(1)

België heeft de Commissie bij brief van 21 juni 2024 in kennis gesteld van de maatregel ter ondersteuning van de levensduurverlenging van twee kernreactoren in België (Doel 4 (“D4”) en Tihange 3 (“T3”)), die samen de eenheden voor langetermijnexploitatie (long-term operation, “LTO”) vormen. Het heeft de Commissie bij brieven van 9 en 10 juli 2024 aanvullende inlichtingen verstrekt naar aanleiding van het verzoek om inlichtingen van de Commissie van 4 juli 2024.

(2)

De Commissie heeft België bij schrijven van 22 juli 2024 in kennis gesteld van haar besluit tot inleiding van de procedure van artikel 108, lid 2 van het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie (“VWEU”) ten aanzien van bovengenoemde steunmaatregel (het “inleidingsbesluit”).

(3)

Op 22 augustus 2024 heeft België zijn opmerkingen bij het inleidingsbesluit ingediend.

(4)

Het besluit van de Commissie tot inleiding van de procedure is bekendgemaakt in het Publicatieblad van de Europese Unie (2). De Commissie heeft de belanghebbenden uitgenodigd hun opmerkingen te maken.

(5)

De Commissie heeft opmerkingen van de belanghebbenden ontvangen. De Commissie heeft deze voor een reactie aan België doorgezonden; bij schrijven van 30 oktober 2024 heeft zij diens opmerkingen ontvangen.

(6)

België heeft op 2 september 2024, 23, 27 en 30 oktober 2024, 8, 14, 18, 22, 25, 27 en 30 november 2024, 2, 4, 5, 12, 13, 17 en 20 december 2024, 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 en 31 januari 2025 en 1 februari 2025 aanvullende informatie verstrekt (3).

(7)

Bij brief van 24 oktober 2024 stemde België er bij wijze van uitzondering mee in af te zien van zijn uit artikel 342 VWEU in samenhang met artikel 3 van Verordening 1/1958 (4) voortvloeiende rechten, en om dit besluit in het Engels te laten aannemen en bekendmaken.

(8)

Tot 2022 had België zeven kernreactoren: vier in Vlaanderen (Doel) en drie in Wallonië (Tihange). Alle reactoren werden tussen 1975 en 1985 (5) in gebruik genomen en werden gebouwd door openbare nutsbedrijven (Ebes, Intercom en Unerg) die uiteindelijk in 1990 werden gefuseerd tot Electrabel SA (met een meerderheidsbelang van Tractebel) (hierna “Electrabel” genoemd). In 1996 werd de Generale Maatschappij van België (“GMB”) meerderheidsaandeelhouder van Tractebel en in 1999 verwierf Suez een aandeel van bijna 100 % in de GMB. Na de fusie tussen Suez en Gaz de France (“GDF”) in 2008 werd Engie S.A. (hierna “Engie” genoemd) de uiteindelijke eigenaar van Electrabel.

(9)

Electrabel, een volle dochteronderneming van Engie, is sinds de ingebruikneming van de zeven Belgische kernreactoren de nucleaire exploitant en meerderheidseigenaar. De eigendom van de Belgische kernreactoren is momenteel als volgt:

(10)

Wat de capaciteiten van de LTO-eenheden betreft (zie tabel 2),

(11)

België legt uit dat alle Belgische kernreactoren, met inbegrip van de LTO-eenheden, zijn ontworpen en geëxploiteerd als basislasteenheden op basis van de technologie van drukwaterreactoren (pressurised water reactors, “PWR”). Het ontwerp stamt uit de jaren 1970 en is typisch voor basislastcentrales en vergelijkbaar met oudere kernreactoren elders ter wereld. Wanneer zij in gebruik zijn, worden deze eenheden worden gewoonlijk geëxploiteerd met een nominale maximumcapaciteit, in tegenstelling tot nieuwere technologieën (generatie III) die flexibel kunnen worden ingezet, met inbegrip van een veranderend afgegeven vermogen in de loop van de tijd (“op- en afregelen”) en het verschaffen van frequentieregelings- en exploitatiereserves (11). Bij een basislastexploitatie wordt het vermogen doorgaans alleen verminderd of stilgelegd wanneer dit nodig is voor een geplande splijtstofwissel en/of periodiek onderhoud, ongepland dringend onderhoud om problemen met de uitrusting van de installatie te corrigeren, of onverwachte ontwerp- en/of veiligheidsbeperkingen. De vermindering van het afgegeven vermogen wordt dus eerder bepaald door de behoeften van de nucleaire exploitant of de transmissiesysteembeheerder (“TSB”) dan door marktsignalen.

(12)

België verduidelijkt dat de Belgische kernreactoren technisch beperkt zijn door hun ontwerp, waardoor de mogelijkheden om de output te moduleren, wat lange tijd beperkt was tot netregulering, sterk worden beperkt. Dit is te wijten aan het feit dat Belgische kernreactoren uitsluitend zijn uitgerust met zwarte reactorregelstaven, die het modulatievermogen sterk beperken, in tegenstelling tot grijze regelstaven (12). Sommige van de nieuwste Franse kernreactoren zijn daarentegen uitgerust met zowel zwarte als grijze regelstaven, wat betekent dat zij ontworpen en gebouwd zijn voor modulaties en op- en afregelen. Als gevolg van het ontwerp op basis van zwarte controlestaven in de Belgische kernreactoren werd modulatie om economische redenen tot voor kort verboden door het Federaal Agentschap voor Nucleaire Controle (“FANC”) (13). Modulatie was alleen toegestaan om technische redenen of op verzoek van de Belgische TSB (Elia), om een black-out te voorkomen (14).

(13)

België voert echter aan dat naar aanleiding van de algemene ontwikkeling van de elektriciteitsmarkten en de noodzaak om te zorgen voor flexibiliteit in de werking ervan, studies zijn verricht met betrekking tot de mogelijkheid om bepaalde vormen van modulatie om economische redenen (“economische modulatie”) toe te staan. In 2015 zijn Engie, Electrabel en de Belgische regelgevende instanties veiligheidsstudies gestart (15) om na te gaan aan welke voorwaarden moet worden voldaan om enkele modulaties om economische redenen mogelijk te maken, onder meer door te kijken naar het effect van een dergelijke modulatie op de splijtstof. In de studie werd geconcludeerd dat maximaal dertig economische modulaties per splijtstofcyclus aanvaardbaar kunnen zijn voor Tihange 3 en Doel 4, mits aan een aantal technische voorwaarden — voornamelijk in verband met het opwarmen en afkoelen van het splijtstofelement — wordt voldaan:

(14)

Bovendien zouden modulaties in bepaalde perioden (17) niet mogelijk zijn, zoals:

(15)

Na deze studies heeft het FANC de exploitant toestemming verleend om maximaal dertig modulaties per cyclus uit te voeren (18), wat overeenkomt met het maximale aantal modulaties dat binnen de grenzen van de huidige exploitatievergunning kan worden uitgevoerd. Gezien deze beperkingen wees Engie erop dat elk besluit tot modulatie zorgvuldig wordt beoordeeld door de exploitant, aangezien het meerdere risico’s met zich meebrengt (bv. de productie van vloeibare effluenten als gevolg van modulatie, een snellere veroudering van de installaties, het risico op automatische stillegging, mogelijke schade die het onmogelijk zou maken om de reactor opnieuw in werking te stellen enz.), die algemeen zijn gedocumenteerd in de academische literatuur (19).

(16)

Volgens België (op basis van input van Electrabel) zijn er bij de huidige stand van de kennis geen technologische oplossingen beschikbaar om de flexibiliteit tegen redelijke kosten en binnen een redelijk tijdsbestek te vergroten. De technische upgrade om een basislastreactor om te zetten in een installatie die kan worden op- en afgeregeld en om meer flexibiliteit mogelijk te maken, zou een volledige wijziging van het ontwerp vereisen, en met name de vervanging van het deksel van het reactordrukvat, wat zeer lang zou duren en ingewikkeld is. Bovendien zouden er nieuwe veiligheidsanalyserapporten (Safety Analysis Reports, SAR) en een ingrijpende wijziging van de exploitatievergunningen nodig zijn, die door de Belgische autoriteiten voor nucleaire veiligheid moeten worden afgegeven.

(17)

Voorts legt België (op basis van input van Electrabel) uit dat de flexibiliteit van de reactoren ook wordt beperkt door de specificiteit van de splijtstof ervan en het beheer van de uitval:

(18)

Zoals beschreven in punt 2.1 van het inleidingsbesluit heeft het Belgische federale parlement in 2003 een wet aangenomen waarbij de bouw van nieuwe kernreactoren voor de industriële productie van elektriciteit door kernsplijting in België werd verboden en de exploitatie van de reeds bestaande reactoren werd beperkt tot veertig jaar, waarbij een geleidelijke uitstap uit kernenergie tussen 2015 en 2025 werd vastgelegd (“wet van 2003” of “wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie”) (23). Zoals oorspronkelijk was voorzien in de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie, werden Doel 3 en Tihange 2 op respectievelijk 23 september 2022 en 31 januari 2023 permanent van het net losgekoppeld. Bij de wetten van 18 december 2013 en 28 juni 2015 (24) werd de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie gewijzigd en werd de levensduur van de drie oudste reactoren, Tihange 1, Doel 1 en Doel 2, met tien jaar verlengd tot respectievelijk 30 september 2025, 14 februari 2025 en 30 november 2025 (verlenging van de levensduur met tien jaar) (25).

(19)

Volgens de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie moesten Doel 4 en Tihange 3 uiterlijk 2025 worden gesloten. Als gevolg daarvan waren de strategische doelstellingen van Engie met betrekking tot nucleaire activiteiten sinds 2020: i) zich terug te trekken uit de activiteiten op het gebied van de opwekking van kernenergie in België om zijn blootstelling als nucleaire exploitant aan de volatiliteit van de marktprijzen te verminderen, en ii) de opwekking van kernenergie niet langer te positioneren als onderdeel van de kernactiviteiten van Engie. Sinds 2020 heeft deze terugtrekking geleid tot een stopzetting van alle studies met betrekking tot de uitbreiding van zijn kerncentrales (alle in België). De financiële mededeling van Engie sinds 2020 is in overeenstemming met deze strategische doelstelling van terugtrekking en is in aanmerking genomen in de boekhoudkundige aannamen die zijn gebruikt voor de opstelling van de geconsolideerde jaarrekening, met name bij de toetsing van bijzondere waardevermindering (26).

(20)

Tabel 1 geeft een overzicht van de zeven Belgische kernreactoren, met inbegrip van hun eigendomsstatus, nettocapaciteit en oorspronkelijke data voor buitengebruikstelling overeenkomstig de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie en de daaropvolgende herzieningen.

Tabel 1

Overzicht van kernreactoren in België

(21)

Op 18 maart 2022 besloot de Belgische federale regering (hierna ook “Belgische regering” genoemd) de geleidelijke uitstap uit kernenergie opnieuw te beoordelen door de verlenging van de operationele levensduur (Long-Term Operation, langetermijnexploitatie — “LTO”) van de twee jongste kernreactoren, Doel 4 en Tihange 3, met een periode van tien jaar toe te staan (“LTO-project”). Het besluit van België werd genomen in het kader van de Europese respons op de Russische oorlog tegen Oekraïne (met inbegrip van de noodzaak voor de EU-lidstaten om hun gasverbruik en -afhankelijkheid te verminderen) en de daaruit voortvloeiende gascrisis, alsook de reeds bestaande bezorgdheid over de voorzieningszekerheid in België (zie ook punt 2.4 hieronder), gezien de toegenomen elektrificatiebehoeften (om de energietransitie mogelijk te maken) en de geringe beschikbaarheid van de Franse kerninstallaties in de periode 2021-2022 (als gevolg van onvoorziene corrosieproblemen en uitgebreid onderhoud om de levensduur ervan te verlengen) (27).

