kölcsönt a BE-NUC és a Luminus számára. A kölcsönök méretezése az LTO-blokkokban való arányos részesedésük, és következésképpen 2025. július 1-jén érvényes, a leállítási és működési költségekből való részesedésük alapján történik. Amint azt Belgium is említette, az SDC-kölcsönöket a likviditás 2028-ig történő biztosítása érdekében nyújtják, mivel a működési költségek az LTO-munkálatok miatt nem finanszírozhatók a pénzforgalomból.

(129)

Az SDC-kölcsönök, amelyeket maximált kamatláb mellett nyújtanak és egy meghatározott törlesztési ütemterv szerint törlesztendők, két különböző (LTO-blokkonként egy) eszközből tevődnek össze, amelyek mindegyike két részletből áll:

(130)

Az SDC-kölcsönök feltételeit az eljárás megindításáról szóló határozat (96) preambulumbekezdése ismerteti, és azóta sem módosultak. Az SDC-kölcsönöket legfeljebb 6 %-os kamat mellett és a részvényesi hozammal azonos feltételek mellett visszafizetni. Ami a kamatláb meghatározásához használt módszert illeti, Belgium kifejti, hogy ez a díjazási megállapodásban részes felek közötti tárgyalás eredménye volt, és hogy a 6 %-os maximális kamatláb megfelel az IRR-célérték 6–8 % közötti tartománya alsó határának (az MPRA-t figyelembe véve).

(131)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (97) preambulumbekezdésében foglaltak szerint az SDC-kölcsönöket összesen [500–700] millió EUR összegben, […]-tól/-től […]-ig […] részletben kell lehívni, törleszteni pedig három részletben, […]-tól/-től […]-ig kell, tőkésített kamatokkal együtt. Ezeket a számításokat és összegeket a díjazási megállapodásban részes fél által 2025 folyamán, az LTO újraindításának időpontja előtt jóváhagyott pénzügyi modellben kell aktualizálni, az üzemeltetés nukleáris biztonsági követelmények (amelyek hatályát a belga nukleáris biztonsági ügynökség határozza meg) szerinti meghosszabbításának költsége, valamint a nem biztonsági vonatkozású költségek alapján, mind a vállalkozók által benyújtott árajánlatok, mind az atomerőmű-üzemeltető műszaki csoportjai által értékelt becslések alapján.

(132)

Belgium azzal érvel, hogy az SDC-kölcsönök nem kedveznek aránytalanul a részvényeseknek: a várható hozamok nem realizálásának kockázatai arányosan megoszlanak a közös vállalkozás részvényesei és a díjazási megállapodásban részes fél között, mivel az alacsonyabb nyereséggel mind az LTO-projekt belső megtérülési rátája, mind az SDC-kölcsönök csökkenni fognak. Valójában az SDC-kölcsönöket csak akkor nem fizetik vissza (egyáltalán), ha az LTO-projekt nem termel elegendő nyereséget ahhoz, hogy a részvényesek befektetéséből bármilyen hozamot fizessenek (69). Következésképpen Belgium úgy érvel, hogy az SDC-kölcsönök az LTO-projekt teljesítményének és jövedelmezőségének kockázatán túl nem jelentenek további kockázatot a díjazási megállapodás szerinti szolgáltató számára, mivel az eszközt nem a tőkekiadások finanszírozására használják (csak az LTO meghosszabbításának amortizált tőkeköltségeire az újraindítási szakaszban).

(133)

Az üzemeltetési és karbantartási megállapodás értelmében az Electrabel a BE-NUC részére a következőket teljesíti:

(134)

Bizonyos szolgáltatások kifejezetten ki vannak zárva az üzemeltetési és karbantartási megállapodás hatálya alól, beleértve az LTO-blokkok leszerelésével és bontásával kapcsolatos szolgáltatásokat, munkálatokat vagy tevékenységeket, amelyek továbbra is az Electrabel felelősségi körébe tartoznak (lásd a 3.3.2.4. szakaszt).

(135)

Az üzemeltetési és karbantartási megállapodás 12. cikkének (1) bekezdése értelmében, valamint bizonyos kiigazításoktól és kivételektől függően, a BE-NUC fizeti az Electrabel részére az LTO-szolgáltatások és az üzemeltetési és karbantartási szolgáltatások nyújtása során felmerült összes költség vonatkozó árréssel növelt összegének 89,807 %-át (ami tükrözi a Luminus 10,193 %-os részesedését), amely a következő:

(136)

Belgium azt állítja, hogy az árrés-szintek összhangban vannak a Luminusszal kötött LTO partnerségi megállapodás keretében alkalmazott mértékekkel (amely maga is a szolgáltatások széles körére terjed ki, beleértve többek között az üzemeltetést és karbantartást). A harmadik félnek, a Luminusnak nyújtott hasonló szolgáltatásokra vonatkozó, 2003. június 26-án kötött és 2023. december 13-án újból megerősített eredeti megállapodás releváns referencia azon álláspont alátámasztására, hogy az üzemeltetési és karbantartási megállapodás a nukleáris műveletek szokásos piaci ár elvének megfelelő költségeit tükrözi. Belgium továbbá azzal érvel, hogy az Electrabel által viselt pénzügyi kockázatok nagyobbak, mint a Luminusszal kötött partnerségi megállapodásból eredőek, mivel az üzemeltetési és karbantartási megállapodás értelmében az Electrabel árrése csökken a költségek (nem indokolható) túllépése (azaz az Electrabel által javasolt és a felek által jóváhagyott költségvetésben nem szereplő költségek) esetén, továbbá az erőműnek a megcélzott mértéket meghaladó üzemszünete esetén.

(137)

Belgium továbbá azt állítja, hogy az üzemeltetési és karbantartási megállapodás előír bizonyos költségellenőrzéseket, többek között a BE-NUC azon jogát, hogy ellenőrizze az Electrabel által a szolgáltatások díjai és teljesítése tekintetében végzett számítást, és kérje az Electrabel által a kapcsolódó műszaki szolgáltatásokért felszámított árak referenciaértékekkel való összevetését.

(138)

Végezetül az LTO-blokkok (egyedüli) üzemeltetőjeként és az üzemeltetési és karbantartási megállapodás keretében a BE-NUC szolgáltatójaként az Electrabelt ösztönözni fogják az LTO-blokkok műszaki és gazdasági teljesítményének elérésére. Az üzemeltetési és karbantartási megállapodás értelmében különösen:

(139)

Következésképpen Belgium megállapítja, hogy az üzemeltetési és karbantartási megállapodás a felmerült költségek fedezésére korlátozódik, és hogy az üzemeltetési és karbantartási megállapodás pénzügyi feltételei a piaci feltételeket tükrözik.

(140)

Bár a BE-NUC lesz az LTO-blokkok által termelt villamos energia 89,807 %-ának műszaki tulajdonosa (a fennmaradó 10,193 % a Luminus tulajdonában lesz), e villamos energia tulajdonjogát átruházza az energiagazdálkodóra, aki a villamos energiát értékesíteni fogja (70). E célból a BE-NUC energiagazdálkodási szolgáltatásokról szóló megállapodást (EMSA) köt egy olyan partnerrel, amely megvásárolja a villamos energiát a BE-NUC-tól, és értékesíti azt.

(141)

Az EMSA meghatározza a legfontosabb feltételeket és a kockázatmegosztást, következésképpen részletesen meghatározza az ajánlattételi és kiegyenlítetlenségi stratégiát (BIS) és az energiaértékesítési vezető (EMSA-partner) ezzel kapcsolatos szerepét, a meghatározott paramétereken belül. Az EMSA keretében kijelölt EMSA-partner lesz az LTO-blokkok által termelt villamos energia BE-NUC-ra eső részének vevője és tulajdonosa, és egy előre meghatározott BIS hatálya alá tartozik. A BIS időről időre felülvizsgálható és módosítható a díjazási megállapodásban részletezett eljárás alapján. A belga kormány (BE-WATT) mint a díjazási megállapodásban részes fél előírhatja a BIS-t, amennyiben az megfelel a díjazási megállapodásban meghatározott BIS-feltételeknek. Az EMSA-partner tanácsadói szerepet tölt be az ügyben.

(142)

Annak érdekében, hogy az előállított villamos energia versenyképes és átlátható módon kerüljön a nagykereskedelmi villamosenergia-piacra, az Electrabel és a belga állam vállalta, hogy e szolgáltatásokra vonatkozóan közbeszerzési eljárást indít, biztosítva az átláthatóságot és a versenyt (lásd a 3.3.1.5.1. szakaszt). A közbeszerzési jog és az összes kapcsolódó szükséges biztosíték alkalmazandó a közbeszerzési eljárásra.

(143)

Belgium azt állítja, hogy a közbeszerzési eljárásra a közbeszerzésről szóló 2016. június 17-i belga törvénnyel és a közüzemi ágazatok közbeszerzéseiről szóló, 2017. június 18-i királyi rendelettel (71) összhangban, önkéntes alapon kerül sor.

(144)

Az EMSA-szerződést hirdetmény közzétételével induló tárgyalásos eljárás keretében ítélik oda (72), amely a közüzemi ágazatban szokásos eljárás. Az ajánlattételi felhívást az érintett belga (73) és uniós platformokon (74) tették közzé, lehetővé téve valamennyi potenciális pályázó számára, hogy részt vegyen a közbeszerzési eljárásban.

(145)

Tekintettel a közbeszerzési eljárás tárgyát képező szolgáltatás fontosságára és a verseny szempontjából mutatkozó érzékenységére, Belgium további rendelkezéseket és biztosítékokat vezetett be annak biztosítása érdekében, hogy az EMSA célkitűzései megvalósuljanak, és hogy a várt szolgáltatásokat megfelelően nyújtsák:

(146)

Ezenkívül Belgium azt állítja, hogy az ajánlat több kiválasztási szempontot is tartalmaz annak biztosítása érdekében, hogy az EMSA szabályos végrehajtásához szükséges szakmaiság és infrastruktúra feltételei minden ajánlattevő esetében teljesüljenek. Ezek a minősítési szempontok azonban a lehető legkisebb mértékre korlátozódnak, minden esetben a kívánt szolgáltatásokhoz szükséges követelményre vonatkoznak, hogy az ajánlat során biztosított legyen a maximális verseny.

(147)

Az eljárás megindításáról szóló határozat meghozatalakor a Bizottság rendelkezésére álló információkhoz képest Belgium további részletekkel szolgált a minősítési szempontokról. Az ajánlattevőnek (önállóan vagy az alábbiakban ismertetett első négy szempont esetében egy másik szervezet kapacitásaira támaszkodva):

(148)

Az EMSA-szerződés időtartama alatt többek között a következő feltételek vonatkoznak az EMSA-partnerre:

(149)

Ami a közbeszerzési eljárás időzítését illeti, Belgium azt állítja, hogy célja az eljárás kellő időben, legkésőbb 2025. május 15-ig történő lezárása annak érdekében, hogy az EMSA-partnernek elegendő idő álljon rendelkezésére a szükséges előkészületek megtételére az LTO-blokkok újraindítása előtt.

(150)

A pályáztatott szolgáltatások a villamosenergia-eszközökkel kapcsolatban többek között a következők: i. „határidős és realizált energiatermelő-eszközök képviseleti szolgáltatásai”, ii. „másnapi és napon belüli optimalizálási és üzemeltetési szolgáltatások”, iii. a piaci szabályozási kötelezettségekhez kapcsolódó szolgáltatások, iv. a belga TSO-k szerződtetéses szolgáltatásai, valamint v. kereskedés, piacra jutás és piacelemzés. Tekintettel a különböző felsorolt feladatok közötti kölcsönös függőségre, valamint arra a szokásos piaci gyakorlatra, hogy ezeket a szolgáltatásokat a működési hatékonyság biztosítása érdekében egyetlen kereskedelmi szerződésben egyesítik, ezeket a szolgáltatásokat egyetlen EMSA-szolgáltatásmeghatározásba fogják integrálni.

(151)

Belgium egyértelművé tette, hogy az EMSA-partner nem megbízottként vagy a BE-NUC nevében kereskedik, hanem a megvásárolt villamos energiát értékesíti, mivel annak a tulajdonosa. Emellett a különbözeti szerződés módosított kialakításában az EMSA-partner megkapja a gazdasági modulációkra vonatkozó döntéshozatali hatáskört annak érdekében, hogy ösztönözze a korlátozott számú moduláció hatékony felhasználását, és jobban reagáljon a piaci jelzésekre (lásd a (153) és az azt követő preambulumbekezdést).

(152)

Belgium azt állítja, hogy az EMSA-partner és a BE-NUC közötti elszámolás a másnapi piacon alapul a BE-NUC báziskockázatának korlátozása érdekében, mivel ez azt jelenti, hogy a BE-NUC kapja a kötési árat a BE-NUC egy olyan különbözeti szerződésen keresztül teljesített különbözet-kifizetésével együtt, ahol a piaci referenciaár a másnapi piaci ár (lásd a 3.3.1.3.2. szakaszt) (82). Belgium megerősíti, hogy az EMSA-partner szabadon kereskedhet a saját választása szerinti piacon, és nem köteles a másnapi piacon ajánlatot tenni.

(153)

Amint azt a 2.1. szakasz és a (109) preambulumbekezdés kifejti, mivel az LTO-blokkok ciklusonként 30 modulációra korlátozottak, és ezért nincs műszaki és szabályozási lehetőségük arra, hogy teljesítményüket bármikor módosítsák, az EMSA-partner díjazása módosult annak érdekében, hogy ösztönözzék a korlátozott számú engedélyezett modulációk lehető legjobb kihasználását. A módosított díjazási képlet nem csupán rögzített (a közbeszerzési eljárásban meghatározott) díjat, hanem változó díjat is tartalmaz (amely előre meghatározott képleten alapul, a modulációtól és a korrekciós kiegyenlítési kifizetéstől függően). Ez a díjazás az EMSA-partnert a negatív árak idején a modulációból származó potenciális bevételnövekedés egy részének teszi ki (továbbá adott esetben pozitív árak idején a modulációkból származó potenciális bevételcsökkenés egy részének), miközben az EMSA-partnert közvetlenül az egyensúlyhiánynak és a napon belüli költségeknek teszi ki, az alábbiak szerint. Ezért a változó díj a másnapi piacon modulációt kiváltó bevételnövekedés rögzített százalékos arányából („alfa”) és a napon belüli és kiegyensúlyozatlan költségek és bevételek differenciált százalékos arányából („béta”) áll, azaz a korrekciós kiegyenlítési kifizetésekből (amelyek a napon belüli moduláció aktiválásából eredő bevételnövekedést is magukban foglalhatják), ahol:

(154)

A 3. ábrában szereplő képlet a modulációk során a teljes volumenre vonatkozik, beleértve azt is, ha a modulációra pozitív árak esetén kerül sor (például a felfutási/leépítési időszakokban), és nem csak a negatív áridőszakokban (84). A változó díjat az EMSA keretében a BE-NUC fizeti, de ezeket a költségeket és/vagy bevételeket a díjazási megállapodás keretében továbbadja a BE-WATT-nak.

(155)

Belgium szerint a módosított díjazási képlet révén az EMSA-partnert többek között arra ösztönzik, hogy optimális módon, a másnapi és a napon belüli időtávon belül alkalmazza a gazdasági modulációt, és csökkentse a napon belüli és a kiegyenlítetlenségi költségeket. Belgium azt állítja, hogy az alfa- és béta paramétereket úgy választották ki, hogy megőrizzék a piac hatékony működését, elkerülve ugyanakkor a közbeszerzési eljárások kockázatkerülő résztvevőinek elrettentését.

(156)

A módosított díjazási képlet befolyásolja a közbeszerzési eljárásban részt vevők rögzített díjra vonatkozó ajánlattételi magatartását. Az ajánlattevők ajánlataikban figyelembe veszik a modulációból eredő várható költségeket (opciós érték), valamint a napon belüli és kiegyenlítő kifizetésekkel kapcsolatos költségeket és potenciális bevételeket. Belgium azt állítja, hogy a közbeszerzési dokumentáció kifejti a díjazási (ösztönző) szerkezetet, hogy a módosított díjazási képlet növekedési/csökkenési potenciálja átlátható legyen az ajánlattevők számára. Belgium értékelni fogja az EMSA-partner (módosított) díjazási képletének megfelelőségét, valamint a különböző piacokon kínált ösztönzők piaci megfelelőségét és hatékonyságát. Az értékelést legkésőbb a működés megkezdését követő két éven belül el kell végezni annak érdekében, hogy lehetővé váljon a szerződés időben történő felülvizsgálata vagy egy új közbeszerzési eljárás megszervezése, ami 3,5 év elteltével lehetséges (85). Annak érdekében azonban, hogy az EMSA-partner továbbra is megfelelő ösztönzőket kapjon, csak az alfa és a béta paraméterek felfelé történő módosítása lehetséges (86).

(157)

Belgium azzal érvel, hogy az EMSA szerinti díjazás kiigazítása összehangolja a gazdasági modulációra vonatkozó döntéshozatali hatáskörrel rendelkező EMSA-partner ösztönzőit (az üzemeltető végső döntésétől függően, pl. biztonsági vagy szabályozási aggályok esetén) a piaci jelzésekkel, ami eloszlatja a Bizottság ezzel kapcsolatos aggályait. Ugyanakkor az EMSA-partner megfelelő ösztönzőkkel rendelkezik ahhoz, hogy az egyensúlyért felelős félként rá háruló feladatot anélkül teljesítse, hogy teljes mértékben ki lenne téve a saját befolyásán kívül eső kiegyenlítetlenségeknek. Belgium továbbá azt állítja, hogy a BE-NUC, az atomerőmű-üzemeltető és az EMSA-partner között folyamatos és pontos információmegosztásra kerül sor (beleértve az LTO-blokkok rendelkezésre állására, műszaki kapacitásaira stb. vonatkozó, rendszeresen aktualizált információkat), hogy az EMSA-partner megalapozott gazdasági modulációs döntéseket hozhasson, amely így képes lesz a hatékony döntések meghozatalára.

(158)

Belgium azt is megerősíti, hogy a különbözeti szerződés részes fele (a BE-WATT) a jogszabályban előirányzottaknak megfelelően kockázatkezelési stratégiát fog kidolgozni nyitott pozíciójára vonatkozóan, és hogy annak végrehajtása hozzá fog járulni a határidős villamosenergia-piacok likviditásához (lásd a (99) preambulumbekezdést). A stratégia elfogadása a szabályozó javaslatától függ, amely tartalmazni fogja a stratégia érintett villamosenergia-piacokra gyakorolt hatásának értékelését.

(159)

Az EMSA-partnert elvben átlátható, nyílt és versenyeztetéses közbeszerzési eljárás útján választják ki (lásd a 3.3.1.5.1. szakaszt). Az Engie kereskedési egysége, a GEMS (Global Energy Management & Sales) – amely az Engie-csoportnak a nukleáris üzletágtól irányítási szempontból független üzletága, – is részt vehet a közbeszerzési eljárásban. A tisztességes eljárás biztosítása érdekében konkrét rendelkezéseket és intézkedéseket irányoztak elő arra az esetre, ha a GEMS részt vesz a közbeszerzési eljárásban.

(160)

Belgium azt állítja, hogy az esetleges összeférhetetlenségek hatékony azonosítása és megelőzése érdekében megfelelő intézkedéseket hoznak, fognak hozni és végrehajtani. Ezek az intézkedések a következőkben foglalhatók össze:

(161)

Amennyiben a közbeszerzési eljárás során nem sikerül megfelelő jelöltet kijelölni, pótmegoldásként és amennyiben az EMSA-t nem kötik meg kellő időben, azaz legkésőbb 2025. május 15-ig, ideiglenesen a GEMS látja el az EMSA szolgáltatásokat. Ezeket a szolgáltatásokat a felek által meghatározott feltételek szerint, korlátozott ideig fogja nyújtani annak érdekében, hogy a BE-NUC egy másik közbeszerzési eljárás keretében oda tudja ítélni az EMSA-t. Sikeres közbeszerzési eljárás esetén a sikeres pályázó átveszi az EMSA szolgáltatásainak teljesítését a GEMS-től, amint lejárt az az időszak, amelynek során a GEMS ezeket a szolgáltatásokat teljesítette. Az ismételt közbeszerzések száma nem korlátozott.

(162)

Belgium azzal érvel, hogy ez a megoldás szükséges és megfelelő a közszolgáltatás (az atomerőmű-blokkok által termelt villamos energia értékesítése) folytonosságának biztosításához, de ez a megoldás időben és a szükséges minimumra egyaránt szigorúan korlátozva van.

(163)

Következésképpen Belgium azt állítja, hogy biztosítani fogja, hogy a BE-NUC szigorúan kövesse a közbeszerzési jogszabályokat és elveket. A mindenre kiterjedő konzultációs folyamat további biztosítékokat nyújt ahhoz, hogy e szolgáltatások beszerzésére versenyeztetéses, átlátható, megkülönböztetésmentes és feltétel nélküli közbeszerzési eljárás keretében kerüljön sor. Belgium ezért úgy véli, hogy elkerülhető a piaclezárás és az Engie által folytatott egyéb lehetséges versenyellenes gyakorlatok kockázata, és hogy minden intézkedést és biztosítékot elfogadtak annak biztosítása érdekében, hogy független EMSA-partnert jelöljenek ki. A GEMS csak pótmegoldásként, ideiglenesen nyújtaná ezeket a szolgáltatásokat, ami a közszolgáltatás folytonosságának biztosításához szükséges és megfelelő.

(164)

Az ügylet részét képező két másik alintézkedés az Electrabel és a BE-NUC közötti adminisztratív szolgáltatási megállapodás (ASA), valamint egy olyan megállapodás, amely kártalanítási intézkedéseket ír elő a költségfedezeti veszteségek fedezésére abban az esetben, ha a megállapodást nem kötik meg. Ezeket az alintézkedéseket az eljárás megindításáról szóló határozat 3.3.10. és 3.3.11. szakasza ismerteti.

(165)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (121) preambulumbekezdésében kifejtettek szerint az EU-ban a radioaktív hulladékokra és a kiégett fűtőelemekre alkalmazandó jogi keret a következő két alapelven nyugszik: i. a „szennyező fizet” elv (87), és ii. a tagállamok végső felelőssége (beleértve a pénzügyi felelősséget is) a kiégett fűtőelemek és a radioaktív hulladékok felelős és biztonságos kezeléséért (beleértve a végleges elhelyezést is) (88).

(166)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat 3.4.2. szakasza kifejti, a jelenlegi belgiumi szabályozás értelmében az atomerőmű-üzemeltető pénzügyileg (a Synatom nukleáris céltartalékot biztosító vállalaton keresztül, valamint az EDF Belgiummal és a Luminus-szal [a továbbiakban: közreműködő vállalatok] együtt) és operatíve felel a hét atomerőmű leszereléséért, valamint a radioaktív hulladékok és kiégett fűtőelemek kondicionálásáért és kezeléséért, továbbá azok hosszú távú tárolásáért, az ONDRAF/NIRAS általi befogadásukat követően azok végleges elhelyezéséig. A kiégett fűtőelemekre és a leszerelési hulladékokra vonatkozó nukleáris céltartalékokat az Electrabel és a közreműködő vállalatok finanszírozzák, e céltartalékokat a Synatom kezeli, és azok egy független hatóság, a Nukleáris Céltartalék-bizottság (CPN/CNV) prudenciális ellenőrzése alatt állnak. Amint az az eljárás megindításáról szóló határozat (123)–(125) preambulumbekezdésében szerepel, Belgium azt állítja, hogy az Electrabel – i. az európai és a belga jogszabályokból, valamint ii. a végrehajtási megállapodás szerződéses kötelezettségeiből eredően – az LTO-blokkok egyedüli üzemeltetőjeként megtart bizonyos feladatokat, ezáltal tiszteletben tartja a „szennyező fizet” elvet.

(167)

Belgiumban a CPN/CNV és az ONDRAF/NIRAS a felügyeleti hatóságok:

(168)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (129) preambulumbekezdésében és 4. táblázatában említettek szerint a CPN/CNV legutóbbi, 2023. júliusi hároméves felülvizsgálata alapján a nukleáris kötelezettségekhez kapcsolódó céltartalékok jelenlegi teljes összege 18 225 millió EUR, amely a bontási tevékenységekre (8 122 millió EUR), a kiégett fűtőelemek kezelésére (9 070 millió EUR) és az üzemi hulladékokra (1 033 millió EUR) vonatkozó céltartalékokból áll (89).

(169)

Az LTO-projektről folytatott tárgyalások részeként az Engie és a belga állam megállapodott az atomenergia útján történő villamosenergia-termelésből származó radioaktívhulladék-termelők hosszú távú kötelezettségének felső határáról (a továbbiakban: hulladékplafon-megállapodás), az ezzel kapcsolatos bizonytalanság csökkentése érdekében (lásd az eljárás megindításáról szóló határozat 3.4.3. szakaszát). A „hulladékplafon” megállapodás előírja, hogy a kondicionált radioaktív hulladékok és kiégett fűtőelemek előállításával, tárolásával vagy tulajdonjogával kapcsolatos pénzügyi kötelezettségeket – a vonatkozó szerződéses átruházási kritériumok betartása mellett és azok teljesítését követően – a nukleáris létesítmény üzemeltetője (Electrabel) bizonyos átalányösszeg megfizetése ellenében a belga államra ruházza (90).

(170)

Ezt az átalányösszeget a nukleárishulladék-kategóriák szerint állapították meg. Az eljárás megindításáról szóló határozat (131) preambulumbekezdésében kifejtettek szerint a radioaktív nukleáris hulladék az ONDRAF/NIRAS korábbi radiológiai osztályozásával és a Nemzetközi Atomenergia-ügynökség (NAÜ) osztályozásával összhangban három kategóriába sorolható: A kategóriájú hulladék (kis vagy közepes radioaktivitású, rövid élettartamú hulladék), B kategóriájú hulladék (kis vagy közepes radioaktivitású, hosszú élettartamú hulladék) és C kategóriájú hulladék (nagy aktivitású rövid és hosszú élettartamú hulladék) és kiégett fűtőelemek.

(171)

A 13. táblázat az alábbiakban bemutatja a meglévő 18 225 millió EUR összegű céltartalék elosztását az Electrabel (8 410 millió EUR) és a belga kormány (9 815 millió EUR) között, a hulladékplafon-megállapodás szerint, és tartalmazza a hulladékkategória szerinti elosztást.

13. táblázat

A hulladékplafon-megállapodás bontása

(172)

A hulladékplafon-megállapodás elvei nem módosultak, és azokat az eljárás megindításáról szóló határozat (133) preambulumbekezdése ismerteti. Ezek a következőképpen foglalhatók össze:

(173)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat (107) preambulumbekezdésének a) pontja említi, 3.4.5.1. és 3.4.5.2. szakasza pedig részletesen kifejti, a 15 milliárd EUR maximált összeg megállapítása az atomerőmű-üzemeltető nukleáris céltartalékainak jelenlegi összegén (alapösszeg) és a kockázati prémiumon alapul. Belgium egyértelművé tette, hogy az alapösszeg már magában foglalja a bontással, a radioaktív hulladékok kezelésével és a kiégett fűtőelemek kezelésével kapcsolatban felmerülő váratlan eseményekre, bizonytalanságokra és egyéb kockázatokra vonatkozó tartalékokat. A maximált összegek kifizetésére vonatkozó rendelkezéseket az eljárás megindításáról szóló határozat 3.4.5.3. szakasza ismerteti, és azóta sem módosultak.

(174)

Belgium egyértelművé tette, hogy a belga államnak folyósítandó maximált összegek már tartalmazzák a nukleáris hulladékkal kapcsolatos valamennyi múltbeli és becsült jövőbeli kötelezettséget (az összes belga atomerőmű 2025-ös, eredeti jogszabály szerinti zárónapjáig). Ezért a belga erőművek által a jogszerű működésük során termelt vagy termelendő összes nukleáris hulladékot és kiégett fűtőelemet már figyelembe veszik a maximált összegekben.