(22)

Vervolgens is de Belgische regering in 2022 onderhandelingen begonnen met de Belgische nucleaire exploitant Electrabel over de uitvoering van de verlenging van de levensduur. De redenen voor het niet-organiseren van een aanbesteding, die door België zijn verstrekt en waarover de Commissie in het inleidingsbesluit geen twijfels heeft geuit, worden vermeld in overweging 38 van het inleidingsbesluit en omvatten:

(23)

Engie, de moedermaatschappij van Electrabel, was aanvankelijk terughoudend om met België onderhandelingen te beginnen over het LTO-project, waarbij het aanvoerde dat nucleaire technologie te duur en te riskant was geworden en verwees naar zijn voornemen om de nucleaire activiteiten in België na 2025 stop te zetten (zie overweging 19). De Belgische staat is daarom met Engie overeengekomen een mechanisme op te zetten om op evenwichtige en transparante wijze de risico’s en beloningen met betrekking tot de verlenging van de levensduur van de twee reactoren te delen. Volgens België heeft Engie van meet af aan duidelijk gemaakt dat het zonder een risicodelingsmechanisme en een overeenkomst over kernafval afkomstig van de exploitatie van de zeven kerncentrales in België geen levensduurverlenging van de twee kernreactoren — die Engie dwingt om zijn bedrijfsstrategie en risicoblootstelling ingrijpend te wijzigen — zou overwegen (28).

(24)

Het onderhandelingsproces is uitvoerig beschreven in punt 3.1 van het inleidingsbesluit en heeft geleid tot de sluiting van een uitvoeringsovereenkomst op 13 december 2023, met het oog op de hervatting van de exploitatie van de LTO-eenheden vóór de winter van 2025-2026. Zoals vermeld in overweging 36 van het inleidingsbesluit, bestaat de uitvoeringsovereenkomst uit drie hoofdonderdelen, die alle tot doel hebben de uitvoering van het LTO-project te ondersteunen:

(25)

De uitvoeringsovereenkomst is in de loop van 2024 twee keer gewijzigd (29). De inhoud ervan wordt nader beschreven in punt 3.

(26)

Enkele belangrijke mijlpalen van het LTO-project zijn:

(27)

Als gevolg daarvan zal de elektriciteitsproductie in de periode 2026-2028 relatief laag zijn doordat vaker dan gebruikelijk sprake zal zijn van geplande niet-beschikbaarheden van de twee reactoren tijdens de herstartfase (“geplande niet-beschikbaarheden in verband met de LTO” (31)). De niet-beschikbaarheid van de LTO-eenheden tijdens de geplande niet-beschikbaarheden in verband met de LTO zal naar verwachting 24 weken per jaar bedragen en dit gedurende de eerste 3 jaar na de LTO-herstartdatum.

(28)

Bovenop de geplande niet-beschikbaarheden in verband met de LTO wordt een jaarlijkse normale niet-beschikbaarheid voor kerncentrales (“geplande niet-beschikbaarheden die geen verband houden met de LTO” (32)) verwacht voor de gehele periode van de levensduurverlenging (d.w.z. tijdens de herstartfase en de bedrijfsfase), tot één jaar vóór het einde van de exploitatie van Doel 4, en tot het laatste jaar van exploitatie voor Tihange 3. Elke geplande niet-beschikbaarheid die geen verband houdt met de LTO zal naar verwachting zes weken duren. Als gevolg daarvan zullen de twee kernreactoren in de eerste drie jaar na de herstart van de LTO naar verwachting voor dertig weken per jaar worden stilgelegd.

(29)

Naast de geplande niet-beschikbaarheden (LTO en niet-LTO) kunnen zich ongeplande en onvoorziene problemen voordoen die extra stilleggingen van de LTO-eenheden vereisen. In het financieel model bij ondertekening dat aan de beloningsovereenkomst ten grondslag ligt, is uitgegaan van een percentage gedwongen niet-beschikbaarheid (forced outage rate, “FOR”) van 10 % (33). Dit betekent dat zowel Doel 4 als Tihange 3 een beoogde beschikbaarheidsgraad van 90 % hebben over een periode van tien jaar, wanneer geen rekening wordt gehouden met de geplande niet-beschikbaarheden die wel en geen verband houden met de LTO.

(30)

Wanneer alle geplande en niet-geplande niet-beschikbaarheden in aanmerking worden genomen, hebben Doel 4 en Tihange 3 een beoogde beschikbaarheidsgraad van respectievelijk ongeveer 68,4 % en 67,4 %.

(31)

De nominale elektriciteitsproductiecapaciteit, de jaarlijkse elektriciteitsproductie en het aandeel in de nationale vraag naar elektriciteit in België voor Doel 4 en Tihange 3, voor en na de verlenging van de levensduur, zijn samengevat in tabel 2. Zoals blijkt uit tabel 2, zal de geraamde jaarlijkse elektriciteitsproductie van de LTO-eenheden na de herstartfase naar verwachting verdubbelen.

Tabel 2

Belangrijkste kenmerken van Doel 4 en Tihange 3 (voor en na de LTO)

(32)

Zoals vermeld in overweging 17 van het inleidingsbesluit, heeft de Belgische TSB Elia sinds 2019 drie nationale studies naar de toereikendheid van hulpbronnen verricht (“NRAA 2019”, “NRAA 2021” en “NRAA 2023”). In al deze studies werd vastgesteld dat uiterlijk in de winter van 2025-2026 nieuwe capaciteit nodig was als gevolg van de (gedeeltelijke) uitstap uit kernenergie in België, die begon met de ontmanteling van Doel 3 en Tihange 2 in 2022 en 2023 (zie tabel 1), en werd versterkt door de ontmanteling van thermische opwekkingscapaciteit in buurlanden en problemen met de Franse nucleaire installaties.

(33)

Om deze zorgen in verband met de toereikendheid van hulpbronnen aan te pakken, heeft België een capaciteitsmechanisme (“CM”) opgezet, dat in 2021 door de Commissie werd goedgekeurd en sindsdien tweemaal is gewijzigd (34). Het CM is een marktbrede maatregel ter compensatie van de bereidheid van installaties om in vooraf bepaalde perioden elektriciteit te leveren, ongeacht of zij al dan niet produceren. Het CM heeft tot doel problemen in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening aan te pakken en tegelijkertijd de energietransitie te ondersteunen, en zal vanaf de winter van 2025 ingaan op het moment dat de twee LTO-eenheden naar verwachting ook opnieuw zullen worden opgestart (zie overweging 26).

(34)

De energiemix van België wordt momenteel gedomineerd door de opwekking van elektriciteit op basis van gas en kernenergie, hoewel het aandeel hernieuwbare energie de afgelopen jaren gestaag is toegenomen. In 2023 bedroeg het aandeel van kernenergie, gas en hernieuwbare energie in de opwekkingsmix respectievelijk 39,9, 21,4 en 32,7 % (35).

(35)

Volgens België zijn de belangrijkste spelers op de markt voor elektriciteitsopwekking in termen van geïnstalleerde capaciteit die is aangesloten op het transmissienet Electrabel (9,3 GW in 2023 — 65 %), Luminus (2,2 GW in 2023 — 15 %), RWE (0,7 GW in 2023 — 5 %), Eneco (0,7 GW in 2023 — 5 %) en TotalEnergies (0,6 GW in 2023 — 4 %). België voert aan dat de HHI-indicator (36) voor marktconcentratie is gedaald van 5 510 in 2016 tot 4 431 in 2023, wat deels kan worden verklaard door de toegenomen ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen (zonne- en windenergie) door niet-gevestigde marktdeelnemers (37).

(36)

Volgens België zijn de belangrijkste spelers op de markt voor elektriciteitsopwekking door installaties die zijn aangesloten op het Belgische transmissienet Electrabel (39,1 TWh in 2023 — 70 %), Luminus (6,8 TWh in 2023 — 12 %), Eneco (2,5 TWh in 2023 — 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh in 2023 — 4 %) en RWE (2 TWh in 2023 — 4 %). België voert aan dat de HHI-indicator voor marktconcentratie is gedaald van 6 372 in 2016 tot 5 143 in 2023, dankzij de toegenomen elektriciteitsproductie uit hernieuwbare energiebronnen (38).

(37)

Volgens België waren er op detailhandelsniveau in België in 2023 in totaal 16 elektriciteitsleveranciers aanwezig. De belangrijkste leveranciers in termen van geleverde elektriciteit zijn Electrabel (47 % in 2023), Luminus (18,2 % in 2023), TotalEnergies (5,5 % in 2023) en Eneco (5,3 % in 2023), terwijl veel marktdeelnemers erg klein zijn (39).

(38)

Met de verlenging van de levensduur van de twee LTO-eenheden zal de ontwikkeling van een economische activiteit worden vergemakkelijkt en zal worden bijgedragen tot het aanpakken van de zorgen in verband met de toereikendheid van hulpbronnen in België (zie punt 2.4). Daarnaast voert België aan dat de verlenging van de levensduur van de kernreactoren ook tot doel heeft de afhankelijkheid van invoer in het algemeen en ingevoerde fossiele brandstoffen in het bijzonder te verminderen (in overeenstemming met de REPowerEU-doelstellingen), en zo ook bij te dragen tot het koolstofvrij maken van het Belgische elektriciteitssysteem, alsook tot de levering van basislastcapaciteit in de context van de toegenomen elektrificatiebehoeften in de nabije toekomst in België.

(39)

België voert aan dat de steunmaatregel tot doel heeft een aantal tekortkomingen van de markt te verhelpen die Electrabel beletten de kernreactoren in België te blijven exploiteren zonder aanvullende input van de Belgische regering (40).

(40)

België voert aan dat de Belgische regering, in het licht van dit algemene marktfalen in verband met koolstofarme investeringen in elektriciteitsmarkten en de extra risico’s waaraan een nucleaire exploitant is blootgesteld, een toezegging nodig heeft om de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden te ondersteunen. België voert aan dat de aangemelde maatregel daarom tot doel heeft dit marktfalen te verhelpen.

(41)

Naar aanleiding van de twijfels die de Commissie in haar inleidingsbesluit heeft geuit (zie punt 3.8), heeft België bepaalde delen van de maatregel gewijzigd.

(42)

Deze wijzigingen hebben met name betrekking op:

(43)

De bovenstaande wijzigingen zijn in detail uiteengezet in punt 3.3 van dit besluit.

(44)

In dit punt worden de verschillende onderdelen van het steunpakket voor het LTO-project beschreven, met inbegrip van de wijzigingen die België heeft aangebracht naar aanleiding van de twijfels die de Commissie in het inleidingsbesluit heeft geuit (zie de punten 3.3.1, 3.3.2 en 3.3.3), alsook de alternatieve financieringsmogelijkheden die België heeft overwogen (zie punt 3.3.4).

(45)

Er is voorzien in een reeks mechanismen voor financiële steun om de financiering van een tijdige en veilige verlenging van de levensduur van de twee kernreactoren mogelijk te maken. Alle submaatregelen van onderdeel 1 worden in de rest van dit punt in detail beschreven.

(46)

Tijdens het formele onderzoek heeft België de beweegredenen voor alle onderdelen van de financiële steun uiteengezet:

(47)

Zoals vermeld in overweging 22, heeft de nucleaire exploitant, Electrabel, vanwege het strikte tijdschema voor de herstart van de LTO, bepaalde ontwikkelingsactiviteiten vastgesteld en is hij met België overeengekomen deze te ondernemen. Deze activiteiten zijn nodig om de LTO tijdig te kunnen hervatten en om te voldoen aan de eisen en verwachtingen van de veiligheidsautoriteit, voordat de definitieve transactie wordt aangegaan. Deze ontwikkelingsactiviteiten zijn vastgelegd in de JDA, die voor het laatst is gewijzigd op 18 juli 2024 (JDA++) (44).