(175)

Belgium azt is egyértelművé teszi, hogy a hulladék tényleges mennyisége csak akkor válik ismertté, ha a hulladékot kondicionálták és fizikailag átadták a belga államnak. A 15 milliárd EUR összegű átalány ezért csak az érintett hulladéknak a végrehajtási megállapodásban megállapított, előre meghatározott mennyiségét (mennyiségi jóváírást) fedezi. Ha az érintett hulladék tényleges mennyisége meghaladja a mennyiségi jóváírásokat, az Engie minden további mennyiségi jóváírás után mennyiség-kiigazítási díjat fizet (lásd az eljárás megindításáról szóló határozat (133) preambulumbekezdését).

(176)

Hasonlóképpen az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbításából származó összes üzemi hulladékot (LTO-hulladék) és kiégett fűtőelemeket (kiégett LTO-fűtőelem) a BE-NUC és a Luminus finanszírozza minden egyes többlethulladék-mennyiség tekintetében. Az LTO-hulladék és a kiégett LTO-fűtőelem minden egyes növekménye után két kifizetésre lesz szükség:

(177)

Belgium továbbá azt is egyértelművé teszi, hogy az aláírási pénzügyi modell figyelembe veszi az LTO-hulladék és a kiégett LTO-fűtőelemek kezelésének költségeit vagy a back-end költségeket, amelyek összeállításonként (2022-es értéken) mintegy 0,9 millió EUR-ra becsülhetők, amelyből összeállításonként mintegy 0,3 millió EUR a helyszíni tárolásra, összeállításonként mintegy 0,6 millió EUR pedig a kiégett fűtőelemek LTO hulladékmennyiség-kiigazítási díjra szolgál.

(178)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat 3.4.4. szakasza kifejti, Belgium létrehozta a Hedera nevű új sui generis közintézményt, amely kettős szerepet tölt be:

(179)

A Hedera által átvett hulladékplafon-összegeket biztosítani kell és be kell fektetni annak érdekében, hogy az átadott hulladék kezelésével kapcsolatos költségek esedékességkor történő kifizetéséhez szükséges megtérülés keletkezzen. A Hedera a CPN/CNV felügyeleti ellenőrzése alatt álló elkülönített alap, amely az erre a célra létrehozott nemzeti szerv, és kulcsszerepet játszik a pénzeszközök megfelelő kezelésének, ellenőrzésének és felhasználásának biztosításában és garantálásában (93). Ez tükröződik a Hedera kettős szerepében is, ami biztosítja, hogy: i. a kapott összegek biztosítva legyenek és a szükséges megtérülést generálják (94), valamint ii. a hulladék és a kiégett fűtőelemek kezelésének költségeit, valamint az átruházott kötelezettségeket megfelelően ellenőrizzék (95). Ezenkívül a pénzügyi forrásokat (a Hedera-törvény rendelkezéseinek megfelelően) kellő mértékben el kell különíteni a belga állam általános költségvetésétől annak érdekében, hogy azokat csak a hosszú távú tárolás és a végső tárolás költségeinek fedezésére használják fel, és nem használhatók fel más célokra vagy a jövőbeli költségvetési hiányok fedezésére.

(180)

Belgium azt állítja, hogy a hulladékplafon-megállapodás egyéb, azt kiegészítő kockázatcsökkentő intézkedéseket tartalmaz, beleértve a következőket:

(181)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat (172) preambulumbekezdése megjegyzi, Belgium elismeri, hogy a nukleáris hulladékra vonatkozó megállapodás pozitív hatással van az atomerőmű-üzemeltető kockázati profiljára, mivel nukleáris kötelezettségeinek jelentős részére a maximált összegek vonatkoznak, és hogy ez az eltérő kockázati profil indokolja és szükségessé teszi az intézkedéscsomag felülvizsgálatát az atomerőmű-üzemeltető pénzügyi helyzetének biztonsága és felügyelete érdekében: a Hedera részére történő 15 milliárd EUR-s átalányösszegű kifizetés indokolja az Electrabel nem európai eszközeinek az Electrabel általi elidegenítését (és annak CPN/CNV általi nyomon követést). Az Engie mint az Electrabel francia anyavállalata biztosítani fogja, hogy a belga állam és az Electrabel közötti megállapodás lezárásakor legalább 4 milliárd EUR értékű eszköz (2023. június 30-i sajáttőke-érték) maradjon az Electrabelben. Emellett az Engie első kérésre korlátlan és visszavonhatatlan anyavállalati garanciát nyújt i. az Electrabel leszerelési kötelezettségeire (amely magában foglalja annak kockázatát is, hogy a céltartalékok értéke nem elegendő), ii. a hulladékplafon alatti mennyiségi kockázatra és iii. a (jelenlegi vagy jövőbeli) Synatom-kölcsönök visszafizetésére.

(182)

Belgium úgy véli, hogy a nukleáris hulladékkal kapcsolatos átruházott kötelezettségek és az LTO-projektből eredő további leszerelési kötelezettségek nem biztosítanak gazdasági előnyt az Electrabel és a közreműködő vállalatok számára, mivel megfelelően tükrözik az állam által átvállalt későbbi költségingadozások kockázatát, és a kockázatátruházás olyan jellegű, hogy azt egy magánbefektető is vállalta volna.

(183)

Belgium azt állítja, hogy az atomerőmű-üzemeltető/Synatom által a hulladékplafon-megállapodás előtt összegyűjtött nukleáris céltartalékokat a bontási tevékenységekre (beleértve a bontási hulladékot is) vonatkozó 2,5 %-os diszkonttényező és a kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos valamennyi tevékenységre vonatkozó 3 %-os diszkonttényező alkalmazásával számították ki (a CPN/CNV által a 2022. végi hároméves felülvizsgálat során hozott döntésnek megfelelően).

(184)

Belgium egyértelművé teszi, hogy a céltartalékok kiszámításához két különböző diszkontrátát (bontási kontra a kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos kötelezettségek) az időtartam különbsége indokolja, és tükrözi a pénz időértékét (97).

(185)

A (198) preambulumbekezdésben említettek szerint a hulladékplafon-megállapodás csak az átadott nukleáris hulladékra és kiégett fűtőelemekre vonatkozó kötelezettségek belga államra történő átruházását vonja maga után, míg a leszerelési és bontási kötelezettségek továbbra is az atomerőmű-üzemeltetőt terhelik (kivéve az LTO-projekt által okozott diszszinergiákat, lásd a (199) preambulumbekezdést). Belgium ezért azzal érvel, hogy az átadott nukleáris hulladékkal és kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos kötelezettségek jelenértékének kiszámításához egyedi, 3 %-os diszkonttényezőt (1 %-os reálkamatláb + 2 %-os infláció) alkalmaztak annak figyelembevétele érdekében, hogy a nukleáris hulladékkal és a kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos kötelezettségek hosszabb időtartamra szólnak, mint a leszerelési kötelezettségek (lásd az eljárás megindításáról szóló határozat (148) preambulumbekezdését).

(186)

Belgium kikérte a CPN/CNV szakvéleményét a hulladékplafon kiszámításához alkalmazandó legmegfelelőbb diszkonttényezővel kapcsolatban (98). Az eljárás megindításáról szóló határozat (149) preambulumbekezdésében említettek szerint a CPN/CNV a nukleáris hulladékkal/leszereléssel és kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos kötelezettségekre vonatkozó diszkonttényező kiigazítását javasolta, kétlépcsős megközelítést alkalmazva, amely az első 30 évben a tényleges 30 éves 3,17 %-os OLO-kamatlábon alapuló diszkonttényező, valamint az azt követő 30 évre vonatkozó kockázatmentes OLO-kamatlábon alapuló becslésen alapuló 2,17 %-os diszkonttényező alkalmazásából áll.

(187)

Belgium emlékeztet arra, hogy a tárgyalási időszak hosszú volt (1,5 év), és hogy az egyetlen 3 %-os diszkonttényező kiválasztását az indokolta, hogy bizonyos fokú kiszámíthatóságot kellett biztosítani az Engie-vel folytatott tárgyalások során alkalmazott diszkonttényező tekintetében. Ennek az az oka, hogy a diszkonttényező közvetlen hatással van az átutalandó átalányösszeg kiszámítására. Belgium kifejti, hogy a CPN/CNV által a 2023. évi szakvéleményében használt módszertant később az Európai Biztosítás- és Foglalkoztatóinyugdíj-hatóság (EIOPA) (99) végső határidős kamatlábával (UFR) együtt alkalmazták annak utólagos megerősítéseként, hogy a 3 %-os diszkonttényező prudens hosszú távú kamatláb volt.

(188)

Először is, Belgium független tanácsadót kért fel, hogy számítsa ki a CPN/CNV kétlépcsős megközelítésével egyenértékű „egyetlen” diszkonttényezőt, a CPN/CNV által javasolt kockázatmentes kamatlábak, valamint különböző egyéb OLO-kamatlábak adatainak felhasználásával (100). Az elemzés azt mutatja, hogy a CPN/CNV által javasolt megközelítés különösen érzékeny a számításhoz figyelembe vett időszakra. A kétlépcsős megközelítés például a CPN/CNV által javasolt kockázatmentes kamatlábak alkalmazásával 2,8 %-os egyenértékű diszkonttényezőt, a CPN/CNV módszertanának az eljárás megindításáról szóló határozat időpontjában rendelkezésre álló OLO-kamatlábak alapján történő alkalmazása esetén 3,1 %-os, a végrehajtási megállapodás aláírásának időpontjában pedig 3,2 %-os egyenértékű kamatlábat eredményez. Amint azt a 14. táblázat is mutatja, a CPN/CNV által javasolt kétlépcsős megközelítés két egyenértékű diszkontrátát eredményez, 40 bázispontos különbséggel, két különböző időszakra, mindössze kilenc hónap eltéréssel.

(189)

Másodszor, a 14. táblázat a rátát az EIOPA végső határidős kamatlábával (UFR) is összeveti, mivel azt a precedensként szolgáló német ügyben (SA.45296 (101)) is alkalmazták, ahol a 4,58 %-os diszkonttényezőt arányosnak találták.

14. táblázat

A CPN egyenértékű kamatlába és az EIOPA-kamatláb alakulása a CPN 2023. márciusi szakvéleménye óta

(190)

Amint az a 14. táblázatból kitűnik, a megtartott 3 %-os diszkonttényező a következő tényezők között helyezkedik el:

(191)

Emellett a 3 %-os ráta konzervatívabbnak tűnik, mint a CPN/CNV javaslata és a végső határidős kamatláb a megállapodás aláírásakor és azt követően.

(192)

Belgium továbbá azt állítja, hogy a reálértéken 1 %-os diszkonttényező konzervatívnak tűnik ahhoz a megtérülési rátához képest, amelyre a Hedera megfelelő prudens eszköz-forrás gazdálkodási megközelítést alkalmazva számíthat. Összehasonlító példaként Belgium az EDF célzott eszközportfóliójára hivatkozik a hosszú távú nukleáris kötelezettségei biztonságos finanszírozásának biztosítása érdekében, amelyet az EDF 2023. évi egyetemes regisztrációs okmánya ismertet (103). Ezt a portfóliót eszköz-forrás megközelítés alapján kezelik, és diverzifikált eszközöket tartalmazó portfólióból áll, amely összehasonlítható a Hedera által kezelt hipotetikus portfólió leírásával, és ezért észszerűen feltételezhető a hasonló megtérülés.

(193)

Végezetül Belgium a hulladékplafon kiszámítása során 2 %-os tartós inflációs rátát feltételez, amely az Európai Központi Bank (EKB) kifejezett hosszú távú inflációs célja. Az EKB úgy véli, hogy a fogyasztói árindex (CPI) az infláció megfelelő mérőszáma. Az eljárás megindításáról szóló határozat (150) preambulumbekezdésének b) pontjában említettek szerint a CPN/CNV aggodalmát fejezte ki azzal kapcsolatban, hogy az atomerőművek építési költségeinek tényleges inflációja (az ABEX-index alapján) magasabb lehet, mint a fogyasztóiár-infláció. Belgium azzal érvel, hogy az EKB 2 %-os inflációs célértéke a hulladékplafon kiszámításánál az infláció megfelelő helyettesítője, a következő okok miatt:

(194)

A fent említett okok miatt Belgium úgy véli, hogy a 3 %-os diszkonttényező megfelelő és konzervatív ráta a hosszú lejáratú kötelezettségek diszkontálásához.

(195)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat (153) preambulumbekezdése megjegyzi, Belgium azt állítja, hogy a 9 815 millió EUR összegű alapösszeghez a fennmaradó bizonytalanságok fedezésére jelentős, 5 185 millió EUR összegű kiegészítő kockázati prémiumot adtak hozzá. Az eljárás megindításáról szóló határozat (154) preambulumbekezdésében foglaltak szerint a kockázati prémium az ONDRAF/NIRAS műszaki feljegyzésén (104) alapul, amely elemzi a radioaktív hulladékok és kiégett fűtőelemek kezelésével kapcsolatos pénzügyi felelősségnek a hét belga atomerőműről a belga államra történő átruházásával kapcsolatos bizonytalanságokat és kockázatokat (lásd az eljárás megindításáról szóló határozat 80. lábjegyzetét). Az eljárás megindításáról szóló határozat (156) preambulumbekezdésében foglaltak szerint Belgium azzal érvel, hogy az 52,83 %-os kockázati prémium megfelelő, és meghaladja a német ügyben (SA.45296 [lásd a 101. lábjegyzetet]) alkalmazott 35,47 %-os kockázati prémiumot.

(196)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (154) preambulumbekezdésében a kockázati prémiumra vonatkozóan meghatározott pontosítások mellett Belgium a hivatalos vizsgálat során részletesebben is kifejtette, hogy a kockázati prémiumot hogyan számították ki az ONDRAF/NIRAS műszaki feljegyzése alapján. A 15. táblázat a kockázati prémium részletes pontosítását és összetételét tartalmazza, amely 5 033 millió EUR-t és 5 133 millió EUR-t eredményezett alsó, illetve felső határként. A hulladékplafon-megállapodásról szóló tárgyalások részeként a kockázati prémiumot valamivel magasabb összegben, 5 185 millió EUR-ban állapították meg, így jön ki a 15 milliárd EUR átalányösszeg (lásd: 13. táblázat).

15. táblázat

A kockázati prémium részletes összetétele és számítása

(197)

Belgium azt állítja, hogy az ONDRAF/NIRAS műszaki feljegyzésében foglalt véleménye felsorolja a nukleáris kötelezettségek belga államra történő átruházásával kapcsolatos kockázatokat, amelyeket az ONDRAF/NIRAS szakértőinek segítségével hozzáadták a 2022. évi céltartalékképzési anyaghoz, hogy megbecsüljék az összes ismert kockázat fedezéséhez szükséges minimális kockázati prémiumot. Belgium ezért azzal érvel, hogy a hulladékplafon-megállapodásban szereplő kockázati prémium célja, hogy fedezze az ONDRAF/NIRAS feljegyzésben azonosított valamennyi „inkább kevésbé valószínű” kockázatot, valamint a tárgyalás során azonosított további kockázatokat, amelyek az Electrabellel és a szakértők véleményeivel való interakciókból származtak. Végezetül Belgium emlékeztet arra, hogy az ONDRAF/NIRAS szakértői részt vettek a hulladékplafon-megállapodásra irányuló tárgyalásokon, hogy segítsék a belga kormányt a 2023. márciusi műszaki feljegyzésükben foglalt ajánlásaik figyelembevételének mikéntjében.

(198)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (163) preambulumbekezdésében említettek szerint a nukleáris hulladékkal és kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos átruházott kötelezettségekkel ellentétben az atomerőmű-üzemeltető továbbra is kizárólagos felelősséggel tartozik a teljes nukleáris park leszereléséért és bontásáért (ahol a hozzájáruló vállalatok pénzügyileg hozzájárulnak a leszerelési és bontási költségekhez). A leszerelési és bontási kötelezettségeknek így nincs felső határa.

(199)

Az ügylet részeként azonban a belga állam vállalta a pénzügyi felelősséget „az LTO-projektből eredő további leszerelési kötelezettségekért” vagy „leszerelési diszszinergiákért”. A figyelembe vett két fő kategória az üzemeltetési szakasz utáni költségek (működési és projektköltségek), valamint a leszerelési és bontási költségek növekedése (működési, projekt- és beruházási költségek), amelyeket az LTO-projekt okoz. Az eljárás megindításáról szóló határozat 85. és 86. lábjegyzete példákat tartalmaz arra, hogy pontosan mit jelentenek ezek a leszerelési diszszinergiák. A „leszerelési diszszinergiák” végső összege az LTO-projekt által kifejtett hatás értékelésének eredménye, és nem fedezi a napi irányítással vagy a szokásos tevékenységekkel kapcsolatos működési költségeket. A „leszerelési diszszinergiák” végső összege az LTO-projekt által a különböző költség-alkategóriákra kifejtett hatás értékelésének eredménye, mivel két reaktor leszerelésének módosítása hatással van bizonyos beruházások adott időpontban történő tervezésére, megszervezésére, időzítésére és szükségességére (105). Sem a BE-NUC, sem a belga állam nem visel egyéb felelősséget a leszerelési kötelezettségekért.

(200)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat (168) preambulumbekezdése kifejti, mivel az Electrabel és a belga állam nem értett egyet a leszerelési diszszinergiák összegének mértékét illetően, a CPN/CNV-t bízták meg a döntés meghozatalával, és a végső összeg az eljárás megindításáról szóló határozat időpontjában még nem volt ismert. 2024. június 24-én a CPN/CNV (névértéken) [100–500] millió EUR összeget hagyott jóvá, és 2024. október 16-án a CPN/CNV értesítette Belgiumot és az Engie-t, hogy a fizetendő végső összeg 2024 végén [100–500] millió EUR-t tesz ki (106). A belga kormány által fizetendő leszerelési diszszinergiák összege rögzített átalányösszeg, amely nem növelhető abban az esetben, ha a többletköltségek a tervezettnél magasabbak; ha azonban az LTO-projekt nem a várakozásoknak megfelelően halad, a belga állam visszatérítést kap.

(201)

Belgium azt állítja, hogy a hulladékmegállapodás átfogó biztonsági csomagot is előirányoz annak biztosítása érdekében, hogy a „nem maximált nukleáris kötelezettségeket” egy gazdaságilag életképes atomerőmű-üzemeltető viselje:

(202)

Belgium azt állítja, hogy a hulladékmegállapodás az intézkedés többi részétől elkülönítve is értékelhető.

(203)

Először is, Belgium azt állítja, hogy a hulladékmegállapodás nemcsak az LTO-blokkokra vonatkozik, hanem mind a hét belgiumi atomreaktorra. A maximált mennyiségek alapját képező nukleáris rendelkezések figyelembe veszik a hét atomreaktor eredeti, jogszabály szerinti zárónapjáig meghozandó valamennyi nukleáris rendelkezést (lásd: 1. táblázat).

(204)

Másodszor, az eljárás megindításáról szóló határozat (170) preambulumbekezdésében említettek szerint az LTO-blokkok által az LTO-időszak során előállított üzemi hulladékkal és kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos költségeket az LTO-blokkok társtulajdonosai (a BE-NUC és a Luminus) fizetik, amelyek magukban foglalják az üzemi hulladék CTC-nek való megfelelésével járó költségeket, valamint az e további mennyiségekre vonatkozó mennyiség-kiigazítási díjat. Az Electrabel és a közreműködő vállalatok a radioaktív üzemi hulladékra vonatkozó céltartalékokat az alkalmazandó számviteli szabályoknak megfelelően állapítják meg. Ezek a többletköltségek tükröződnek az aláírási pénzügyi modellben, amelyen az LTO-projekt 1. komponensének pénzügyi támogatási intézkedései alapulnak, és ezért azokat az 1. komponens alintézkedéseinek kalibrálása során is figyelembe kell venni.

(205)

Harmadszor, továbbra is az atomerőmű-üzemeltető felelős mind a hét belgiumi atomreaktor leszereléséért és bontásáért. Ezek a költségek nem tükröződnek sem a hulladékmegállapodásban, sem az aláírási pénzügyi modellben. Egy kivétel van a leszerelési kötelezettségeknek (az LTO-blokkok és a nem LTO-blokkok esetében) az LTO-projektből eredő növekedésével kapcsolatban, amelyre vonatkozóan a CPN/CNV rögzített átalányösszeget állapított meg és hagyott jóvá, és amelyet a belga hatóságok egyszeri intézkedésként fognak kifizetni. E diszszinergiák összegét figyelembe vették az aláírási pénzügyi modellben.

(206)

Amint az az eljárás megindításáról szóló határozat 3.5. szakaszában szerepel, a belga állam és az Engie közötti megállapodás jogvédelmi rendelkezéseket is tartalmaz, amelyek meghatározzák a kockázatmegosztást bizonyos jövőbeli jogszabályi változások esetén. A Phoenix-törvény 4. fejezete biztosítja a jogalapot az Engie bizonyos jogszabály-módosításokkal szembeni védelméhez. A felek közötti, az érintett jogszabály-módosítások esetén fizetendő kártérítésekkel összefüggő kapcsolatra azonban kizárólag a végrehajtási megállapodás rendelkezései az irányadók.

(207)

Ezek az Engie-vel és az Electrabellel kötött rendelkezések előírják, hogy amennyiben a belga szövetségi kormány vagy a belga szövetségi parlament olyan új szabályokat fogad el, amelyek kifejezetten a belgiumi atomerőmű-üzemeltetőkre vagy az Electrabel nukleáris tevékenységeire vonatkoznak, és amelyek negatív hatással vannak az ügylet anyagi feltételeire, a belga állam kártalanítja az Engie-t (vagy az Engie csoport érintett vállalatát) az ennek következtében ténylegesen elszenvedett veszteségekért. Ideértendők azok a kifizetések is, amelyeket az Engie-nek e kártalanítással összefüggésben a Luminus részére kell teljesítenie. A belga joggal összhangban a felperesnek a követelést kell bizonyítania, míg a kártalanítás összegét bíróság vagy választottbírósági eljárás határozza meg. A belga bíróságok az illetékesek, de az UNCITRAL választottbírósági eljárás esetében kölcsönös választottbírósági lehetőség is létezik.

(208)

Ez a rendelkezés nem alkalmazandó, ha a jogszabály-módosítás az európai vagy nemzetközi jog átültetéséből ered, kivéve, ha a belga szövetségi kormány vagy a belga szövetségi parlament más (nemzetközi, szupranacionális, európai regionális, önkormányzati stb.) szinten ösztönözte, illetve aktívan előmozdította az átültetendő jog megalkotását és tartalmát, vagy ösztönözte, illetve aktívan előmozdította valamely bírósági határozat meghozatalát.

(209)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (180) preambulumbekezdésében foglaltak szerint Belgium azt állítja, hogy a Bizottság határozathozatali gyakorlata arra enged következtetni, hogy a jogszabályi változásokkal szembeni védelem állami támogatásnak minősülhet. Belgium e tekintetben a három másik belgiumi atomreaktor élettartamának meghosszabbításáról szóló bizottsági határozatra hivatkozik, amelyben a Bizottság megvizsgálta a belga állam és az atomerőművek tulajdonosai között létrejött megállapodásokban foglalt kártalanítási záradékokat. Következésképpen Belgium megállapítja, hogy a belga állam és az Engie közötti jogvédelmi megállapodás szelektív gazdasági előnyt biztosíthat az Engie számára.

(210)

Belgium azt állítja, hogy a két atomreaktor élettartamának meghosszabbítása sajátos támogatási csomagot igényel, tekintettel az atomenergia sajátos gazdasági helyzetére és sajátos kockázati profiljára.

(211)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat (22) preambulumbekezdése megjegyzi, az Electrabel az LTO-ra vonatkozóan nem képzett tartalékot, mivel 2022 márciusáig az a terv volt érvényben, hogy valamennyi belga nukleáris eszközt az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvényt követően – legkésőbb 2025-ig – leállítanak. A Doel 4 és a Tihange 3 élettartamának meghosszabbításáról szóló határozatot követően sürgősen szükség volt az LTO-blokkok felújítására. Tekintettel a szoros ütemtervre, valamint az üzemanyag és más szükséges alkatrészek elmúlt években megnövekedett költségeire, az LTO-projekt beruházási költségeivel kapcsolatos bizonytalanságok jelentősek.

(212)

A belga hatóságok olyan alternatív támogatási mechanizmusokat vizsgáltak meg, mint például a nukleáris technológia részvétele a belga kapacitásmechanizmusban, a rögzített betáplálási felár, az egyirányú különbözeti szerződés vagy a RAB-modell.

(213)

A belga hatóságok szerint a 3.1. szakaszban említett piaci hiányosságok miatt ezeket az alternatívákat a következő okokból az LTO-projekt támogatására kevésbé megfelelőnek minősítették:

(214)

Belgium azt állítja, hogy a kétirányú különbözeti szerződés a támogatási csomag többi alintézkedésével együtt az alternatív díjazási támogatási mechanizmusokhoz képest alacsonyabb fogyasztói költségek mellett biztosítja a szükséges támogatást.

(215)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (181) preambulumbekezdésében említettek szerint a bejelentett intézkedés végső kedvezményezettjei a következők: i. az Engie mint az Electrabel anyavállalata, amely az LTO-blokkok egyedüli üzemeltetője és társtulajdonosa (89,807 %), és közvetlenül részes fele a belga kormánnyal kötött végrehajtási megállapodásnak, valamint ii. az EDF S.A. (EDF) mint a Luminus legfelső szintű anyavállalata, amely az LTO-blokkok társtulajdonosa (10,193 %) és a közreműködő vállalatok része, továbbá mint az EDF Belgium anyavállalata, a közreműködő vállalatok részeként. A Bizottság nem talált okot arra, hogy a hivatalos vizsgálat során megváltoztassa a fő kedvezményezettekkel kapcsolatos értékelését.

(216)

A Bizottság azonban egyetért Belgium álláspontjával az intézkedés 1. komponense kedvezményezettjeinek azonosítása tekintetében. Belgium az eljárás megindításáról szóló határozathoz fűzött észrevételeiben különösen azzal érvelt, hogy a különbözeti szerződés, az SDC-kölcsönök, az MOCP és a WCF közvetlen kedvezményezettje a BE-NUC (a belga állam és az Electrabel közös vállalkozása) és a Luminus, nem pedig az Electrabel és a Luminus. Az Electrabel mint a BE-NUC részvényese és az LTO-blokkok jelenlegi társtulajdonosa mindazonáltal szintén az 1. komponens ezen alintézkedései fontos kedvezményezettjének tekinthető. Ami az 1. komponenshez tartozó többi alintézkedést illeti, amelyek az LTO-blokkok üzemeltetéséhez és karbantartásához nyújtanak támogatást, az Electrabel atomerőmű-üzemeltetőként és a belga állammal együtt a BE-NUC részvényeseként közvetlen kedvezményezett, míg a Luminus közvetett kedvezményezett az LTO-blokkok társtulajdonosaként. A támogatás fogalmáról szóló bizottsági közlemény 115. és 116. pontja értelmében olyan vállalkozások is előnybe hozhatók, amelyek nem részesülnek közvetlenül állami forrásokból (közvetett előny). A Luminus az LTO-projekttel összefüggő működési és fizetésképtelenségi kockázatok csökkentése révén részesül az 1. komponens szerinti alintézkedések kombinációjából, anélkül, hogy maga is közvetlenül részt venne ezekben az alintézkedésekben. Ezért úgy tekinthető, hogy a Luminus közvetett előnyhöz jut ezekből az alintézkedésekből. Ez a közvetett előny nem vonatkozik az EMSA-ra, mivel a Luminus az LTO-blokkok által termelt villamos energia rá eső részének tulajdonosa, és önállóan fogja irányítani a villamos energia értékesítését, sem pedig az Electrabel és a BE-NUC között kötendő adminisztratív szolgáltatási megállapodásra (ASA).

(217)

Ami a bejelentett intézkedés 2. komponensét illeti, a nukleáris hulladékkal és a kiégett fűtőelemekkel kapcsolatos kötelezettségek átruházása és a leszerelési kötelezettségekről szóló megállapodás az atomerőmű-üzemeltető, az Electrabel, valamint a Luminus és az EDF Belgium mint közreműködő vállalatok javát szolgálja, amelyek az atomerőmű-üzemeltetővel együtt pénzügyileg felelősek a nukleáris hulladékkal és a leszereléssel kapcsolatos kötelezettségekért.