(48)

In de JDA++ zijn de voorwaarden vastgesteld waaronder België de kosten en uitgaven van Electrabel voor de ontwikkelingsactiviteiten voorfinanciert (45) totdat alle vereiste wetswijzigingen zijn goedgekeurd en in werking zijn getreden (de “wettelijke voorwaarde”). Kort na de vervulling van de wettelijke voorwaarde (op 15 juli 2024) begon Electrabel zijn eigen kosten en uitgaven voor de ontwikkelingsactiviteiten te financieren, wat het zal blijven doen totdat het bedrag van de financiering van Electrabel gelijk is aan het door de Belgische staat voorgefinancierde bedrag (naar verwachting begin 2025), waarna Electrabel en de Belgische staat de kosten en uitgaven voor de ontwikkelingsactiviteiten gelijk zullen verdelen.

(49)

België voert aan dat de voorfinanciering door de Belgische staat van de kosten en uitgaven voor de ontwikkelingsactiviteiten beperkt is tot kosten en uitgaven die daadwerkelijk door Electrabel (moeten) worden gedragen, hetgeen overeenkomt met 89,807 % van de totale kosten voor de ontwikkelingsactiviteiten. Er is een controlemechanisme opgezet en voorzien in een “afrekening” aan het einde van de contractperiode. België voert ook aan dat de financieringsregelingen in het kader van de JDA++ marktconform en kosteneffectief zijn.

(50)

De Belgische staat zal samen met de nucleaire exploitant Electrabel investeren in een joint venture, genaamd BE-NUC, die 89,807 % van de LTO-eenheden in eigendom zal hebben (zoals Electrabel momenteel heeft). De overige 10,193 % van de LTO-eenheden zullen in handen van Luminus blijven. Electrabel en de Belgische staat zullen elk 50 % van BE-NUC bezitten en als gelijke aandeelhouders optreden wat betreft de financiële participatie (verstrekking van eigen vermogen en aandeelhoudersleningen) en het aandeel in de winst uit de verkoop van elektriciteit. BE-NUC zal, als mede-eigenaar, 89,807 % van de investeringen dekken die nodig zijn om de exploitatie te verlengen, en de Belgische staat zal dus indirect 44,9035 % van de investeringskosten in verband met het LTO-project dragen. De overige 10,193 % zal door Luminus worden gedragen.

(51)

Electrabel is en blijft de enige exploitant van de twee kernreactoren door middel van een overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud (zie punt 3.3.1.4). BE-NUC zal geen nucleaire exploitant worden, maar zal op grond van deze overeenkomst wel zeggenschap hebben over de exploitatiekosten.

(52)

België voerde aan dat het niet verwacht dat het mogelijk zal zijn om externe schuldfinanciering aan te gaan om het LTO-project te financieren. Het LTO-project zal volledig door de aandeelhouders worden gefinancierd door middel van aandelen- en aandeelhoudersleningen (zie punt 3.3.1.2.2 hieronder).

(53)

De Belgische staat zal geen aandelen in mede-eigendom in de LTO-eenheden verwerven, maar er wel een overdracht (gedeeltelijke splitsing van de relevante activa) plaatsvinden van Electrabel aan de joint venture, overeenkomstig de stappen die zijn beschreven in overweging 49 van het inleidingsbesluit.

(54)

Electrabel zal zijn eigendomsrechten van 89,807 % met betrekking tot de LTO-eenheden (alsmede de bijbehorende vergunningen en eventuele andere vereiste activa) overdragen aan BE-NUC in ruil voor de uitkering van BE-NUC-aandelen aan Engie (destijds de enige aandeelhouder van Electrabel). De bijdrage van Electrabel aan BE-NUC zal worden gewaardeerd op basis van de schrootwaarde van het gebouw, de waarde van de grond en de waarde van de onroerende installaties, zoals beschreven in overweging 51 van het inleidingsbesluit.

(55)

Deze waardering van de bijdrage van Electrabel komt tot uiting in de aankoopprijs van 24,7 miljoen EUR (onder voorbehoud van aanpassingen) die de Belgische staat moet betalen om nieuwe aandelen te verwerven en een belang van 50 % in BE-NUC te behouden. De raad van bestuur van BE-NUC zal een (wettelijke) auditeur of een gecertificeerde accountant verzoeken een verslag over de inbreng in natura op te stellen, waarin met name de toegepaste waardering en de daartoe gebruikte waarderingsmethoden worden beoordeeld.

(56)

België voert aan dat de waardering van activa geen invloed heeft op de analyse van het nulscenario en heeft bewijs geleverd dat de overdracht van activa (gebouwen en grond) in het kader van het LTO-project neutraal is. Volgens België zorgt het gebruik van conservatieve methoden voor de waardering van activa (op basis van de schroot- of reële waarde) ervoor dat Engie geen voordeel haalt uit de overdracht van activa.

(57)

Bovendien komen de onroerende installaties overeen met het LTO-materieel, dat is aangekocht in het kader van de LTO-diensten, de operationele en onderhoudsdiensten en de JDA-diensten, en dat vóór de gedeeltelijke splitsing in de LTO-eenheden was geïnstalleerd en geïntegreerd. Om redenen die verband houden met het Belgische eigendomsrecht en om dubbeltelling te voorkomen, worden deze specifieke onderdelen van het LTO-materieel niet rechtstreeks betaald, maar worden zij in aanmerking genomen bij de gedeeltelijke splitsing, samen met de grond en de gebouwen. Voorts bevestigt België dat de gerelateerde kasstromen voor deze onderdelen van het LTO-materieel reeds zijn weergegeven in het financieel model bij ondertekening.

(58)

Tussen Electrabel, de Belgische regering en BE-NUC is een aandeelhoudersovereenkomst gesloten om de corporate governance van BE-NUC en de rechten van elk van zijn aandeelhouders vast te stellen. Volgens deze overeenkomst bestaat de raad van bestuur van BE-NUC uit vier directeuren, twee benoemd op voordracht van de Belgische regering en twee benoemd op voordracht van Electrabel. De voorzitter en de financieel directeur van BE-NUC zullen altijd directeuren zijn die door de Belgische regering zijn benoemd. Het quorum in de raad van bestuur is een gewone meerderheid en de besluiten van de raad van bestuur worden met gewone meerderheid van stemmen goedgekeurd. Er zijn bepalingen inzake belangenconflicten vastgesteld.

(59)

Zoals vermeld in overweging 55 van het inleidingsbesluit zullen niet-Europese activa die momenteel in handen zijn van Electrabel aan Engie worden overgedragen. Engie garandeert, als moederonderneming van Electrabel, dat activa ter waarde van ten minste 4 miljard EUR op het moment van sluiting van de transactie in Electrabel blijven (op basis van een op 30 juni 2023 berekende waarde van het eigen vermogen). Bovendien zijn na de sluiting andere waarborgen van toepassing, zoals de voortgezette en verscherpte monitoring van de financiële positie van de nucleaire exploitant door de CNV (Commissie voor Nucleaire Voorzieningen), en de onbeperkte en niet-opzegbare garantie van de moedermaatschappij die Engie heeft verleend voor bepaalde verplichtingen van de nucleaire exploitant.

(60)

België voert aan dat de joint venture een investering op voet van gelijkheid vormt, aangezien de twee aandeelhouders de joint venture aangaan onder gelijke voorwaarden en, als aandeelhouders, met hetzelfde risiconiveau en dezelfde beloningen.

(61)

De rol van de Belgische staat als aandeelhouder veronderstelt onder meer de financiering van de kapitaalkosten (CAPEX) en de exploitatiekosten (OPEX) van BE-NUC, het beheer van aandelen en de uitoefening van aandeelhoudersrechten (bv. stemrechten), en de ondersteuning van de twee directeuren van BE-NUC die op voordracht van de Belgische staat zijn benoemd (zie overweging 58).

(62)

De inbreng in het aandelenkapitaal bestaat uit:

(63)

België legt uit dat de voorwaarden van de aandeelhouderslening van Electrabel en de aandeelhouderslening van de Belgische regering identiek zijn. Beide aandeelhoudersleningen zullen worden toegekend tegen marktvoorwaarden, tegen rentevoeten die nog niet zijn vastgesteld, maar die, volgens de aandeelhoudersleningsovereenkomsten, door de raad van bestuur van BE-NUC in overeenstemming met de aandeelhoudersovereenkomst zouden worden vastgesteld op basis van de gangbare marktrente en eventuele vergelijkbare schuldfinanciering door derden die op het relevante tijdstip beschikbaar is. In het kader van de tussen de Belgische regering en Engie overeengekomen procedure heeft Engie een termsheet opgesteld waarin de voorwaarden van beide aandeelhoudersleningen zijn vastgelegd. In de termsheet wordt de methode voor het vaststellen van de rentevoet beschreven. België voert aan dat deze methode in overeenstemming is met het beleid van Engie op het gebied van verrekenprijzen voor leningen en met het BEPS-beginsel van de OESO (46) dat ervoor zorgt dat de rentevoet op een zakelijk niveau wordt vastgesteld. Volgens de termsheet zal de rentevoet naar verwachting een variabele rente zijn, vastgesteld op de zesmaands Euribor (ondergrens van 0 %) plus een verwachte marge van ongeveer [0-3] %.

(64)

België voert aan dat de invoering van een aandeelhouderslening naast de kapitaalinjectie voortvloeit uit financiële en transactionele overwegingen. Enerzijds biedt de verstrekking van de aandeelhouderslening meer flexibiliteit bij het opstellen van opname- en aflossingsschema’s. Met name kunnen bepalingen inzake de terugbetaling van leningen worden overeengekomen met minder regelgevende beperkingen dan dividenduitkeringen of aflossingen van eigen vermogen. Anderzijds zou de lening de financiële structuur met betrekking tot het belastbare inkomen kunnen optimaliseren (tot 30 % van de ebitda kan worden gebruikt om rente af te trekken).

(65)

Op basis van voorlopige berekeningen in het financieel model bij ondertekening bedraagt de totale kapitaalinbreng (kapitaalinjectie en aandeelhoudersleningen) [2 000-2 500] miljoen EUR (47), tegen 89,807 % door zowel de Belgische regering als Electrabel op voet van gelijkheid te verstrekken in [...] termijnen van [...] tot [...] ter financiering van onder meer de kapitaaluitgaven van het LTO-project (de resterende 10,193 % wordt gefinancierd door Luminus). De kapitaalinbreng moet worden terugbetaald aan de aandeelhouders van BE-NUC door middel van een reeks verminderingen van het aandelenkapitaal en de terugbetaling van de lening van aandeelhouders, en moet worden vergoed via de uitkering van dividenden en de rente op leningen van aandeelhouders. Over de opsplitsing van de kapitaalinbreng ([2 000-2 500] miljoen EUR) in kapitaalinjecties en aandeelhoudersleningen is nog geen besluit genomen.

(66)

België voert aan dat de verplichtingen in verband met de aandeelhoudersfinanciering en de aandeelhouderslening kunnen worden beschouwd als financiering op voet van gelijkheid, en dat de aandeelhouderslening tegen marktvoorwaarden zal worden verstrekt, zodat de aandeelhoudersfinanciering de begunstigden geen selectief voordeel verschaft.

(67)

Tussen BE-NUC, Luminus en de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst, die een autonome dienst met boekhoudkundige onafhankelijkheid binnen de Belgische staat zal zijn (“BE-WATT”), is een beloningsovereenkomst gesloten. De beloningsovereenkomst heeft tot doel de onzekerheid van de marktprijzen aan te pakken en de risico’s van de LTO-projectinkomsten voor de eigenaren van de LTO-eenheden, BE-NUC en Luminus te verminderen. BE-NUC en Luminus moeten zodoende voldoende inkomsten ontvangen uit de exploitatie van de LTO-eenheden om hun veilige en betrouwbare werking en economische levensvatbaarheid te waarborgen, terwijl de aandeelhouders het vereiste marktconforme financiële rendement in overweging kunnen nemen.