(218)

A bejelentett intézkedés 3. komponensét illetően a jogvédelem gondoskodik arról, hogy a belga állam által elfogadott egyoldalú intézkedések, amelyek kifejezetten érintik a belgiumi atomerőmű-blokkok üzemeltetőit vagy rájuk vonatkoznak, és hátrányosan módosítják az ügylet lényeges feltételeit, kártalanításhoz való jogot keletkeztetnek. Ezért a közvetlen kedvezményezettek az Engie mint az Electrabel anyavállalata, a belgiumi atomreaktorok üzemeltetője (és társtulajdonosa), valamint a BE-NUC. Az 1. komponens egyes alintézkedéseihez hasonlóan, bár a Luminus közvetlenül nem érintett a 3. komponens jogvédelmi intézkedéseiben, közvetett előnyhöz jut, így az LTO-projektet érintő jogi változások esetén szintén kártalanításban részesül (lásd a 3.3.3. szakaszt). Ezért a Luminus az intézkedés 3. komponensének közvetett kedvezményezettje.

(219)

Amint azt az eljárás megindításáról szóló határozat 3.7. szakasza kifejti, az LTO-projekt számos jogszabályi változtatást igényel, amelyeket e szakasz foglal össze.

(220)

2003 óta az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvény szervezi meg az atomenergiával történő villamosenergia-termelés fokozatos kivezetését Belgiumban, amelyet már háromszor módosítottak annak érdekében, hogy lehetővé tegye a Tihange 1, a Doel 1 és a Doel 2 élettartamának meghosszabbítását.

(221)

A Doel 4 és Tihange 3 élettartamának tíz évvel történő meghosszabbításához az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvény újabb módosítása szükséges. A módosításokat a parlament 2024. április 18-i plenáris ülésén jóváhagyott, a király által 2024. április 26-án aláírt és a belga hivatalos közlönyben 2024. június 5-én közzétett, az atomenergia fokozatos kivezetéséről szóló törvényt módosító törvény hajtotta végre.

(222)

A 2011/92/EU európai parlamenti és tanácsi irányelvvel (107), a 92/43/EGK tanácsi irányelvvel (108) és a 2009/147/EK európai parlamenti és tanácsi irányelvvel (109) összhangban Belgium azt állítja, hogy határokon átnyúló konzultációkkal kiegészített környezeti hatásvizsgálatra (110) van szükség, és azt el is végezték.

(223)

Az LTO-projekt különböző elemeit az energiaágazat ellátásbiztonságának garantálásáról és az atomenergia-ágazat reformjáról szóló külön törvény, más néven a „Phoenix-törvény” révén hajtják végre. A Phoenix-törvény különböző fejezeteinek részletes leírását az eljárás megindításáról szóló határozat (191) preambulumbekezdése tartalmazza. A Phoenix-törvényt a parlament a 2024. április 18-i plenáris ülésén hagyta jóvá, és a király 2024. április 26-án írta alá. 2024. június 5-én jelent meg a belga hivatalos közlönyben.

(224)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (193) preambulumbekezdésében említettek szerint a belga állam a következő két új állami szervet hozta létre, amelyek bizonyos feladatokat fognak ellátni az LTO-projekttel kapcsolatban:

(225)

A BE-WATT törvényt és a Hedera-törvényt a parlament a 2024. április 18-i plenáris ülésén hagyta jóvá, a király pedig 2024. április 26-án írta alá. 2024. június 5-én jelentek meg a belga hivatalos közlönyben.

(226)

Először is, az engedélyekről szóló királyi rendelet a nukleáris hulladékot kondicionáló létesítmények engedélyezését szabályozza. Ezt a királyi rendeletet módosították, hogy lehetővé tegyék a nukleáris hulladékot a szerződéses átruházási kritériumokkal összhangban kondicionáló létesítmények engedélyezését. Külön kategória kerül bevezetésre az olyan kondicionáló létesítményekre vonatkozó engedélyek esetében, amelyek a kondicionálást a szerződéses átruházási kritériumoknak megfelelően végzik. 2024. július 11-én fogadták el, és 2024. július 15-én jelent meg a belga hivatalos közlönyben.

(227)

Másodszor, a szerződéses átruházási kritériumokról szóló királyi rendelet meghatározza a szerződés szerinti átruházás kritériumait és a hulladékcsomag kategorizálását, valamint a mennyiségi jóváírás felhasználásának módját. 2024. július 11-én fogadták el, és 2024. július 15-én jelent meg a belga hivatalos közlönyben.

(228)

Belgium az LTO-projekt teljes finanszírozási szükségleteit az általános állami költségvetésből fogja finanszírozni, beleértve a kétoldalú különbözeti szerződésből eredő esetleges visszafizetéseket is.

(229)

Az eljárás megindításáról szóló határozat (200) preambulumbekezdésében foglaltak szerint Belgium becslése szerint az LTO-projekt CAPEX-költségei [2–2,5] milliárd EUR-t tesznek ki, az élettartam alatti teljes működési költség pedig [7 000–8 000] millió EUR.

(230)

A belga állami költségvetésre gyakorolt nettó hatás kettős: egyfelől a közös vállalkozásnak nyújtott 24,7 millió EUR összegű tőke-hozzájárulással, másfelől pedig az intézkedéseknek a díjazási megállapodásban részes fél által fizetendő nettó költségével. Belgium azt állítja, hogy a várható költségvetési kiadások nemcsak a költség-előrejelzésektől függnek, hanem az energiapiaci árakra/bevételekre vonatkozó előrejelzésektől is, mivel az LTO-projektet a piaci bevételek, a különbözeti szerződés szerinti különbözeti kifizetések, a minimális OPEX és tőkekifizetések, valamint az SDC-kölcsönök kombinációjából fogják finanszírozni.

(231)

Az aláírási pénzügyi modell alapeseti előrejelzése szerint a projekt időtartama alatt a díjazási megállapodásban részes fél [0–500] millió EUR teljes nettó nominális összeget kap.

(232)

Ha azonban a villamosenergia-árak az alacsonyabb előrejelzés szerint alakulnának, az intézkedés belga kormányra háruló költsége a különbözeti szerződés szerinti magasabb kifizetések miatt [4 000–4 500] millió EUR-val növekedne. Olyan váratlan esemény esetén, amikor a két atomerőmű közül egyik sem elérhető, a díjazási megállapodásban részes fél minden évnyi üzemszünet után [500–1 000] millió EUR összegű kiegészítő támogatás nyújtásának is ki lenne téve. Az alacsony villamosenergia-árak negatív forgatókönyve és egy 12 hónapos üzemszünet esetén a díjazási megállapodásban részes félnek a projekt időtartama alatt összesen [4 000–4 500] millió EUR nettó (névleges) összeget kellene biztosítania, azaz az intézkedés költségvetése megközelítené a teljes tőke- és működési költség [40–50] %-át.

(233)

Belgium megerősíti, hogy az intézkedés nem halmozható az LTO-projekt keretében felmerülő azonos költségek fedezésére kapott egyéb támogatással. Belgium azt állítja, hogy a tervek szerint az állami költségvetésen kívül semmilyen más forrást nem vonnak be az LTO-projekt finanszírozásába, és megerősíti, hogy nem fognak uniós forrásokat bevonni.

(234)

A Bizottság 2024. július 22-én fogadta el az eljárás megindításáról szóló határozatot. A Bizottság arra az előzetes álláspontra jutott, hogy az intézkedés állami támogatásnak minősül, és az EUMSZ 107. cikke (3) bekezdésének c) pontja alapján kétségeket fogalmazott meg az intézkedés belső piaccal való összeegyeztethetőségét illetően. Az eljárás megindításáról szóló határozatban a Bizottság kétségeit fejezte ki a támogatás szükségességét, megfelelőségét és arányosságát, az uniós jog megsértésének mellőzését, valamint a verseny és a kereskedelem esetleges indokolatlan torzulását illetően.

(235)

Először is, ami a támogatás szükségességét illeti, a Bizottság kétségeit fejezte ki az 1. komponenshez tartozó pénzügyi támogatási intézkedéseket illetően. Bár a Bizottság elismeri, hogy a jövőbeli villamosenergia-piaci árakkal kapcsolatos bizonytalanságok miatt szükség lehet arra, hogy az atomerőmű-üzemeltető és az atomreaktorok tulajdonosai stabil bevételi forrással rendelkezzenek, a Bizottság megkérdőjelezte, hogy szükség van-e a kétirányú különbözeti szerződésen felül kiegészítő pénzügyi támogatási intézkedésekre. A Bizottságnak különösen a következőkkel kapcsolatban merültek fel kétségei: egy olyan közös vállalkozás létrehozása, amelyben a belga kormány részvényes lesz, minimális OPEX és tőkekifizetés, valamint az SDC-kölcsönök.

(236)

Másodszor, ami a támogatás megfelelőségét illeti, a Bizottság ismételten kétségeit fejezte ki az 1. komponenshez tartozó pénzügyi támogatási intézkedéseket illetően. A Bizottság tovább akarta vizsgálni a kétirányú különbözeti szerződés Belgium által javasolt kialakítását, mivel úgy tűnt, hogy az nem tartalmazott megfelelő ösztönzőket ahhoz, hogy reagáljon a piaci körülményekre és a karbantartást a leghatékonyabb módon ütemezze be (beleértve a másnapi piaci árnak piaci referenciaárként való használatát a különbözeti szerződésben). Ezenkívül a Bizottság megkérdőjelezte, hogy a díjazási intézkedések kombinációja nem mentesíti-e a kedvezményezetteket a piaci és működési kockázatokból vállalt túl nagy részesedés alól.

(237)

Harmadszor, ami a támogatás arányosságát illeti, a Bizottság kétségeit fejezte ki több pénzügyi díjazási intézkedés (többek között az SDC-kölcsönök és az MOCP) arányosságát illetően. A Bizottság megítélése szerint ezeket az intézkedéseket kétirányú különbözeti szerződéssel kombinálják, és a tervek szerint el kell érniük a 7 %-os megtérülési célértéket, amely csak magukra az intézkedésekre és az általuk nyújtott kockázatcsökkentésre tekintettel értékelhető. A Bizottság ezért úgy ítélte meg, hogy az eljárás megindításáról szóló határozat meghozatalakor nem tudta in abstracto értékelni a megtérülési célérték arányosságát, és arra a következtetésre jutott, hogy az arányossági értékelés csak az intézkedések megfelelőségének értékelése után következhet. Ezenkívül a Bizottságnak kétségei merültek fel a nukleáris hulladékra és kiégett fűtőelemekre vonatkozó kötelezettségek átruházásáért fizetendő 15 milliárd EUR átalányösszeg (különösen az alkalmazott diszkontráta és a kockázati prémium nagysága), valamint az LTO-projektből eredő (az eljárás megindításáról szóló határozat időpontjában még nem ismert) további leszerelési kötelezettségek összegének megállapítását illetően.

(238)

Végezetül a Bizottság megkérdőjelezte, hogy a különbözeti szerződés nem megfelelő kialakítása és az összes pénzügyi támogatási intézkedés halmozása nem vezethet-e indokolatlan piaci torzulásokhoz. Emellett a Bizottságnak további bizonyosságra volt szüksége az EMSA keretében a piacon az LTO-blokkok teljesítményét értékesítő szervezet kilétével és függetlenségével kapcsolatban.

(239)

Belgium 2024. augusztus 22-én küldte meg az eljárás megindításáról szóló határozatra adott válaszát. Belgium beadványa további független elemzéseket tartalmazott, amelyeket a Compass Lexecon készített a különbözeti szerződés kialakításáról, az SDC-kölcsönökről és az MOCP-ről (amelyeket augusztus 22-én nyújtottak be), valamint a (2024. augusztus 30-án rendelkezésre bocsátott) hulladékplafonról, válaszul a Bizottságnak az eljárás megindításáról szóló határozatban a pénzügyi támogatási intézkedéscsomag (a támogatási intézkedés 1. komponense) szükségességére, megfelelőségére és arányosságára, a hulladékmegállapodás arányosságára (a támogatási intézkedés 2. komponense), a különbözeti szerződés kialakításának az uniós jognak való megfelelésére, valamint a verseny és a kereskedelem esetleges indokolatlan torzulásaira vonatkozó kétségeire.

(240)

Belgiumnak az eljárás megindításáról szóló határozatra adott válasza az eljárás megindításáról szóló határozatban ismertetett eredeti intézkedést (LTO-projekt) tárgyalja. A jelenlegi intézkedés (amelyet a Bizottság által az eljárás megindításáról szóló határozatban felvetett kétségek eloszlatása érdekében vezettek be) az eredeti intézkedéshez képest változtatásokat tartalmaz, amelyeket e határozat 3. szakasza részletesen ismertet.

(241)

A Belgium által felhozott érveket az alábbiakban ismertetjük részletesebben.

(242)

Belgium egyetértett a Bizottsággal abban, hogy a piackonform ösztönzők előmozdítása és az esetleges indokolatlan torzulások minimalizálása alapvető fontosságú a támogatási mechanizmusok kialakítása szempontjából.

(243)

Belgium a Compass Lexecon által készített független kiegészítő gazdasági elemzésre (111) támaszkodva azt állítja, hogy az LTO-blokkok műszaki, szabályozási és gazdasági korlátai (lásd még a 2.1. szakaszt) befolyásolják a különbözeti szerződés kialakításának megvalósíthatóságát és megfelelőségét. Belgium főként azzal érvelt, hogy ha gazdasági ösztönzőkkel mozdítják elő az atomerőmű-üzemeltető piaci körülményekre való reagálását olyan helyzetekben, amikor annak korlátozott a reagálási képessége, az az optimálistól elmaradó módon oszthatja fel a kockázatokat, és a mérséklés lehetősége nélkül növelheti a jövőbeli bevételek bizonytalanságát. Ezért ha a kedvezményezett a működési díjak révén nem kezelhető magasabb kockázatokkal szembesül, az a program beruházási és gazdasági kiegyensúlyozatlanságának romlását eredményezheti (pl. magasabb belső megtérülési rátát tehet szükségessé). Az ebből eredő, a támogatási költségekre gyakorolt várható hatást ezért egyensúlyba kell hozni azokkal a költségekkel, amelyek a díjazási megállapodásban részes fél számára a közvetlen kockázatviseléssel járnak.

(244)

Belgium továbbá azzal érvel, hogy az LTO-blokkok kereskedői üzemeltetése és a kapcsolódó ajánlattételi döntések képezik a különbözeti szerződés kialakításának gazdasági referenciaértékét, amely garantálja a piackonform magatartást.

(245)

A szóban forgó ügyben Belgium emlékeztet arra, hogy a különböző műszaki és működési korlátok erősen korlátozzák a karbantartási ütemterv módosítására és a modulációra rendelkezésre álló mozgásteret, és ezáltal a megnövekedett gazdasági ösztönzőkhöz kapcsolódó értékteremtési potenciált:

(246)

Belgium azzal érvelt, hogy tekintettel az LTO-blokkok működési és biztonsági korlátaira, az alábbiakban részletezett egyes alternatív különbözetiszerződés-kialakítások nem osztanák fel a kockázatokat és nem ösztönöznék hatékonyabban a piackonform magatartást, mint a javasolt kialakítás. Belgium különösen azt állította, hogy egyes esetekben a hosszú távú referenciaárak és a referenciamennyiség használata segítheti elő a hatékony teherelosztási/üzemeltetési döntéseket, mivel a különbözeti szerződés szerinti kifizetéseket leválasztja a rögzített piaci árról. Ez azonban a szóban forgó esetben nem feltétlenül megfelelő, tekintettel az LTO-blokkok üzemeltetési korlátaira és az LTO-munkálatok időszakában jellemző sajátos elérhetőségi mintára, az alábbiak szerint:

(247)

Belgium szerint a különbözeti szerződés kiválasztott kialakítása az egyedi megállapodásaival (az MPRA-val és a modulációs rendszerrel) együtt arra irányult, hogy egyensúlyt teremtsen a piaci kockázatnak való kitettség és a működési ösztönzők között mind a beruházások, mind a rövid távú piaci hatékonyság támogatása érdekében. Ösztönzi a piaci jelzésekre időben történő reagálást anélkül, hogy szükségtelen komplexitást váltana ki, és összhangban van az LTO-blokkok műszaki és szabályozási korlátaival. Belgium e tekintetben a következőkre hivatkozott:

(248)

A fent ismertetett okok miatt Belgium arra a következtetésre jutott, hogy a Bizottságnak az eljárás megindításáról szóló határozatban a különbözeti szerződés kialakításának megfelelőségével kapcsolatban megfogalmazott aggályai megalapozatlanok.

(249)

A hivatalos vizsgálat során azonban Belgium úgy határozott, hogy a piackonform ösztönzők megerősítése és a piaci fejlemények figyelembevétele érdekében módosítja a különbözeti szerződés kialakítását és az MPRA-mechanizmust.

(250)

Az Electrabel és a belga állam egy 50–50 %-os közös vállalkozás létrehozását tervezi, amely rendelkezik az LTO-blokkok folyamatos működését lehetővé tevő megfelelő eszközökkel.

(251)

Belgium azt állította, hogy ez a megközelítés lehetővé teszi a belga állam számára, hogy közös irányítást gyakoroljon a projektvállalat felett, mivel a két részvényes egyenlő feltételek mellett, részvényesként pedig azonos szintű (a szokásos részvényesi kockázatnak és finanszírozásnak megfelelő) kockázat és díjazás (főként osztalékfizetés) mellett lép be a közös vállalkozásba. Lehetővé teszi továbbá a belga állam számára, hogy bizonyos mértékű tulajdonjogot tartson fenn a kritikus infrastruktúrákban.

(252)

Belgium kifejtette, hogy ha a BE-NUC bevételei nem elegendőek az LTO-blokkok üzemeltetéséhez szükséges költségek (az üzemeltetési és karbantartási megállapodás költségei, valamint egyéb üzemeltetési, üzemanyag- és karbantartási CAPEX költségek) fedezésére, akkor a belga állam mint a díjazási megállapodásban részes fél köteles a különbözetet kifizetni a BE-NUC (és a Luminus) részére. A BE-NUC-nak e tekintetben éves adategyeztetési jelentést kell benyújtania. A minimális Opex-kifizetés célja, hogy a BE-NUC hosszú távú életképességének és fizetőképességének megőrzése érdekében elegendő pénzeszközt biztosítson e költségek fedezéséhez. Emellett a díjazási megállapodásban részes fél tőkekifizetést fog nyújtani, amely az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbítása során felmerülő amortizált tőkeköltségekkel összefüggésben a befektetett tőke 50 %-os költségvédelméből áll. Mind a minimális Opex, mind a tőkekifizetés MOCP-nek minősül, és az LTO újraindításának időpontjától alkalmazandó.

(253)

Belgium kifejtette, hogy 2025. július 1-jei hatállyal a BE-NUC és a Luminus számára is lehívható eszközöket bocsát rendelkezésre annak érdekében, hogy finanszírozza a díjazási megállapodás 3.2. pontjának A. alpontja („SDC-kölcsönök beszerzése”) szerinti, bizonyos leállási időszakokban felmerülő üzemeltetési és karbantartási költségeket. Konkrétan, a belga állam a BE-NUC-nak és a Luminusnak nyújtandó kiegészítő tőke helyett maximált kamatlábú és meghatározott törlesztési ütemterv szerint visszafizetendő SDC-kölcsönöket nyújt két részletben történő finanszírozáshoz:

(254)

Belgium kifejtette, hogy az MOCP olyan, nagy hatású kockázatokat kezel, amelyek az üzemeltetési szakaszban okoznak veszteségeket. Az SDC-kölcsönökkel együtt az újraindítást megelőző szakaszban ezek az intézkedések elengedhetetlenek annak biztosításához, hogy a projekt elegendő pénzforgalmat generáljon az atomerőmű-üzemeltető kifizetéséhez és a hosszú távú működési életképesség fenntartásához. Belgium azzal érvel, hogy ezen intézkedések nélkül az atomerőmű csődbe kerülhet olyan, hosszan tartó leállások vagy szabályozási (politikai) változások bekövetkezése esetén, amelyek üzemszünetet eredményeznek.

(255)

Ezen állítások további alátámasztása érdekében Belgium a következő észrevételeket nyújtotta be, amelyeket a Compass Lexecon által készített független elemzés (112) támasztott alá:

(256)

Belgium ezért arra a következtetésre jutott, hogy az MOCP és az SDC-kölcsönök megfelelőek és arányosak:

(257)

A hivatalos vizsgálati eljárást követően Belgium úgy határozott, hogy legfeljebb 2 milliárd EUR összegű felső határt vezet be az MOCP-kifizetésekre vonatkozóan, élve a díjazási megállapodás szerinti felmondási jogával (jogaival), kivéve, ha a belga állam elemzése azt mutatja, hogy az ilyen felmondás hátrányosan érintheti Belgium ellátásbiztonságát és/vagy a felmondás pénzügyi szempontból nem lenne megfelelő. További részletekért lásd a 3.3.1.3.3. szakaszt.

(258)

Belgium szerint a belga állam és az Electrabel mint részvényesek megállapodnak abban, hogy a BE-NUC finanszírozási szükségletéből rájuk eső arányos részt vagy a váratlan finanszírozási hiányokat finanszírozzák (amennyiben ezek olyan költségeket és kiadásokat érintenek, amelyeket nem finanszíroznak más mechanizmusok, mint például a BE-NUC-bevételek, a díjazási megállapodás keretében a BE-NUC-nak fizetett különbözeti kifizetések, az SDC-kölcsön stb., biztosítva, hogy a költségeket ne fedezzék kétszer).

(259)

Belgium kifejtette, hogy az Electrabel és a belga állam egyéni és azonos megállapodásokat kötött a BE-NUC-kal a részvényesi kölcsönökre vonatkozóan. A kamatlábakat nem rögzítették, de a részvényesi kölcsönről szóló megállapodások úgy rendelkeznek, hogy minden egyes részvényesi kölcsönt piaci kamatlábak mellett nyújtják, amelyeket a BE-NUC igazgatótanácsa határoz meg a részvényesi megállapodással összhangban, figyelembe véve az aktuális piaci kamatlábakat és bármely hasonló, harmadik fél által nyújtott, az adott időpontban elérhető hitelfinanszírozást. Az összegek törlesztési feltételei és a kamatlábak azonosak.

(260)

Belgium kifejtette, hogy a WCF az LTO-blokkok működéséből eredő működőtőke-szükséglet finanszírozását szolgálja. A BE-NUC akkor hívhatja le a WCF-et, ha a pénzbeáramlásai és -kiáramlásai közötti különbözet kisebb, mint a következő kiadási időszakra vonatkozóan a díjazási megállapodásban meghatározott becsült operatív kiadások. A WCF összege legalább a három hónapos időszakra becsült átlagos összesített operatív kiadások összege. Belgium tisztázta, hogy a WCF valójában évközi áthidaló eszközként szolgál az éves MOCP felé, amely rulírozó hitelkeretként működik, amelyet lehívás esetén a belga állam által biztosított MOCP fog évente törleszteni.

(261)

Belgium egyértelművé tette, hogy az Electrabel javaslatot fog tenni az Electrabel részvényesi kölcsönének módszertanára, amelyet a BE-NUC igazgatótanácsával közölni kell, majd a belga állami kölcsönre, valamint a WCF-re is alkalmazni kell. Az összegek törlesztési feltételei és a kamatlábak azonosak. Belgium azt állította, hogy a módszertanról még folynak a megbeszélések, és azt egy későbbi szakaszban fogják közölni.

(262)

Ami az energiagazdálkodási szolgáltatások EMSA keretében történő megvásárlását illeti, Belgium azt állította, hogy e szolgáltatások beszerzésére versenyeztetéses, átlátható, megkülönböztetésmentes és feltétel nélküli közbeszerzési eljárás keretében kerül sor. Az EMSA-szerződést különösen hirdetmény közzétételével induló tárgyalásos eljárás (a közbeszerzésről szóló 2016. június 17-i belga törvény 120. cikke) keretében ítélik oda, amely a közüzemi ágazatban szokásos eljárás. Belgium ezért arra a következtetésre jut, hogy az EMSA nem biztosít előnyt az energiagazdálkodó (EMSA-partner) számára, és hogy az EMSA-partner nem részesül állami támogatásban.

(263)

Belgium azt állította, hogy bár a közbeszerzési irányelvek alkalmazása már eleve számos garanciát nyújt, a közbeszerzés tárgyát képező szolgáltatások fontosságára és a verseny szempontjából fennálló érzékenységére tekintettel további rendelkezéseket és biztosítékokat vezettek be annak biztosítására, hogy a közbeszerzési eljárás során megfelelő verseny alakuljon ki.

(264)

Konkrétabban Belgium kifejtette, hogy a közbeszerzési dokumentumok kidolgozása előtt az EMSA-ra vonatkozó információkérést indítottak, hogy összegyűjtsék a piaci véleményeket, beleértve számos, az EMSA-szerződés tartalmával kapcsolatos témát is. Ezen túlmenően a közbeszerzési eljárás konkrét kiválasztási szempontokat határoz meg, amelyek biztosítják, hogy az alkalmas/kiválasztott résztvevők a közbeszerzési eljárás tárgyát képező szolgáltatás fontosságára és érzékenységére tekintettel megfeleljenek a célnak. A közbeszerzési eljárásra és a kiválasztási szempontokra vonatkozó további információk a 3.3.1.5.1. szakaszban találhatók.

(265)

A 3.3.1.5.2. szakaszban említettek szerint a hivatalos vizsgálati eljárást követően Belgium úgy döntött, hogy a gazdasági modulációt illetően döntéshozatali hatáskört biztosít az EMSA-partnernek, és az EMSA-partner rögzített díjazását a rögzített és változó díjak kombinációjával váltotta fel, így jobban ösztönzi a piaci fejlemények figyelembevételével történő modulációt, figyelembe véve ugyanakkor az LTO-blokkok műszaki korlátait (és az esetleges automatikus leállási kockázatokat).

(266)

Belgium előadta, hogy a GEMS, az Engie kereskedési egysége (az Engie-csoportnak a nukleáris üzletágától irányítási szempontból független üzletága) közbeszerzési eljárásban való esetleges részvételére vonatkozóan külön intézkedéseket irányoz elő.

(267)

Belgium egyértelművé tette továbbá, hogy az esetleges összeférhetetlenségek hatékony azonosítása és megelőzése érdekében megfelelő intézkedéseket hoznak, fognak hozni és végrehajtani. Ezek az intézkedések a következőkben foglalhatók össze:

(268)

Belgium azt is egyértelművé tette, hogy végső pótmegoldásként, amennyiben az EMSA-t nem kötik meg kellő időben, a folytonosság biztosítása érdekében a GEMS fogja ideiglenesen ellátni az EMSA szolgáltatásait. Belgium azzal érvelt, hogy ez a megoldás szükséges és megfelelő a közszolgáltatás (az LTO-blokkok által termelt villamos energia értékesítése) folytonosságának biztosításához, de ez a megoldás időben és a szükséges minimumra egyaránt szigorúan korlátozva van.

(269)

Belgium arra a következtetésre jutott, hogy az EMSA-ra irányuló közbeszerzési eljárás kizár minden lehetséges állami támogatást, mivel: i. a belga állam biztosítani fogja, hogy a BE-NUC szigorúan kövesse a közbeszerzési jogszabályokat és elveket, és ii. a közbeszerzési eljárás tényleges meghirdetése előtt széles körben lefolytatott konzultációs folyamat további biztosítékokat nyújt annak biztosítására, hogy a szolgáltatások beszerzésére versenyalapú, átlátható, megkülönböztetésmentes és feltétel nélküli közbeszerzési eljárás keretében kerüljön sor.

(270)

Belgium továbbá arra a következtetésre jutott, hogy elkerülhető a piaclezárás és az Engie által folytatott egyéb lehetséges versenyellenes gyakorlatok kockázata, és hogy minden intézkedést és biztosítékot elfogadtak annak biztosítása érdekében, hogy független EMSA-partnert jelöljenek ki. A GEMS csak pótmegoldásként, ideiglenesen nyújtaná ezeket a szolgáltatásokat, ami a közszolgáltatás folytonosságának biztosításához szükséges és megfelelő.