(68)

België verduidelijkt met name dat de financieringsbeginselen van de transactie als volgt zijn:

(69)

De financiële steunmechanismen (CfD, MOCP en SDC-leningen) worden nader toegelicht in de punten 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 en 3.3.1.3.4 hieronder.

(70)

In het algemeen is de (beoogde) interne rentabiliteit het minimumniveau van rendement dat beleggers aanvaarden als compensatie voor een bepaald risiconiveau in een investeringsproject. De beoogde interne rentabiliteit wordt vaak de “hurdle rate” genoemd, dat wil zeggen de drempel waaraan de interne rentabiliteit van een project gelijk moet zijn of die moet worden overschreden voordat het project wordt uitgevoerd. In theorie is de “hurdle rate” gelijk aan de som van de kapitaalkosten (bv. gewogen gemiddelde kapitaalkosten of “WACC”) en een “hurdle-premie”. Met andere woorden, het gaat om een combinatie van de rendementspercentages van vergelijkbare projecten/activa en aanpassingen om aan te sluiten bij een bepaald risicoprofiel, met inbegrip van projectspecifieke premies om aanvullende niet-diversifieerbare risico’s te dekken.

(71)

In het onderhavige geval komen de genormaliseerde elektriciteitskosten (Levelised Cost of Electricity, “LCOE”) overeen met het minimumniveau van de gemiddelde elektriciteitsprijs (of de uitoefenprijs in de opzet van het CfD) die moet worden verkregen zodat de beoogde interne rentabiliteit van het LTO-project kan worden behaald. Zoals vermeld in overweging 72 van het inleidingsbesluit werd de voorlopige uitoefenprijs in het financieel model bij ondertekening vastgesteld op [80-90] EUR per MWh (in waarden van 2022), op basis van de aanname dat de kosten voor de modernisering van de LTO-eenheden ongeveer [2-2,5] miljard EUR zouden bedragen. België voert aan dat de uitoefenprijs, op basis van het financieel model bij ondertekening, kan variëren van [80-90] EUR per MWh tot [80-90] EUR per MWh (in waarden van 2022) wanneer de toepassing van het (intensievere) mechanisme voor het delen van winsten en verliezen (MPRA) wordt overwogen.

(72)

België voert aan dat de beoogde interne rentabiliteit een conservatief rendement is gezien de risicoblootstelling van het LTO-project, op basis van: i) een benchmarking van de rendementspercentages van andere nucleaire investeringen wereldwijd en andere activa in de energiesector in België (zie punt 3.3.1.3.1.1); ii) een beoordeling van de kapitaalkosten van BE-NUC (zowel de WACC als de kosten van eigen vermogen) op basis van het CAPM-prijsmodel (zie punt 3.3.1.3.1.2), en iii) een simulatie van de verwachte MPRA-gecorrigeerde interne rentabiliteit in het licht van geactualiseerde marktomstandigheden waaruit blijkt dat de verwachte interne rentabiliteit van het LTO-project is gedaald ten opzichte van het tijdstip van de onderhandelingen over de uitvoeringsovereenkomst (zie punt 3.3.1.3.1.3).

(73)

België heeft een internationale benchmark verstrekt van de streefpercentages voor rendement en kapitaalkosten voor ondernemingen die kerncentrales in verschillende geografische gebieden exploiteren, alsook voor gasgestookte energiecentrales die worden vergoed in het kader van het Belgische CM en ondernemingen die andere soorten infrastructuur voor energietransmissie en -opslag in België exploiteren. De benchmarking werd na de vaststelling van het inleidingsbesluit verfijnd, met name wat betreft een nadere beschrijving van de aard van de regelgevingskaders en mogelijke aanvullende regelingen die van invloed zijn op de risicotoewijzing voor de onderzochte ondernemingen en projecten. In tabel 3 wordt een overzicht gegeven van het openbare beoogde rendement of WACC-ramingen van de gebenchmarkte projecten en bedrijven.

Tabel 3

Publieke WACC-ramingen voor gebenchmarkte projecten/bedrijven

(74)

In tabel 4 wordt een overzicht gegeven van de elementen waarmee de risico’s in de gebenchmarkte projecten of bedrijven worden aangepakt.

Tabel 4

Elementen waarmee de risico’s voor gebenchmarkte projecten/bedrijven worden aangepakt

(75)

Volgens België worden in deze benchmarkingexercitie drie elementen belicht:

(76)

Daarom is België van mening dat de interne rentabiliteit van 6-8 % van het project binnen de waarschijnlijke bandbreedte van marktgebaseerde rendementen ligt die niet tot overcompensatie zullen leiden.

(77)

Om na te gaan of de nagestreefde interne rentabiliteit van 7 % binnen het waarschijnlijke bereik van marktconforme rendementen ligt, heeft België naast de benchmarking een beoordeling van de kapitaalkosten verstrekt aan de hand van twee maatstaven, de WACC en de kosten van het eigen vermogen (unlevered), aangezien BE-NUC niet met vreemd vermogen wordt gefinancierd.

(78)

België verkreeg ramingen voor de WACC en de kosten van het eigen vermogen (unlevered) tussen de 6,2 en 7,4 % (wat neerkomt op een risicopremie voor het project van 3,1 tot 4,3 % boven de risicovrije rentevoet). Volgens België toont en bevestigt dit verder dat de interne rentabiliteit van 7 % evenredig is en niet leidt tot overcompensatie. In de onderstaande punten wordt nader toegelicht hoe de WACC en het bereik van de kosten van het eigen vermogen werden geraamd.

(79)

De eerste maatstaf voor de raming van de kapitaalkosten is de WACC, die het minimumrendement vertegenwoordigt dat het project moet bieden om kapitaal aan te trekken. Dit minimumrendement komt overeen met het rendement dat potentiële investeerders zouden kunnen behalen als zij besluiten te investeren in een ander project met gelijkwaardige kenmerken in termen van kasstroom, timing en risico. De WACC na belastingen wordt berekend aan de hand van de volgende formule:

(80)

De WACC is dus de som van i) de kosten van het eigen vermogen gewogen naar rato van de marktwaarde van het eigen vermogen binnen het totale kapitaal (wE), en ii) de kosten van vreemd vermogen (na belastingen) gewogen naar het aandeel van de marktwaarde van de schuld in het totale kapitaal (1-wE). De kosten van het eigen vermogen worden berekend op basis van het evaluatiemodel voor financiële activa (Capital Asset Pricing Model, “CAPM”), een standaardmodel voor het meten van het rendement dat een investeerder nodig heeft om de alternatieve kosten van de geldwaarde over een bepaalde beleggingshorizon (het risicovrije percentage) en van de blootstelling aan marktrisico te dekken (51). De blootstelling van aan marktrisico wordt weergegeven door de waarde van de levered equity-bèta (β E ). Vanwege de volatiliteit van de parameters werden de inputs voor het CAPM berekend in bereiken.

(81)

Met betrekking tot de berekening van de levered equity-bèta voert België aan dat, aangezien de joint venture een nieuwe en particuliere onderneming is die twee bestaande nucleaire LTO-eenheden bezit met een verwachte opwekking gedurende een periode van tien jaar, de bèta ervan niet kan worden berekend op basis van markt- of historische gegevens en derhalve moet worden geraamd aan de hand van een groep van vergelijkbare beursgenoteerde ondernemingen. Aangezien er echter geen vergelijkbare nutsbedrijven zijn waarvan 100 % van de opwekking uit nucleaire activiteiten afkomstig is, heeft België een steekproef overwogen van vijf beursgenoteerde Europese nutsbedrijven met de grootste blootstelling aan nucleaire activiteiten, dat wil zeggen vergelijkbare projecten met 15-65 % opwekking met gebruik van kerncentrales, binnen een gediversifieerde portefeuille (zie tabel 5).

Tabel 5

Activa-bètawaarden voor vergelijkbare nutsbedrijven met diverse nucleaire blootstellingen

(82)

België heeft uitgelegd dat elk van de nutsbedrijven een gediversifieerd openbaar verhandeld nutsbedrijf is met een aanzienlijke blootstelling aan door de RAB gereguleerde netwerkactiva en/of ondersteunde activa voor hernieuwbare energie, in tegenstelling tot de joint venture, een particuliere entiteit met een aandeel van 100 % nucleaire opwekking waarop de beloningsovereenkomst van toepassing is. Daarom zouden de op basis van deze vergelijkbare bedrijven geraamde systeemrisico’s waarschijnlijk kleiner zijn dan het systeemrisico van BE-NUC.

(83)

België heeft de parameters van tabel 6 gebruikt voor opname in de WACC-formule en verkreeg op basis van deze en aanvullende inputs, die in de loop van 2023 werden waargenomen, een theoretische WACC die tussen 6,2 en 7,4 % ligt, inclusief een premie van 3,1-4,3 % boven de risicovrije rentevoet.

Tabel 6

WACC-raming van BE-NUC en belangrijkste onderliggende parameters

(84)

De tweede methode is gebaseerd op de kosten van het eigen vermogen, waarmee het vereiste rendement van het project voor aandeelhouders wordt gemeten, ervan uitgaande dat er geen sprake is van schuldfinanciering, zoals het geval is voor het LTO-project. Hoewel voor de aanpak van de kosten van het eigen vermogen ook het CAPM wordt gebruikt, is deze gebaseerd op de unlevered kosten van het eigen vermogen (d.w.z. zonder hefboomeffect) (52). De kosten van het eigen vermogen (unlevered) worden als volgt berekend:

(85)

De volgende benadering is gebruikt om elke parameter van de formule van de kosten van het eigen vermogen te ramen (zie tabel 7):

(86)

Door bovenstaande schattingen in de formule van de kosten van het eigen vermogen in te voeren, wordt voor de kosten van eigen vermogen (unlevered) een schatting verkregen van 6,2 tot 7,5 % (zie tabel 7), met inbegrip van een premie van 3,1 tot 4,3 % boven de risicovrije rentevoet, hetgeen in overeenstemming is met de voor de WACC verkregen resultaten.

Tabel 7

Ramingen van de kosten van het eigen vermogen (unlevered) van BE-NUC en onderliggende parameters (volledige bandbreedte)

(87)

Rekening houdend met de hierboven geraamde parameters (voor mogelijke bereiken in 2023) schat België drie plausibele scenario’s voor de kosten van het eigen vermogen (unlevered) ten tijde van de overeenkomst tussen de partijen in 2023, wat overeenkomt met een bereik van 6,8 tot 7,3 % (zie tabel 8).

Tabel 8

Drie scenario’s voor de kosten van het eigen vermogen (unlevered) van BE-NUC (beperkt bereik)

(88)

België erkent de beperkingen van de CAPM-benadering om de kapitaalkosten van BE-NUC te ramen, gezien het gebrek aan rechtstreeks vergelijkbare beursgenoteerde bedrijven en de specifieke kenmerken van het risicoprofiel en de financieringsaanpak van het project (54). België wijst met name op het specifieke karakter van de nucleaire sector en op de beperkte vergelijkbaarheid met andere groepen activa.