(271)

Belgium egyértelművé tette, hogy az LTO-projektből eredő leszerelési és bontási kötelezettségeket („diszszinergiák”) – amennyiben azokat az Electrabel igazolja – a belga állam az ügylet zárónapján egyszeri (teljes és végső) egyösszegű kifizetéssel viseli. Belgium kifejtette, hogy a végrehajtási megállapodás előírja, hogy a belga államnak és az Electrabelnek meghatározott határidőn belül meg kell állapodniuk az összegről, és amennyiben ezt elmulasztják, az ügyet döntéshozatal céljából a CPN/CNV elé terjesztik.

(272)

Belgium emlékeztetett arra, hogy mivel ez az ügy az eljárás megindításáról szóló határozat meghozatalakor a CPN/CNV szintjén függőben volt, arányosságát az eljárás megindításáról szóló határozat nem értékelte.

(273)

Belgium kifejtette, hogy a belga állam és az Electrabel a meghatározott határidőn belül nem állapodott meg az összegről, ezért az ügyet döntéshozatal céljából a CPN/CNV elé terjesztették. Pontosabban Belgium tisztázta, hogy:

(274)

Belgium ezért arra a következtetésre jutott, hogy az LTO-projektből eredő további leszerelési kötelezettségek átruházására vonatkozó, a CPN/CNV 2024. június 24-i szakvéleményében meghatározott összeg arányos.

(275)

Emellett Belgium 2024. augusztus 30-án benyújtotta a Compass Lexecon által készített további független elemzést, amely gazdasági elemzést tartalmazott a hulladékplafon kialakításáról, beleértve a 3 %-os diszkontráta elemzését, valamint további magyarázatokat arra vonatkozóan, hogy a CPN/CNV által azonosított további kockázatokat hogyan fedezi már eleve a belga állam által kiszámított kockázati prémium, vagy hogy azok milyen korlátozott valószínűséggel/hatással bírnak.

(276)

Belgium előadta, hogy a Bizottság diszkontrátával kapcsolatos aggályai a CPN/CNV energiaügyi miniszternek adott 2023. március 7-i szakvéleményében szereplő elemzéséből (113) erednek, amelyben a CPN/CNV úgy véli, hogy a kiégett fűtőelemek költségeire alkalmazandó diszkontrátának fokozatosan a hosszú távú kockázatmentes megtérülési rátához kell közelítenie (2,17 %), és kétlépcsős diszkontráta alkalmazását javasolja (az első 30 évben 3,17 %, az első 30 év után pedig 2,17 %).

(277)

Belgium a Compass Lexecon által készített független elemzésre (114) hivatkozott, amely kimutatta, hogy a belga állam által kiválasztott 3 %-os diszkontráta arányos, a következők alapján: i. a CPN/CNV által ajánlott megközelítés gazdasági elemzése, ii. egyéb releváns megközelítések és iii. a német precedens az SA.45296. számú ügyben.

(278)

Belgium azt állította, hogy a Bizottságnak a hulladékplafon-megállapodásban figyelembe vett kockázatokkal kapcsolatos aggályai szintén a CPN/CNV energiaügyi miniszternek adott szakvéleményéből erednek (lásd a 113. lábjegyzetet), amely szerint három kockázatot kell figyelembe venni:

(279)

A Compass Lexecon független elemzése kimutatta, hogy ezeket a kockázatokat figyelembe vették, és igazolta, hogy a belga állam által alkalmazott megközelítés prudens, és elegendő vésztartalékot foglal magában e kockázatok fedezésére.

(280)

Ezt az elemzést az információkérés 5.4. kérdésére adott 2024. október 1-jei válasz egészítette ki. Belgium előadta, hogy a gyakorlatban a Hedera portfólióját úgy kell kialakítani, hogy megfeleljen az adott időszakra vonatkozó valamennyi valószínűsíthető gazdasági forgatókönyvnek, különösen az inflációs szint tekintetében. A Hedera célja, hogy reálértéken 1 %-os megtérülést érjen el (azaz megtérülése 1 %-kal meghaladja az inflációt). E célból a Hedera olyan stratégiát fog kidolgozni, amely figyelembe veszi annak kockázatát, hogy bizonyos gazdasági helyzetekben (például tartósan magas infláció esetén) kizárólag kötvényekből álló portfólióval nem érhető el ezt a megtérülés. A Hedera ezért olyan dinamikus eszköz-forrás gazdálkodást kíván végezni, amely az eszközportfólió diverzifikálásával lehetővé teszi számára az infláció fedezését. A Hedera portfóliója alapulhat például (de nem kizárólag) kötvényeken és hitelviszonyt megtestesítő értékpapírokon, részvényeken, ingatlanokon és származtatott pénzügyi eszközökön, azzal a hosszú távú céllal, hogy a volatilitási kockázat minimalizálása mellett reálértéken 1 %-os megtérülést érjen el. Végezetül meg kell jegyezni, hogy a Hedera korlátozni fogja a belga részvényeknek, kötvényeknek és ingatlanoknak való kitettségét. Ennek célja a diverzifikáció biztosítása és az alapnak a belga gazdaságtól való megfelelő függetlenítése.

(281)

Belgium előadta, hogy az LTO-projekt különböző komponensei és alintézkedései az Engie által az élettartam meghosszabbításáról történő megállapodás érdekében megfogalmazott kérések részét képezték, és mind szerepeltek a 2023. december 13-án aláírt globális ügyleti dokumentumokban. Belgium azonban azt is megjegyezte, hogy az LTO-projekt komponensei számos elemben eltérnek, és kiegészítik egymást, ami korlátozza az esetleges kumulatív hatásokat.

(282)

Belgium az ítélkezési gyakorlatra hivatkozott, amely többek között a következő témákat vizsgálja az egymást követő intézkedések értékelése során:

(283)

Belgium előadta, hogy az LTO-projekt három komponensének tárgya és jellege eredendően eltérő, és megjegyezte, hogy a Bizottság az eljárás megindításáról szóló határozatában nem vette kifejezetten figyelembe az 1., 2. és 3. komponensének tárgya és jellege közötti különbségeket vagy hasonlóságokat. E tekintetben Belgium a következőket állította:

(284)

Belgium megjegyezte, hogy a három komponens általános célja az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbításához kapcsolódik. Belgium azonban azt állította, hogy az egyes komponensek egyedi célja az értékelés egyik releváns eleme:

(285)

Belgium azt is előadta, hogy az 1., 2. és 3. komponens közvetlen kedvezményezettjei eltérnek egymástól. Belgium elismerte, hogy az egyes intézkedések kedvezményezettjeinek azonosítása fontos pont a kumulatív hatások fennállásának értékelése során. E tekintetben a belga állam a következő észrevételeket tette:

(286)

Az 1., 2. és 3. komponens jelentősen eltér egymástól a tárgy, a jelleg, a cél és a kedvezményezettek tekintetében, egyidejű bevezetésük ugyanakkor az LTO-blokkok élettartam-hosszabbításának általános célját szolgálja. Amint azt a fentiekben bemutattuk, minden egyes komponens valamely konkrét célnak felel meg, ezért kiegészítik egymást, ami korlátozza az esetlegesen felmerülő kumulatív hatásokat.

(287)

Ami az Electrabel 2. és 3. komponensből adódóan potenciálisan megváltozott kockázati profilját illeti, ezek az intézkedések valóban előnyösek lehetnek az Electrabel mint atomerőmű-üzemeltető számára, következésképpen összességében javíthatják az Electrabel kockázati profilját. A 2. és 3. komponens nem változtatja meg az 1. komponens fő kedvezményezettje, a BE-NUC kockázati profilját. A Compass Lexecon által végzett független elemzés szerint az 1. komponens arányosságának értékeléséhez a BE-NUC kockázati profilja – tekintettel a projektet érintő sajátos kockázatokra –, valamint a BEGOV és a BE-NUC közötti kockázatmegosztás a releváns tényező.

(288)

Az Engie az eljárás megindításáról szóló határozattal kapcsolatos észrevételeit 2024. szeptember 9-én küldte meg. Beadványában az Engie bizonyítékokkal és elemzéssel támasztja alá azon érvét, amely szerint a Bizottság által az eljárás megindításáról szóló határozatban felvetett kétségek nem megalapozottak. Az Engie-nek az eljárás megindításáról szóló határozatra adott válasza az eljárás megindításáról szóló határozatban ismertetett eredeti intézkedést tárgyalja. A jelenlegi intézkedés (amelyet a Bizottság által az eljárás megindításáról szóló határozatban felvetett kétségek eloszlatása érdekében vezettek be) az eredeti intézkedéshez képest változtatásokat tartalmaz, amelyeket e határozat 3. szakasza részletesen ismertet. Az Engie álláspontja összhangban van a belga hatóságok álláspontjával.

(289)

Az Engie azzal érvelt, hogy az LTO-projekt átfogó megállapodás, a belga kormánnyal folytatott részletes és kitartó tárgyalások eredménye, amelynek vezérelve továbbra is a Belgium melletti elköteleződés, valamint az ország ellátásbiztonságához való hozzájárulás azáltal, hogy az Engie elfogadja Belgium azon kérését, hogy hosszabbítsa meg két atomreaktor élettartamát, amivel Belgium felülbírálja a belgiumi nukleáris műveletek 2025 utáni leállítására irányuló nyilvános stratégiáját (lásd a (23) preambulumbekezdést). Ezenkívül az Engie előadta, hogy az LTO-projekt pozitív hatást gyakorol a belső piacra a következő okok miatt:

(290)

Az Engie azzal is érvelt, hogy számos különbség van az LTO-projekt (a Doel 4 és a Tihange 3 élettartamának meghosszabbítása), valamint a Doel 1, a Doel 2 és a Tihange 1 élettartamának 2015-ös meghosszabbítása („meglévő LTO”) között:

(291)

Az Engie előadta, hogy mindezek a tényezők arra késztették az Engie-t és a belga államot, hogy átfogó megállapodást kössenek mind az élettartam kért meghosszabbításáról (az Engie kockázati kitettségének csökkentése mellett), mind pedig az átadott kiégett fűtőelemek és nukleáris hulladékok kezeléséről, és úgy vélte, hogy a meglévő LTO nem tekinthető releváns referenciának a jelenlegi LTO-projekt részét képező különböző intézkedések szükségességének és megfelelőségének értékeléséhez.

(292)

Az Engie által az eljárás megindításáról szóló határozatban felvetett kétségekre válaszul felhozott főbb érveket az alábbiakban ismertetjük.

(293)

A Bizottság úgy véli, hogy az intézkedés három komponense a belga állam egyetlen beavatkozásának részeként értékelhető, mivel mindegyik ugyanahhoz az eseményhez, azaz az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbításához kapcsolódik.

(294)

Az Engie előadta, hogy nincs ellenvetése az egyetlen beavatkozásnak való minősítéssel szemben, amennyiben az megfelel az Európai Unió Bíróságának ítélkezési gyakorlatában meghatározott kritériumoknak (119). Az Engie különösen egyetértett a Bizottságnak az eljárás megindításáról szóló határozat (208) preambulumbekezdésében kifejtett álláspontjával, amely szerint az intézkedés három komponense kölcsönösen függ egymástól, és együttesen járulnak hozzá az élettartam meghosszabbításáról szóló megállapodás teljesítéséhez, ami lehetővé teszi, hogy egyetlen beavatkozásnak tekintsék őket. Az Engie elismerte, hogy voltak a kockázati kitettségével, valamint a kiégett fűtőelemek és a nukleáris hulladék kezelésével kapcsolatban előfeltételei, ami olyan általános és átfogó megállapodást eredményezett, amely túlmutat a nukleáris blokkok meghosszabbított üzemeltetésére vonatkozó díjazási mechanizmus puszta bevezetésén. Az Engie azonban – anélkül, hogy megkérdőjelezte volna a javasolt „egyetlen beavatkozás” minősítést – rámutatott arra, hogy az LTO-projekt egyes alintézkedései nem minősülnek állami támogatásnak, mivel nem biztosítanak szelektív előnyt az Electrabel számára, különös tekintettel a következőkre:

(295)

Az Engie hangsúlyozta, hogy az ösztönző hatás, amelyet a Bizottság az eljárás megindításáról szóló határozat (229) és (239) preambulumbekezdésében foglalt értékelésében megalapozottnak ítélt, nem hipotetikus, de nem kétséges, hogy az Electrabel az LTO-projekt – és így a három komponens – hiányában nem folytatta volna az LTO-blokkok üzemeltetését. Az Engie e tekintetben előadta, hogy:

(296)

Az Engie hangsúlyozta továbbá, hogy az Electrabel arra való ösztönzése, hogy folytassa az LTO-blokkok üzemeltetését, az LTO-projekt által biztosított teljes támogatási intézkedéscsomagból ered, amelyet e célból megfelelően kalibráltak. A külön meghozott alintézkedések egyike sem nyújthatott volna elegendő ösztönzést. Hasonlóképpen, az intézkedéscsomag bármely elemének eltávolítása esetén az Engie kénytelen lett volna megtagadni az LTO-projekt folytatását. Az Engie ezért arra a következtetésre jut, hogy az eljárás megindításáról szóló határozat (235) preambulumbekezdésében említett intézkedések nem tekinthetők egyedi (vagy további) ösztönzést nyújtó intézkedéseknek, hanem azokat összességében kell vizsgálni.

(297)

Az Engie úgy vélte, hogy az LTO-projekt célkitűzéseinek eléréséhez, azaz az LTO-blokkok időben, 2025 novemberéig történő újraindításához szükség van egy olyan közös struktúra létrehozására, amelyben a belga állam 50 %-os részesedéssel rendelkezik. Az Engie azt állította, hogy az LTO-projektről szóló megállapodás elfogadása előtt 50–50 %-os kockázatmegosztási mechanizmust kért a belga államtól.

(298)

Az Engie szerint a díjazási mechanizmus önmagában több okból is alkalmatlan erre a célra: i. a díjazási megállapodás reziduális kockázatokat teremt az Engie számára, ii. a közös vállalkozás nélkül az Engie-nek átmenetileg, a megállapodások által egyébként előírt kártalanításig/kompenzációig 100 %-ban kellett volna viselnie a veszteségeket, továbbá iii. az Engie korlátozni kívánta az atomenergiának való kitettségét, és nem akarta egyedül befektetni az LTO-projektre előírt, [2–2,5] milliárd EUR-t meghaladó CAPEX-et, és egyedül viselni minden olyan potenciális veszteséget, amely a váratlan üzemszünetek és költségtúllépések miatt következett volna be.