(89)

Daarnaast bespreekt België verschillende premies die investeerders doorgaans nodig hebben om in de praktijk te investeren in vergelijkbare langetermijninvesteringsprojecten boven de door toepassing van de CAPM-benadering afgeleide WACC-raming. België voert een mogelijke rechtvaardiging aan voor de noodzaak om rekening te houden met deze premie ten opzichte van de WACC-raming in verband met het risico van kapitaallock-in voor langetermijninvesteringsprojecten die niet kunnen worden gediversifieerd en niet worden beloond in het kader van het CAPM (55). Bovendien heeft een ander argument ter rechtvaardiging van de noodzaak om rekening te houden met een premie betrekking op het tekort aan kapitaal om de doelstellingen van het energiebeleid in Europa te verwezenlijken, aangezien er tussen de beschikbare projecten aanzienlijke concurrentie om investeringen bestaat, waardoor een steeds hoger rendement nodig is om kapitaal aan te trekken. België voert aan dat het bij nutsbedrijven gebruikelijk is om een premie van 1,5 tot 4 % toe te voegen en geeft enkele voorbeelden om dit aan te tonen (56). Ten slotte voert België ook aan dat de illiquiditeitspremie een andere rechtvaardiging vormt om te voorzien in een financieringspremie boven de WACC-raming (57), gezien de aard van deze investering, die wordt ondersteund door zowel academische studies (die wijzen op een relevant bereik van 0,7 tot 7,3 %) (58) als vakmensen uit de sector (59). Deze premies zouden kunnen worden toegevoegd aan de ramingen van de WACC of de kosten van het eigen vermogen die via de CAPM-benadering is afgeleid, zoals uiteengezet in de vorige punten, en rechtvaardigen het argument van België dat de beoogde interne rentabiliteit gezien de risicoblootstelling van het project een conservatief rendement is.

(90)

België legt uit dat de MPRA tot gevolg heeft dat de beoogde interne rentabiliteit na MPRA-aanpassing dynamisch varieert tussen de 6 en 8 %. België voert aan dat zelfs indien de beoogde interne rentabiliteit vóór MPRA-aanpassing op 7 % wordt vastgesteld, onder de huidige marktomstandigheden (met lagere verwachte marktprijzen dan ten tijde van het financieel model bij ondertekening) een lagere interne rentabiliteit kan worden verwacht dan op het moment van de onderhandelingen over de beloningsovereenkomst was geraamd.

(91)

Om dit aan te tonen heeft België een analyse verstrekt van de ontwikkeling van de marktverwachtingen in de periode 2025-2035 sinds de onderhandelingen over de beloningsovereenkomst op basis van verschillende bronnen, en van het effect van deze herziene prognoses op de verwachte interne rentabiliteit van het LTO-project (via de toepassing van de MPRA).

(92)

Figuur 1 toont de oorspronkelijke prijscurves eind 2023 (d.w.z. ten tijde van de ondertekening van de overeenkomsten). In de verschillende prijsprognoses beginnen de marktprijzen — in het centrale scenario dat in volle lijnen wordt weergegeven — met een waarde van 120 EUR per MWh in 2025 en dalen zij tot een gemiddelde waarde van 87 EUR per MWh in de periode tot 2033.

Figuur 1

Initiële prijscurves voor basislastcentrales in het financieel model bij ondertekening (EUR/MWh) (waarden van 2022)

(93)

In figuur 2 is te zien dat de huidige prognoses van de elektriciteitsprijzen van het centrale scenario (60), die met volle lijnen worden weergegeven, zijn gedaald ten opzichte van de prognoses die ten tijde van het ondertekenen van het financieel model bij ondertekening werden gebruikt. [...] de prijsprojectie in het centrale scenario in het vierde kwartaal van 2022, die onder meer als referentiecurve in het financieel model bij ondertekening wordt gebruikt, wordt in deze grafiek bijvoorbeeld weergegeven met een rode stippellijn. Hoewel de prijzen eind 2022 werden geraamd op 120 EUR per MWh in 2025, worden zij momenteel geraamd op 85 EUR per MWh of zelfs lager in 2025. De marktontwikkelingen sinds 2022 hebben de voorspelde groothandelsprijzen voor elektriciteit in het komende decennium doen dalen, met name als gevolg van onder meer dalende prognoses van de grondstoffenprijzen (gas en CO2). In figuur 2 kan ook worden gezien dat in de huidige prognoses van het centrale scenario tussen 2025 en 2035 relatief vlakke prijzen worden voorspeld, variërend van 69 EUR per MWh tot 86 EUR per MWh.

Figuur 2

Prijscurves voor basislastcentrales zoals bijgewerkt in het najaar van 2024 (EUR/MWh) (waarden van 2022)

(94)

België concludeert op basis van bovenstaande cijfers dat de marktprijsverwachtingen zijn gedaald.

(95)

België voert aan dat het grijze gebied in de bovenstaande cijfers de prijscorridor vertegenwoordigt (zoals oorspronkelijk voorzien in de beloningsovereenkomst) voor MPRA-aanpassingen van het beoogde interne rendement, dat wil zeggen het marktprijsbereik waarbinnen de beoogde interne rentabiliteit wordt aangepast (61). De lagere marktprijsverwachtingen duiden dan op een daling van de verwachte interne rentabiliteit, gecorrigeerd door de MPRA. Volgens de aanvankelijk in de overeenkomst opgenomen MPRA-parameters zou de verwachte interne rentabiliteit van het LTO-project in het derde kwartaal van 2024 op 6,7 % worden geraamd (indien aan alle aannamen van het financieel model bij ondertekening is voldaan). Met de geactualiseerde MPRA-parameters (zie punt 3.3.1.3.2), die de inkomsten van BE-NUC en de interne rentabiliteit gevoeliger maken voor de marktomstandigheden, zou de verwachte interne rentabiliteit worden verlaagd tot 6,5 % (indien aan alle aannamen van het financieel model bij ondertekening is voldaan), rekening houdend met dezelfde prijsprognoses (zie tabel 9).

Tabel 9

Verwachte interne rentabiliteit (met oorspronkelijk en geactualiseerd MPRA) ten opzichte van de beoogde interne rentabiliteit (kwartaal 3, 2024)

(96)

Het CfD zal van toepassing zijn tussen de Belgische staat en BE-NUC, alsook tussen de Belgische staat en Luminus, de andere mede-eigenaar van de twee kernreactoren. Dit betekent dat een vooraf bepaalde richtprijs (de “uitoefenprijs”), die gedurende de gehele looptijd van de beloningsovereenkomst zal worden geïndexeerd, door de Belgische staat zal worden gegarandeerd voor de geaggregeerde gemeten elektriciteitsproductie van de LTO-eenheden. Indien de marktreferentieprijs hoger is dan de uitoefenprijs, betalen BE-NUC en Luminus het positieve verschil vermenigvuldigd met de werkelijk gemeten output aan de Belgische staat. Indien de marktreferentieprijs lager is, betaalt de Belgische staat het negatieve verschil vermenigvuldigd met de werkelijk gemeten output aan BE-NUC en Luminus. De verschilbetalingen zijn verschuldigd op de eerste vermogensdatum (de datum waarop de betrokken LTO-eenheid voor het eerst na de oorspronkelijke wettelijke einddatum elektriciteit in het hoogspanningsnet injecteert) en worden verricht in verhouding tot het aandeel van BE-NUC en Luminus in de door de LTO-eenheden opgewekte elektriciteit.

(97)

De belangrijkste parameters van het CfD zijn:

(98)

Volgens België is de initiële keuze van de DAM als marktreferentieprijs in het CfD op basis van een onafhankelijke analyse van Compass Lexecon (62) geschikt in het kader van het LTO-project, met name in de periode van LTO-werkzaamheden (de herstartfase tot en met 31 december 2028). Bovendien voert België aan dat de flexibiliteit die in de beloningsovereenkomst is ingebouwd, de deur opent voor alternatieve keuzes ten aanzien van de marktreferentieprijs tijdens de looptijd van het contract, afhankelijk van de ontwikkeling van de Belgische marktcontext en -behoeften, terwijl de risico-rendementsbalans van de oorspronkelijke de opzet van het CfD behouden blijft. België rechtvaardigt het gebruik van de DAM bovendien op basis van de volgende elementen:

(99)

De FOD Economie heeft opdracht gegeven tot een studie over de strategie voor het beheer van marktrisico’s van BE-WATT (de CfD-tegenpartij). De lopende studie is gericht op het nemen van voorbereidende stappen voor de operationalisering van BE-WATT, met name met betrekking tot de taak van deze entiteit op het gebied van risicobeheer. Met name:

(100)

De oorspronkelijke keuze van de marktreferentieprijs kan door de Belgische regering, als tegenpartij van beloningsovereenkomst, maximaal drie keer tijdens de looptijd van het contract worden herzien, onder voorbehoud van de instemming van BE-NUC en Luminus, vanaf het einde van de initiële periode van de LTO-werkzaamheden, bijvoorbeeld afhankelijk van de ontwikkeling van de Belgische marktcontext en -behoeften, met behoud van de risico-rendementsbalans van de oorspronkelijke de opzet van het CfD.

(101)

De uitoefenprijs wordt jaarlijks geïndexeerd aan de hand van een gewogen indexeringsberekening en kan op bepaalde tijdstippen worden herzien:

(102)

De uitoefenprijs wordt berekend aan de hand van informatie uit het gedetailleerde financiële model dat door BE-NUC zal worden opgesteld en bijgewerkt, binnen de door België meegedeelde parameters. Het financiële model (en eventuele actualiseringen daarvan) moet worden goedgekeurd door de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst. Wanneer een dergelijke goedkeuring wordt geweigerd, kunnen BE-NUC en de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst de vaststelling van een dergelijke versie van een financieel model aan een onafhankelijke deskundige voorleggen overeenkomstig een gespecificeerde procedure voor de vaststelling door deskundigen.

(103)

België voert aan dat met het CfD de blootstelling van BE-NUC aan marktrisico en marktprijsschommelingen wordt verminderd.

(104)

België voert aan dat het CfD weliswaar de blootstelling van BE-NUC aan het marktrisico en marktprijsschommelingen vermindert, maar wel risicodelingsmechanismen omvat die ervoor moeten zorgen dat BE-NUC nog steeds aan bepaalde marktrisico’s en stimulansen wordt blootgesteld. De beloningsovereenkomst omvat met name een mechanisme voor het delen van winsten en verliezen (de MPRA) voor wanneer de marktprijzen lager of hoger blijken te zijn dan de uitoefenprijs.

(105)

Het doel van de MPRA is BE-NUC te stimuleren zijn kostenstructuur te optimaliseren alvorens de uitoefenprijs vast te stellen en te herzien (2025/2029), de productie van de reactoren te maximaliseren wanneer hoge prijzen worden verwacht en het elektriciteitssysteem de schaarste nadert, en uitzonderlijke winsten te beperken.

(106)

De MPRA wordt als volgt afgeleid en berekend:

(107)

In het oorspronkelijke ontwerp van de MPRA (de “oorspronkelijke MPRA”) werd het bereik tussen de uitoefenprijs en de bovenste (respectievelijk onderste) drempel verdeeld in dertig positieve (respectievelijk negatieve) “MPRA-waarden”. In vergelijking met het “oorspronkelijke MPRA” wordt het “geactualiseerde MPRA” sneller geactiveerd, dat wil zeggen dat het mechanisme voor het delen van winsten en verliezen overeenkomt met een marktprijscorridor met intervallen van +/- 20 % in plaats van +/- 30 %.

(108)

België voert aan dat het (geactualiseerde) MPRA BE-NUC bijgevolg sterke(re) stimulansen biedt om:

(109)

Bovendien voert België aan dat in de gewijzigde de opzet van het CfD de beslissingsautoriteit over het moment waarop een besluit tot economische modulatie moet worden genomen, wordt overgedragen aan de EMSA-partner (zie punt 3.3.1.5). De EMSA-vergoeding zal niet alleen worden vastgesteld zoals oorspronkelijk gepland, maar zal naast een vast deel ook variabel worden gemaakt, en er zullen dus stimulansen worden gegeven om optimaal gebruik te maken van het beperkte aantal van dertig modulaties per splijtstofcyclus (zie overweging 13). In vergelijking met de oorspronkelijke de opzet van het CfD, waarbij modulatiebesluiten werden genomen op basis van een vaste modulatiedrempel, is de gewijzigde de opzet van het CfD niet langer gebaseerd op een vaste modulatiedrempel, maar worden hiermee stimulansen geboden om ervoor te zorgen dat modulaties worden uitgevoerd op momenten waarop zij het meest opleveren (d.w.z. wanneer de prijzen naar verwachting gedurende een voldoende lange periode zeer negatief zullen zijn). De EMSA-vergoeding wordt nader beschreven in punt 3.3.1.5.2.

(110)

Ten slotte voert België aan dat het CfD, om de in overweging 80 van het inleidingsbesluit genoemde redenen, een passend en evenredig instrument is om de vastgestelde tekortkomingen van de markt en specifieke nucleaire risico’s aan te pakken, waarmee de doelstellingen van de maatregel worden verwezenlijkt en tegelijkertijd efficiënte marktsignalen in stand worden gehouden. België verduidelijkt dat alle opbrengsten van het CfD naar de algemene staatsbegroting zullen vloeien, maar hiervoor een afzonderlijke boekhouding zal worden gevoerd. Zij zullen in de eerste plaats worden gebruikt voor de financiering van de betalingen van de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst in het kader van het CfD. Wanneer de opbrengsten van het CfD hoger zijn dan de bedragen die nodig zijn om de kosten van het CfD voor de LTO-eenheden te financieren, kunnen deze worden gebruikt om de kosten van een ander CfD te financieren. België verbindt zich ertoe alle resterende CfD-opbrengsten te gebruiken voor de verdeling ervan onder ondernemingen. België verbindt zich er voorts toe dat het de Commissie in kennis zal stellen indien CfD-opbrengsten aan ondernemingen zouden worden uitgekeerd en, indien nodig, een dergelijke maatregel aan te melden. België bevestigt ook dat het sanctieclausules heeft opgenomen in geval van onterechte eenzijdige vroegtijdige beëindiging van de CfD-overeenkomst.

(111)

Indien de inkomsten van BE-NUC niet toereikend zijn om de kosten te dekken die in een bepaalde maand uit hoofde van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud moeten worden betaald, alsook alle andere kapitaaluitgaven voor exploitatie, splijtstof en onderhoud die nodig zijn voor de exploitatie van de LTO-eenheden, moet de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst een betaling voor een tekort aan inkomsten aan BE-NUC verrichten om te zorgen voor voldoende kasstroom om deze kosten te dekken, teneinde de economische levensvatbaarheid van de joint venture op lange termijn te waarborgen (63).

(112)

De MOCP bestaat uit twee onderdelen: Minimale exploitatiekosten: i) een betaling voor een tekort aan inkomsten om te zorgen voor voldoende kasstromen om de kosten voor de exploitatie van de LTO-eenheden te dekken en de economische levensvatbaarheid van de joint venture op lange termijn te waarborgen, en ii) een kostenbescherming van 50 % op het geïnvesteerde kapitaal in verhouding tot de geamortiseerde kapitaalkosten van de LTO-verlenging (om de drie jaar).

(113)

België voert aan dat elke gebeurtenis die de beschikbaarheid van de LTO-eenheden voor een significante periode tijdens het jaar zou verminderen en/of herhaalde gevallen van niet-beschikbaarheid over meerdere jaren, tot aanzienlijke verliezen voor BE-NUC kunnen leiden.

(114)

België heeft Electrabel verzocht het risico op grote onverwachte gebeurtenissen gedurende de levensduur van de LTO-eenheden te evalueren op basis van historische gegevens. Electrabel voert aan dat er in de periode van tien jaar van de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden een grote kans is op een significante ongeplande gebeurtenis (64). Om dit te bewijzen heeft Electrabel gevallen van niet-beschikbaarheid in het verleden vastgesteld voor elk van de zeven kernreactoren, in de periode van elf jaar tussen 2012 en 2022 (zie tabel 10). Electrabel stelt dat deze historische benadering om de volgende redenen nuttige inzichten biedt:

(115)

Uit de gegevens in tabel 10 blijkt dat zich in de periode 2012-2022 in alle zeven kernreactoren gevallen voordeden van significante ongeplande niet-beschikbaarheid buiten de controle van de nucleaire exploitant, die resulteerden in een gemiddelde niet-beschikbaarheid van 59 % per eenheid (bovenop de geplande uitval), wat overeenkomt met een gemiddelde niet-beschikbaarheid van zeven maanden per geval. Voor de zeven Belgische kernreactoren samen waren er in de periode 2012-2022 elf gevallen van significante ongeplande niet-beschikbaarheid. De redenen voor gevallen van onverwachte niet-beschikbaarheid waren onder meer waterstofvlokken in reactordrukvaten, scheurtjes in het beton (waarvoor belangrijke reparaties nodig waren), defecten van apparatuur, lekken en sabotage. België voert dan ook aan dat er per tien jaar gemiddeld ongeveer 1,6 (11/7) gevallen van significante ongeplande niet-beschikbaarheid per reactor waren.

(116)

België voert aan dat, wanneer er meerdere kernreactoren (of nucleaire installaties) in bedrijf zijn, het inkomstenverlies tijdens een periode van uitval van een of meer eenheden gedeeltelijk kan worden gecompenseerd door de inkomsten die door de andere eenheden worden gegenereerd. In het geval van het LTO-project zullen deze systeemrisico’s (van gevallen van niet-beschikbaarheid die de meeste eenheden tegelijk treffen) naar verwachting toenemen naarmate het totaal aan Belgische nucleaire installaties vanaf 2025 krimpt en minder gediversifieerd wordt, des te meer omdat de twee LTO-eenheden dezelfde technologie hebben. Een belangrijk voorval dat beide LTO-eenheden voor een aanzienlijk deel van het jaar treft, wordt daarom niet onwaarschijnlijk geacht.

(117)

De 59 % kans op niet-beschikbaarheid per eenheid, wat overeenkomt met ongeveer zeven maanden, komt overeen met de gemiddelde duur van één geval van significante niet-geplande niet-beschikbaarheid. Electrabel beschouwt deze duur als een realistische raming op basis van zijn eigen ervaring met de exploitatie van de LTO-eenheden in België, aangezien significante voorvallen belangrijke technische werkzaamheden, de aanschaf van reserveonderdelen, een veiligheidseffectbeoordeling en uitgebreide besprekingen met de autoriteit voor nucleaire veiligheid vereisen voordat de kernreactoren weer kunnen worden opgestart.

(118)

België legt verder uit dat de reguliere periodieke veiligheidsherzieningen, op basis van IAEA-richtsnoer SSG-25 (66), die vanaf de ingebruikneming om de tien jaar zijn uitgevoerd, hebben geleid tot aanzienlijke verbeteringen van het ontwerp en investeringen om het hoofd te bieden aan de veroudering van de kernreactoren en de veiligheid en betrouwbaarheid ervan te helpen handhaven. Ondanks deze periodieke evaluaties kan de nucleaire exploitant echter niet uitsluiten dat zich nieuwe problemen voordoen die leiden tot aanzienlijke perioden van niet-beschikbaarheid voor de kernreactoren.

(119)

Om het effect op BE-NUC van een geval van significante ongeplande niet-beschikbaarheid tijdens de periode van de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden en het effect van de MOCP in te schatten, heeft België op basis van de gegevens van tabel 10 plausibele scenario’s van belangrijke gevallen van niet-beschikbaarheid (zie tabel 11) in overweging genomen. Net als bij andere beoordelingen heeft België zich voor de illustratieve berekeningen gebaseerd op het financieel model bij ondertekening van 13 december 2023.

(120)

Uit de bovenstaande analyse blijkt volgens België dat de MOCP bedoeld is om de gevolgen te dekken van mogelijke belangrijke voorvallen die de economische levensvatbaarheid van de joint venture in gevaar brengen, en dat de joint venture veel risico’s van niet-beschikbaarheid draagt: in scenario 1 wordt de MOCP niet geactiveerd als er een gemiddeld belangrijk voorval zou plaatsvinden, en is er geen rendement voor de aandeelhouders gegarandeerd, die het risico blijven dragen dat hun investeringen niet worden terugverdiend.

(121)

De MOCP kan in sommige scenario’s leiden tot relatief aanzienlijke kosten voor de Belgische staat, aangezien deze zal worden geactiveerd om het hoofd te bieden aan de niet-beschikbaarheid met een grote impact, zoals hierboven is geïllustreerd. Om dit probleem aan te pakken, heeft België een plafond voor de MOCP-betalingen ingevoerd. Dienovereenkomstig zal de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst (de Belgische staat) haar beëindigingsrecht uit hoofde van de beloningsovereenkomst (67) uitoefenen indien de MOCP een uitbetaald bedrag van 2 miljard EUR (de “MOCP-trigger”) bereikt, mits dit passend lijkt in het licht van onder meer:

(122)

België voert aan dat er omstandigheden zijn waarin een beëindiging niet passend zou zijn:

(123)

Indien de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst besluit haar beëindigingsrecht(en) niet uit te oefenen, zal België zijn redenering ter beoordeling aan de Commissie voorleggen.

(124)

Het bedrag van de MOCP-trigger komt overeen met de bovengrens van de MOCP-betalingen in een scenario waarin beide LTO-eenheden gedurende twee opeenvolgende jaren gelijktijdig niet beschikbaar zijn. De verwachte MOCP-betalingen voor tweejarige sluitingen zullen immers afhangen van het jaar waarin de genoemde sluitingen plaatsvinden. België heeft jaarlijkse berekeningen verstrekt voor de jaarlijkse MOCP-betalingen en de totalen over twee opeenvolgende jaren (zie tabel 12) op basis van voorlopige prognoses van het financieel model bij ondertekening van 13 december 2023.

Tabel 12

Simulatie van de MOCP-betalingen

(125)

Om de referentieperiode van twee jaar te ramen die wordt gebruikt om het voorgestelde plafond van 2 miljard EUR voor de MOCP te berekenen, geeft België enkele voorbeelden van kernreactoren in de Verenigde Staten (aangezien dit tot dusver in Europa nooit heeft plaatsgevonden) die om technische redenen permanent zijn stilgelegd (68). Volgens België blijkt uit deze voorbeelden dat de referentieperiode van twee jaar in overeenstemming is met de industriële realiteit, aangezien een periode van twee jaar na de ontdekking van een probleem dat de stillegging van beide LTO-eenheden vereist, gewoonlijk kan worden beschouwd als een redelijke grens om de vraag te stellen of reparaties moeten worden voortgezet dan wel om de definitieve stillegging te overwegen.

(126)

Om de MOCP operationeel te maken, zal BE-NUC, hetzij bij zijn aandeelhouders, hetzij bij een externe partij, uiterlijk op de eerste datum van herstart van de LTO een werkkapitaalfaciliteit (WCF) aankopen. De WCF dient ter financiering van de behoefte aan werkkapitaal die voortvloeit uit de exploitatie van de LTO-eenheden. BE-NUC mag de WCF opnemen als het verschil tussen zijn kasinstromen en kasuitstromen kleiner is dan de geraamde operationele uitgaven van de komende uitgavenperiode zoals uiteengezet in de beloningsovereenkomst. Het bedrag van de WCF moet ten minste gelijk zijn aan de gemiddelde totale geraamde operationele uitgaven voor een periode van drie maanden. De WCF fungeert in feite als een intrajaarlijkse brug naar de jaarlijkse MOCP en fungeert als een doorlopende kredietfaciliteit die jaarlijks zou worden afgelost, indien zij zou worden opgenomen, door de MOCP die door België wordt verstrekt.

(127)

De voorwaarden van de WCF, die uiterlijk op de eerste datum van herstart van de LTO tegen marktvoorwaarden moet worden aangekocht, zijn nog niet bekend. België heeft echter verder verduidelijkt dat de rentevoet van de WCF zal worden bepaald aan de hand van dezelfde methode als de methode die is overeengekomen voor de aandeelhoudersleningen (zie overweging 63).