(299)

Ezenkívül az Engie azzal érvelt, hogy a belga államnak az LTO-blokkokból származó nyereségekbe és veszteségekbe (különösen az osztalékokba) való pénzügyi bevonása révén az Engie arra számított, hogy a belga állam további ösztönzést kap arra, hogy jövőbeli politikai döntéseiben tekintettel legyen az LTO-blokkokra. Az Engie ezért arra a következtetésre jutott, hogy a közös struktúra létrehozása igazodik a belga állam és az Engie érdekeihez.

(300)

Az Engie azt is előadta, hogy a közös vállalkozás megfelelő és arányos, mivel az Engie mint magánpiaci szereplő a BE-NUC-ra vonatkozó stratégiai döntések felett gyakorolt közös ellenőrzés révén képes lesz ellensúlyozni annak kockázatát, hogy a belga állam részrehajlóan járjon el, továbbá hogy a belga állam és az Engie egyenlő feltételek mellett fogja gyakorolni a BE-NUC irányításával kapcsolatos jogait.

(301)

A különbözeti szerződés szükségességét illetően az Engie kifejtette, hogy tekintettel a nukleáris iparhoz kapcsolódó piaci hiányosságokra és a villamosenergia-piac következő években várható nagy fokú volatilitására, az LTO-projekt ki van téve a finanszírozási hiány komoly kockázatának, ennek következtében a különbözeti szerződés szükséges eszközt jelent a közös érdeket szolgáló célkitűzés eléréséhez. Az Engie utalt továbbá az élettartam meghosszabbításának a nukleáris ágazat átlagos beruházásaihoz képest rövid időtartamára (10 év), a jelentős költségekre, valamint arra a tényre, hogy az LTO-blokkok az első három évben nem fognak 100 %-os kapacitáson üzemelni, mivel ezzel egyidejűleg fognak befejeződni az LTO-bővítési munkálatok.

(302)

Az Engie előadta, hogy a különbözeti szerződés kialakítása és az MPRA megfelelő és arányos ahhoz, hogy megmaradjanak az LTO-blokkok piaci jelzésekre való hatékony reagálására irányuló ösztönzők. E tekintetben az Engie a belga államnak az LTO-blokkok műszaki, szabályozási és gazdasági korlátaival kapcsolatos érveire hivatkozik (lásd a 2.1. szakaszt). Az Engie azzal érvelt, hogy a különbözeti szerződés hiányában és a diverzifikációs stratégiát lehetővé tevő öt reaktorból álló állománnyal az Engie még ma is nagyon korlátozott rugalmassággal rendelkezik ahhoz, hogy a rövid és középtávú piaci jelzésekre reagálva kiigazítsa a nukleáris villamosenergia-termelést. Az Engie szerint e korlátozott mozgástéren belül a különbözeti szerződést úgy alakították ki, hogy a műszakilag megvalósítható mértékben ösztönözze a BE-NUC-ot az árjelzésekre való reagálásra.

(303)

Végül a különbözeti szerződés kialakításának paramétereit illetően az Engie előadta, hogy a másnapi piaci ár a megfelelő piaci referenciaár.

(304)

Az Engie hangsúlyozta, hogy az MOCP és az SDC-kölcsönök szükségessége elsősorban az LTO-projekt sajátos kontextusával függ össze, ami az alábbiakból következik: i. a Doel 4 és a Tihange 3 élettartamának meghosszabbítására vonatkozó, későn meghozott döntés, valamint a szükséges LTO-munkálatok előkészítésére és megvalósítására rendelkezésre álló korlátozott idő, ii. az elavuló eszközök és az ugyanazon technológiával működő két blokk miatt fokozott rendszerszintű kockázat, iii. az LTO-blokkok egyidejű újraindítása és üzemeltetése az első három évben, valamint iv. a nukleáris bővítés fajlagos villamosenergia-költsége, amelynek üzemeltetési és karbantartási igényei nagyobbak, mint egy nukleáris zöldmezős eszköz esetében.

(305)

Az Engie előadta továbbá, hogy mind az MOCP-re, mind az SDC-kölcsönökre feltétlenül szükség van, mivel: i. a belga állam által a díjazási megállapodás keretében teljesítendő kifizetések nem fedezik a műszaki problémák, illetve nemzetközi szabályozással összefüggő rendkívüli helyzetek vagy nukleáris veszélyhelyzetek által okozott jelentős üzemszüneteket, ii. az eljárás megindításáról szóló határozat (269) preambulumbekezdésének b) pontjában foglalt állítással ellentétben az ilyen váratlan események nem „szélsőséges, csekély valószínűségű” forgatókönyvek, hanem a következő tíz évben valószínűleg bekövetkeznek, és iii. csak egy bizonyos küszöbérték feletti eseményekre terjednek ki.

(306)

Az Engie azt állította, hogy az MOCP nem korlátlan támogatás (ellentétben azzal, amit a Bizottság az eljárás megindításáról szóló határozatában sugallt), tekintettel a díjazási megállapodásban részes fél díjazási megállapodásban meghatározott felmondási jogaira, amelyek lehetővé teszik kitettségének korlátozását.

(307)

Az Engie előadta, hogy az SDC-kölcsönöknek az újraindítás időpontján túl felmerülő költségrész fedezése céljából történő meghosszabbításának elvét a belga állam az LTO újraindítási időpontjának (2026-ról 2025-re történő) előrehozásának eredményeként adta meg, ami azt jelenti, hogy az LTO-munkálatokat a blokkok működése alatt kell elvégezni, ami a működés első három évében kevesebb bevétel termeléséhez fog vezetni. Az Engie és a belga állam által elfogadott azon alapelvet követte, hogy a részvényesek ki vannak téve az LTO meghosszabbításából eredő bármely költségnek, míg a BE-NUC saját bevételeiből finanszírozza az üzemeltetési és karbantartási költségeket.

(308)

Ami az LTO-projekt által biztosított pénzügyi mechanizmusok arányosságát illeti, az Engie azzal érvelt, hogy azok nem védik a BE-NUC-ot semmilyen működési kockázattól, amint azt a Bizottság az eljárás megindításáról szóló határozatban is sugallta. A BE-NUC részben ki van téve többek között az LTO-blokkok élettartamának meghosszabbítása során az elérhetőségi kockázatnak, és a true-up időpontot követően a működésiköltség-túllépéseknek, ami megakadályozhatja a pénzeszköz-termelést, és negatívan befolyásolhatja a BE-NUC megtérülési rátáját. Ezek a költségek többek között a személyzeti költségek (munkaerő-megtartási programok és a folyamatos működéshez kapcsolódó további munkaerő-felvételi/képzési költségek), üzemeltetési és karbantartási költségek (az anyagok árának emelkedése, az alapvető alkatrészek és alkotóelemek ellátási láncának hiánya, az ANFC/FANC követelményei [a jóváhagyás előtt minden projektmódosítást az AFCN/FANC széles körben felülvizsgál és vitat], a berendezések nem tervezett jelentős meghibásodása újraindítás előtt stb.) és az üzemanyagköltségek (a szerződések részben a piaci fejleményekhez kapcsolódnak) emelkedésével függnek össze.

(309)

Ezenkívül az Engie azzal érvelt, hogy az Electrabel mint az LTO-blokkok üzemeltetője erős ösztönzőkkel rendelkezik arra, hogy rendes üzemi feltételek mellett maximalizálja az LTO-blokkok elérhetőségét annak érdekében, hogy elkerülhető legyen a kötbér fizetése, ha az elérhetőség bármely szerződéses évben [90–100] % alá csökken.

(310)

Az Engie szimulációt nyújtott be, amely bemutatja az MOCP hatálya alá nem tartozó eseményeknek az LTO jövedelmezőségére gyakorolt hatását: i. szemléltetés céljából a csökkent elérhetőségi események az üzemeltetési szakaszban (megnövekedett kényszerkiesési arány, azaz FOR) és ii. egyes működési költségeknek az előre nem látható költségek, valamint a két esemény kombinációja miatt a true-up időpontot követő emelkedése. A 16. táblázat azt mutatja, hogy ezek az események jelentős negatív hatást gyakorolhatnak a BE-NUC belső megtérülési rátájára.

16. táblázat

Az MOCP hatálya alá nem tartozó eseményeknek az LTO jövedelmezőségére gyakorolt hatása (100 %)

(311)

Az Engie azt is állította, hogy az SDC-kölcsönök kamatlába arányos és megfelelő, amint azt egy független elemzés (127) is mutatja. Az Engie hozzátette, hogy az SDC-kölcsönöket az LTO-időszak végén, kamatokkal együtt tervezik visszafizetni, feltéve, hogy a BE-NUC elegendő pénzforgalmat generál.

(312)

Az Engie pontosította, hogy a részvényesi kölcsönök és a WCF után fizetendő kamatlábak a BE-NUC igazgatótanácsa által meghatározott piaci kamatlábak, amelynél hivatkoznak az aktuális piaci kamatlábakra és bármely hasonló, harmadik fél által nyújtott, az adott időpontban elérhető hitelfinanszírozásra.

(313)

Az Engie azt is pontosította, hogy elkészítette a kamatlábak megállapításának módszertanát leíró feltételjegyzéket. Az Engie kifejtette, hogy ez a módszertan összhangban van az Engie transzferárazási hitelpolitikájával, továbbá az OECD BEPS elvével, ami biztosítja, hogy az általa meghatározott kamatláb a szokásos piaci ár szintjén legyen (lásd a (63) preambulumbekezdést).

(314)

Az Engie ezért arra a következtetésre jutott, hogy a WCF és a részvényesi kölcsönök után fizetendő kamatlábak arányosak.

(315)

Először is az Engie hangsúlyozta, hogy az Engie csoport azon szervezete (a GEMS), amelyet a közbeszerzési eljárás eredményeként vagy ideiglenes pótmegoldásként EMSA-partnerként választhatnak ki, teljes mértékben független lesz az atomenergia-üzletágtól. Az Engie kifejtette, hogy 2024 januárja óta egyrészt a megfelelő közbeszerzési eljárásokat, másrészt az Engie-csoporton belül tűzfalakat vezettek be annak elkerülése érdekében, hogy az Electrabel bármilyen módon részt vegyen az EMSA-partner kiválasztásában.

(316)

Másodszor, az Engie azt állította, hogy a GEMS-nek az EMSA-ra irányuló közbeszerzési eljárásban való esetleges kiválasztásából eredő piaclezárás kockázata nem áll fenn. Az Engie azzal érvelt, hogy a GEMS a BIS-stratégiát meghatározó pontos megbízás alapján fog eljárni (amelytől nem térhet el), díjazás ellenében, és a villamos energia tulajdonjoga az értékesítésig a BE-NUC-nál marad. Ezért, mivel a BE-NUC megfelelő értékesítései nem lennének a GEMS-nek/az Engie csoportnak betudhatók, nem erősödne meg az Electrabel pozíciója a belga piacon, amennyiben a GEMS-et neveznék ki EMSA-partnernek.

(317)

Harmadszor, az EMSA-partner kiválasztására irányuló közbeszerzési eljárás megfelel a Bizottság gyakorlatában a versenyképességre, az átláthatóságra, valamint a megkülönböztetésmentes és feltétel nélküli jellegre vonatkozóan meghatározott követelményeknek. A közbeszerzési eljárást uniós szinten tették közzé, és tartalmazni fogja a minősítési szempontokat (különösen a pályázó pénzügyi stabilitását és üzemeltetési tapasztalatát illetően). Ezért ha a GEMS-t közbeszerzési eljárás keretében választanák ki, a GEMS EMSA-partnerként való kinevezése arányosnak tekinthető. Az Engie azzal is érvelt, hogy amennyiben a közbeszerzési eljárás nem jár sikerrel, és pótmegoldásként a GEMS-t nevezik ki EMSA-partnernek, az arányossági kritérium így is teljesül: A GEMS díjazása piaci feltételek mellett történik, a felek közötti nézeteltérés esetén független szakértő által meghatározott áron, így ez a díjazás nem lépi túl az EMSA céljának eléréséhez feltétlenül szükséges mértéket. Ezenkívül az Engie kifejtette, hogy ez a pótmegoldás csak ideiglenes lenne, és a belga állam haladéktalanul megkezdené egy új versenyeztetéses közbeszerzési eljárás megszervezését.

(318)

Az Engie azt állította, hogy a hulladékplafon összesített mennyisége elegendő minden olyan további kockázat fedezésére, amelyet az alapösszeg kiszámításakor nem vettek volna figyelembe. Az Engie megjegyzi továbbá, hogy a hulladékplafon várhatóan lényegesen kevesebb kockázatot jelent az államnak, mint a Bizottság által jóváhagyott német precedens esetében. Az Engie különösen a következőkkel érvelt:

(319)

Az Engie ezért megállapította, hogy az Electrabel által a hulladékmegállapodás keretében folyósított összeg megfelelően lefedi a BEGOV által átvállalt bizonytalanságokat, és ezért arányos lesz.

(320)

Ami a leszerelési kötelezettségeket illeti, az Engie azt állította, hogy az Electrabel mint a hét belga nukleáris blokk üzemeltetője továbbra is felelős lesz a saját leszerelési kötelezettségeiért. Az Engie azonban elismerte, hogy Belgium az Electrabel részére történő egyszeri (teljes és végleges) átalányösszeg-kifizetéssel fogja fedezni a közvetlenül az LTO-projektből eredő leszerelési költségeket (illetve ezek növekedését).

(321)

Az Engie hivatkozott a CPN/CNV által kiadott, az LTO-leszerelési és -bontási kötelezettségekről szóló szakvéleményre, amelyben megállapították, hogy az LTO-leszerelési költségekre (egynapos költségek) gyakorolt hatása a leszerelési költségek [100–500] millió EUR-val (2021-es értéken) vagy aktualizáltan [100–500] millió EUR-val (2023-as értéken) történő emelkedésének (diszszinergia) felel meg. Az Engie ezért arra a következtetésre jutott, hogy az LTO-ból eredő további leszerelési kötelezettségek átruházására vonatkozó, a CPN/CNV szakvéleményében meghatározott összeg arányos.

(322)

Az Engie beadványa mellett a Bizottság az eljárás megindításáról szóló határozathoz kapcsolódó, 2024. szeptember 9-ig tartó nyilvános konzultáció során hét harmadik fél válaszadótól kapott beadványt.