(128)

Naast de MOCP, die voorziet in financiële stabiliteit gedurende de gehele periode van tien jaar van de levensduurverlenging, zal de Belgische regering gedurende de eerste drie jaar van het LTO-project (herstartfase) een lening tegen identieke voorwaarden verstrekken aan BE-NUC en Luminus. De omvang van de leningen zal worden bepaald op basis van hun evenredige aandeel in de LTO-eenheden en bijgevolg hun respectieve aandeel in de stilleggings- en exploitatiekosten per 1 juli 2025. Zoals België heeft opgemerkt, worden de SDC-leningen verstrekt om de liquiditeit tot 2028 te waarborgen, aangezien de exploitatiekosten als gevolg van LTO werkzaamheden niet met kasstromen kunnen worden gefinancierd.

(129)

De SDC-leningen, die tegen een geplafonneerde rentevoet worden verstrekt en volgens een specifiek aflossingsschema worden terugbetaald, bestaan uit twee verschillende faciliteiten (d.w.z. één per LTO-eenheid), elk bestaande uit twee tranches:

(130)

De voorwaarden van de SDC-leningen zijn opgenomen in overweging 96 van het inleidingsbesluit en zijn niet gewijzigd. De SDC-leningen moeten worden terugbetaald tegen een rente van maximaal 6 % en op voet van gelijkheid met het rendement van de aandeelhouders. Met betrekking tot de methode die is gebruikt om de rentevoet te bepalen, legt België uit dat dit het resultaat was van onderhandelingen tussen de partijen bij de beloningsovereenkomst, en dat het maximumpercentage van 6 % overeenkomt met de ondergrens van het beoogde bereik van de interne rentabiliteit van 6 tot 8 % (rekening houdend met de MPRA).

(131)

Zoals vermeld in overweging 97 van het inleidingsbesluit, zullen de SDC-leningen naar verwachting worden opgenomen voor een totaalbedrag van [500-700] miljoen EUR in [...] tranches van [...] tot en met [...], terugbetaald in drie tranches van [...] tot en met [...], met inbegrip van gekapitaliseerde rente. Deze berekeningen en bedragen zullen in de loop van 2025, vóór de datum van de herstart van de LTO, worden bijgewerkt in het financiële model dat door de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst is goedgekeurd, op basis van de kosten voor de verlenging van de exploitatie op grond van de door het Federaal Agentschap voor Nucleaire Controle vastgestelde eisen op het gebied van nucleaire veiligheid, geraamd op basis van de door de contractanten ingediende offertes.

(132)

België voert aan dat de SDC-leningen de aandeelhouders niet onevenredig ten goede komen: de risico’s van het niet realiseren van het verwachte rendement worden evenredig gedeeld door de aandeelhouders van de joint venture en de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst, aangezien met lagere winsten zowel de interne rentabiliteit van het LTO-project als de SDC-leningen zal dalen. De SDC-leningen zullen immers alleen (in het geheel) niet worden terugbetaald indien het LTO-project onvoldoende winst oplevert om enig rendement op de investering van de aandeelhouders te betalen (69). België voert aan dat de SDC-leningen bijgevolg geen extra risico’s voor de aanbieder van de beloningsovereenkomst met zich meebrengen die verder gaan dan de risico’s van de prestaties en winstgevendheid van het LTO-project, aangezien de faciliteit niet wordt gebruikt om de kapitaaluitgaven te financieren (alleen de geamortiseerde kapitaalkosten van de LTO-verlenging tijdens de herstartfase).

(133)

Uit hoofde van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud moet Electrabel voor BE-NUC de volgende diensten verrichten:

(134)

Bepaalde diensten zijn uitdrukkelijk uitgesloten van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud, met inbegrip van diensten, werkzaamheden of activiteiten in verband met de buitengebruikstelling en ontmanteling van de LTO-eenheden, die onder de verantwoordelijkheid van Electrabel blijven vallen (zie punt 3.3.2.4).

(135)

Overeenkomstig artikel 12.1 van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud en behoudens bepaalde aanpassingen en uitzonderingen betaalt BE-NUC Electrabel 89,807 % (wat overeenkomt met het belang van Luminus van 10,193 % in de LTO-eenheden) van alle kosten voor de verlening van de LTO-diensten en de exploitatie- en onderhoudsdiensten, vermeerderd met de desbetreffende marge, namelijk:

(136)

België voert aan dat de marges in overeenstemming zijn met de marges die worden toegepast in het kader van de LTO-partnerschapsovereenkomst met Luminus (die zelf een breed scala aan diensten omvat, met inbegrip van — maar niet beperkt tot — exploitatie- en onderhoudsdiensten). De oorspronkelijke overeenkomst die betrekking had op soortgelijke diensten aan een derde, Luminus, die op 26 juni 2003 werd gesloten en op 13 december 2023 opnieuw werd bevestigd, is een relevante referentie ter ondersteuning van het standpunt dat de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud marktconforme kosten voor nucleaire operaties weerspiegelt. Daarnaast voert België aan dat de door Electrabel gedragen financiële risico’s groter zijn dan in het kader van de partnerschapsovereenkomst met Luminus, aangezien de marge van Electrabel in het kader van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud zal worden verminderd in geval van (niet-verschoonbare) kostenoverschrijdingen (d.w.z. kosten die niet zijn opgenomen in de begroting zoals voorgesteld door Electrabel en gevalideerd door de partijen) en in geval van niet-beschikbaarheid van de installatie boven een streefdoel.

(137)

Daarnaast voert België aan dat de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud bepaalde kostencontroles omvat, waaronder het recht van BE-NUC om de berekening door Electrabel van de vergoedingen en prestaties van de diensten te controleren en om een benchmarkherziening te vragen van de prijzen die Electrabel aanrekent voor technische diensten van gelieerde bedrijven.

(138)

Tot slot zal Electrabel, als (enige) exploitant van de LTO-eenheden en als dienstverlener aan BE-NUC in het kader van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud, worden gestimuleerd om technische en economische prestaties van de LTO-eenheden te realiseren. Uit hoofde van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud geldt met name dat:

(139)

Als gevolg daarvan concludeert België dat de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud beperkt is tot het dekken van de gemaakte kosten en dat de financiële voorwaarden van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud marktconform zijn.

(140)

Hoewel BE-NUC de technische eigenaar zal zijn van 89,807 % van de door de LTO-eenheden geproduceerde elektriciteit (de overige 10,193 % is eigendom van Luminus), draagt het de eigendom van die elektriciteit over aan de energiebeheerder, die de elektriciteit zal verkopen (70). Daartoe sluit BE-NUC een EMSA met een partner die de elektriciteit van BE-NUC koopt en verkoopt.

(141)

In de EMSA zullen de belangrijkste voorwaarden en risicotoewijzingen worden vastgesteld en zullen bijgevolg, binnen de vastgestelde parameters, op gedetailleerde wijze een biedings- en onbalansstrategie en de rol van de energieverkoopbeheerder (“EMSA-partner”) in dat verband worden uiteengezet. De EMSA-partner die in het kader van de EMSA wordt aangewezen, is de koper en de eigenaar van het aandeel van BE-NUC in de door de LTO-eenheden geproduceerde elektriciteit en is onderworpen aan een vooraf vastgestelde biedings- en onbalansstrategie. De biedings- en onbalansstrategie kan van tijd tot tijd worden herzien en gewijzigd volgens een in de beloningsovereenkomst beschreven procedure. De Belgische regering (BE-WATT) kan, in haar hoedanigheid van tegenpartij bij de beloningsovereenkomst, de biedings- en onbalansstrategie opleggen voor zover deze voldoet aan de voorwaarden voor de biedings- en onbalansstrategie zoals vastgelegd in de beloningsovereenkomst. De EMSA-partner heeft in dit verband een adviserende rol.

(142)

Om de geproduceerde elektriciteit op concurrerende en transparante wijze naar de groothandelsmarkt voor elektriciteit te brengen, zijn Electrabel en de Belgische staat overeengekomen een openbare aanbesteding voor deze diensten uit te schrijven, waarbij de transparantie en mededinging worden gewaarborgd (zie punt 3.3.1.5.1). De aanbestedingswetgeving en alle daarmee verband houdende noodzakelijke waarborgen zijn van toepassing op de aanbestedingsprocedure.

(143)

België voert aan dat de aanbestedingsprocedure vrijwillig wordt uitgevoerd in overeenstemming met de Belgische wet inzake overheidsopdrachten van 17 juni 2016 en het koninklijk besluit van 18 juni 2017 plaatsing overheidsopdrachten in de speciale sectoren (71).

(144)

De EMSA zal worden gegund via een onderhandelingsprocedure met een voorafgaande oproep tot mededinging (72), een standaardprocedure in de nutssector. De aanbesteding is gepubliceerd op de relevante Belgische (73) en EU-platforms (74), zodat alle potentiële inschrijvers aan de aanbestedingsprocedure kunnen deelnemen.

(145)

Gezien het belang van de aanbestede dienst en de gevoeligheid vanuit het oogpunt van mededinging, heeft België aanvullende bepalingen en waarborgen ingevoerd om ervoor te zorgen dat de doelstellingen van de EMSA worden bereikt en dat de verwachte diensten naar behoren worden geleverd:

(146)

Daarnaast voert België aan dat de aanbesteding een reeks selectiecriteria bevat om ervoor te zorgen dat elke inschrijver aan de voorwaarden voor professionaliteit en de vereiste infrastructuur voor een ordelijke uitvoering van de EMSA voldoet. Deze kwalificatiecriteria zijn echter tot een minimum beperkt, waarbij telkens wordt verwezen naar een noodzakelijke eis voor de beoogde diensten, teneinde een maximale mededinging tijdens de aanbesteding te waarborgen.

(147)

In vergelijking met de informatie waarover de Commissie ten tijde van het inleidingsbesluit beschikte, heeft België meer details verstrekt over de kwalificatiecriteria. De inschrijver moet zelf (of, voor de eerste vier hieronder beschreven criteria, door een beroep te doen op de draagkracht van een andere entiteit):

(148)

Tijdens de looptijd van de EMSA gelden onder meer de volgende voorwaarden voor de EMSA-partner:

(149)

Wat de timing van de aanbesteding betreft, voert België aan dat het de bedoeling is de inschrijving tijdig af te ronden, uiterlijk op 15 mei 2025, zodat de EMSA-partner voldoende tijd heeft om de nodige voorbereidingen te treffen vóór de herstart van de LTO-eenheden.

(150)

De aanbestede diensten omvatten, met betrekking tot de elektriciteitsactiva, onder meer i) prospectieve en gerealiseerde vertegenwoordigingsdiensten voor energie-activa; ii) day-ahead- en intradaydiensten voor optimalisatie en werkzaamheden; iii) diensten in verband met verplichtingen die voortvloeien uit marktregulering; iv) contracteringsdiensten van de Belgische TSB, en v) handels-, markttoegangs- en marktanalysediensten. Vanwege de onderlinge afhankelijkheid van de verschillende genoemde taken en de gebruikelijke marktpraktijk om deze diensten te combineren tot één enkel commercieel contract om de operationele efficiëntie te waarborgen, zullen deze diensten worden geïntegreerd in één definitie van EMSA-diensten.

(151)

België heeft verduidelijkt dat de EMSA-partner niet handelt als agent of namens BE-NUC, maar de aangekochte elektriciteit verkoopt aangezien hij hiervan de eigenaar is. Bovendien verkrijgt de EMSA-partner in de gewijzigde de opzet van het CfD de beslissingsbevoegdheid met betrekking tot economische modulaties om een efficiënt gebruik van het beperkte aantal modulaties te stimuleren en beter te reageren op marktsignalen (zie overweging 153 en verder).

(152)

België voert aan dat de regeling tussen de EMSA-partner en BE-NUC gebaseerd is op de DAM, om het basisrisico voor BE-NUC te beperken, aangezien dit betekent dat BE-NUC, in combinatie met de gedifferentieerde betaling van BE-NUC via een CfD waarbij de marktreferentieprijs de DAM-prijs is, de uitoefenprijs ontvangt (zie punt 3.3.1.3.2) (82). België bevestigt dat de EMSA-partner vrij zal zijn om handel te drijven op de markt van zijn keuze en niet verplicht is een bod uit te brengen op de DAM.

(153)

Zoals uiteengezet in punt 2.1 en overweging 109, is de vergoeding van de EMSA-partner gewijzigd, aangezien de LTO-eenheden beperkt zijn tot dertig modulaties per cyclus en derhalve niet de technische en wettelijke mogelijkheid hebben om hun output op enig moment te wijzigen, teneinde stimulansen te bieden om optimaal gebruik te maken van het beperkte aantal toegestane modulaties. In plaats van slechts een vaste vergoeding (vastgesteld aan de hand van de inschrijving), omvat de gewijzigde vergoedingsformule ook een variabele vergoeding (gebaseerd op een vooraf bepaalde formule en afhankelijk van de modulatie en de betaling voor de verrekening van correcties). Een dergelijke vergoeding stelt de EMSA-partner bloot aan een deel van de potentiële voordelen van modulatie in tijden van negatieve prijzen (alsook een deel van de potentiële nadelen van modulaties voor de inkomsten in tijden van positieve prijzen, indien van toepassing), terwijl de EMSA-partner rechtstreeks wordt blootgesteld aan onbalans- en intradaykosten, zoals hieronder uiteengezet. Daarom zal de variabele vergoeding bestaan uit een vast procentueel aandeel (“alfa”) van de inkomstenvoordelen die leiden tot een modulatie in day-ahead en een gedifferentieerd procentueel aandeel (“bèta”) in de intraday- en onbalanskosten, dat wil zeggen de betalingen voor de verrekening van correcties (die kunnen bestaan uit inkomsten die voortvloeien uit de activering van een modulatie in intraday), waarbij:

(154)

De formule in figuur 3 is van toepassing op het volledige volume tijdens modulaties, ook als modulatie plaatsvindt wanneer de prijzen positief zijn (bijvoorbeeld tijdens perioden van op- en afregelen) en niet alleen tijdens perioden van negatieve prijzen (84). De variabele vergoeding wordt betaald door BE-NUC in het kader van de EMSA, maar deze kosten en/of inkomsten zullen in het kader van de beloningsovereenkomst aan BE-WATT worden doorberekend.

(155)

Volgens België wordt de EMSA-partner door middel van de gewijzigde vergoedingsformule onder meer gestimuleerd om op optimale wijze en gedurende het day-ahead- en intradaytijdsbestek gebruik te maken van economische modulaties en om de intraday- en onbalanskosten te beperken. België voert aan dat de alfa- en bètaparameters zijn gekozen om een efficiënte werking van de markt te behouden en tegelijkertijd te voorkomen dat risicoaverse inschrijvers worden afgeschrikt.

(156)

De gewijzigde vergoedingsformule zal van invloed zijn op het inschrijvingsgedrag van de deelnemers aan de aanbesteding voor de vaste vergoeding. De inschrijvers zullen in hun offertes rekening houden met de verwachte voordelen van modulatie (optiewaarde), alsook met de kosten en potentiële inkomsten in verband met intraday- en onbalansbetalingen. België voert aan dat de beloningsstructuur (prikkel) in de aanbestedingsdocumenten zal worden toegelicht, zodat het opwaartse/neerwaartse potentieel van de gewijzigde vergoedingsformule transparant is voor de inschrijvers. België zal de geschiktheid van de (gewijzigde) formule voor de vergoeding van de EMSA-partner en de marktconformiteit en de efficiëntie van de stimulansen die deze op de verschillende markten biedt, evalueren. De evaluatie vindt uiterlijk twee jaar na de start van de exploitatie plaats, zodat het contract tijdig kan worden herzien of een nieuwe inschrijving kan worden uitgeschreven, wat na 3,5 jaar mogelijk is (85). Om de juiste stimulansen voor de EMSA-partner te behouden, is echter alleen een opwaartse herziening van de alfa- en bètaparameter mogelijk (86).

(157)

België voert aan dat de aanpassing van de EMSA-vergoeding de stimulansen van de EMSA-partner, die de bevoegdheid heeft om beslissingen te nemen over de economische modulatie (afhankelijk van het definitieve besluit van de exploitant, bv. in het geval van veiligheids- of regelgevingsproblemen), in overeenstemming brengt met marktsignalen, en hiermee tegemoet wordt gekomen aan de zorgen van de Commissie in dit verband. Tegelijkertijd beschikt de EMSA-partner over passende stimulansen om zijn taak als balanceringsverantwoordelijke te vervullen zonder volledig te worden blootgesteld aan onbalansen die buiten zijn eigen controle vallen. Daarnaast voert België aan dat er voortdurend accurate informatie zal worden uitgewisseld (met inbegrip van regelmatige updates over de beschikbaarheid, technische capaciteiten enz. van de LTO-eenheden) tussen BE-NUC, de nucleaire exploitant en de EMSA-partner, zodat de EMSA-partner geïnformeerde en efficiënte beslissingen kan nemen over economische modulaties.

(158)

België bevestigt ook dat de CfD-tegenpartij (BE-WATT) een risicobeheerstrategie voor haar open positie zal ontwikkelen, zoals wettelijk is voorzien, en dat de uitvoering ervan zal bijdragen tot de liquiditeit van de termijnmarkten voor elektriciteit (zie overweging 99). De goedkeuring van de strategie is afhankelijk van een advies van de regelgever, dat een beoordeling zal omvatten van het effect van de strategie op de relevante elektriciteitsmarkten.

(159)

De EMSA-partner zal in principe worden geselecteerd via een transparante, open en concurrerende aanbesteding (zie punt 3.3.1.5.1). De handelsentiteit GEMS (Global Energy Management & Sales) van Engie, een bedrijfsonderdeel van de Engie-groep dat onafhankelijk is van de bedrijfseenheid Nuclear, kan ook deelnemen aan de aanbesteding. Er is voorzien in specifieke bepalingen en maatregelen om een eerlijk proces te waarborgen voor het geval GEMS deelneemt aan de aanbestedingsprocedure.

(160)

België voert aan dat er voldoende maatregelen zijn en zullen worden genomen en uitgevoerd om potentiële belangenconflicten doeltreffend op te sporen en te voorkomen. Deze maatregelen kunnen als volgt worden samengevat:

(161)

Indien in het kader van de aanbestedingsprocedure geen geschikte kandidaat wordt gevonden, zal GEMS de EMSA-diensten tijdelijk uitvoeren indien de EMSA niet tijdig, uiterlijk op 15 mei 2025, is gesloten. Deze diensten worden verleend in overeenstemming met de tussen de partijen overeen te komen voorwaarden gedurende een beperkte periode, zodat BE-NUC de EMSA via een andere aanbestedingsprocedure kan gunnen. In het geval van een succesvolle aanbestedingsprocedure neemt de geselecteerde kandidaat de verlening van de EMSA-diensten van GEMS over zodra de desbetreffende periode is verstreken waarin GEMS deze diensten heeft uitgevoerd. Er zijn geen beperkingen met betrekking tot het aantal nieuwe aanbestedingen.

(162)

België voert aan dat deze regeling noodzakelijk en toereikend is om de continuïteit van de openbare dienst (d.w.z. de verkoop van de door de kernreactoren opgewekte elektriciteit) te waarborgen, maar dat deze oplossing strikt beperkt is in de tijd en tot het noodzakelijke minimum.

(163)

Concluderend stelt België dat het ervoor zal zorgen dat BE-NUC zich strikt zal houden aan de wetgeving en beginselen inzake overheidsopdrachten. Het uitgebreide raadplegingsproces biedt aanvullende waarborgen om ervoor te zorgen dat de aankoop van diensten plaatsvindt via een concurrerende, transparante, niet-discriminerende en onvoorwaardelijke aanbestedingsprocedure. België is derhalve van mening dat elk risico van marktafscherming en andere potentiële concurrentieverstorende praktijken van Engie wordt vermeden en dat is voorzien in alle maatregelen en waarborgen om ervoor te zorgen dat een onafhankelijke EMSA-partner wordt aangewezen. Alleen als laatste terugvaloptie kan GEMS deze diensten tijdelijk aanbieden, wat een noodzakelijke en adequate oplossing is om de continuïteit van de openbare dienst te waarborgen.

(164)

Twee andere submaatregelen die deel uitmaken van de transactie, zijn de overeenkomst inzake administratieve diensten (“ASA”) tussen Electrabel en BE-NUC en een overeenkomst die voorziet in compensatieregelingen voor verliezen om kosten te dekken in geval van niet-sluiting van de overeenkomst. Deze submaatregelen zijn toegelicht in de punten 3.3.10 en 3.3.11 van het inleidingsbesluit.

(165)

Zoals uiteengezet in overweging 121 van het inleidingsbesluit, is het wetgevingskader dat van toepassing is op radioactief afval en verbruikte splijtstof in de EU gebaseerd op de volgende twee grondbeginselen: i) het beginsel dat de vervuiler betaalt (87), en ii) de eindverantwoordelijkheid (met inbegrip van financiële verantwoordelijkheid) van de lidstaten voor het verantwoord en veilig beheer (met inbegrip van berging) van verbruikte splijtstof en radioactief afval (88).

(166)

Zoals uiteengezet in punt 3.4.2 van het inleidingsbesluit is de nucleaire exploitant op grond van de huidige regelgeving in België financieel (via het bedrijf dat splijtstof levert, Synatom, en samen met EDF Belgium en Luminus (de “bijdragende ondernemingen”)) en operationeel verantwoordelijk voor de buitengebruikstelling van de zeven kerncentrales, alsook voor de conditionering en het beheer van het radioactief afval en de verbruikte splijtstof, en de langetermijnopslag ervan na aanvaarding door de NIRAS tot de definitieve berging ervan. De nucleaire voorzieningen voor verbruikte splijtstof en buitengebruikstellingsafval worden gefinancierd door Electrabel en de bijdragende ondernemingen, beheerd door Synatom, en zijn onderworpen aan de prudentiële controle van een onafhankelijke overheidsinstantie, de Commissie voor Nucleaire Voorzieningen (CNV). Zoals opgemerkt in de overwegingen 123 tot en met 125 van het inleidingsbesluit, voert België aan dat Electrabel, als enige exploitant van de LTO-eenheden, bepaalde verantwoordelijkheden zal behouden die voortvloeien uit i) Europese en Belgische wetgeving, en ii) contractuele verplichtingen van de uitvoeringsovereenkomst, waarbij het beginsel dat de vervuiler betaalt in acht wordt genomen.

(167)

De CNV en de NIRAS zijn de toezichthoudende autoriteiten in België:

(168)

Zoals vermeld in overweging 129 en tabel 4 van het inleidingsbesluit bedraagt het huidige totaalbedrag van de voorzieningen in verband met nucleaire verplichtingen op basis van de laatste driejaarlijkse herziening van de CNV van juli 2023 18 225 miljoen EUR, bestaande uit voorzieningen voor ontmantelingsactiviteiten (8 122 miljoen EUR), beheer van verbruikte splijtstof (9 070 miljoen EUR) en operationeel afval (1 033 miljoen EUR) (89).

(169)

In het kader van de onderhandelingen over het LTO-project zijn Engie en de Belgische staat het eens geworden over een plafond voor de langetermijnaansprakelijkheid van producenten van radioactief afval dat afkomstig is van de productie van elektriciteit via kernenergie (de “waste cap”-overeenkomst), om de onzekerheid in dit opzicht te verminderen (zie punt 3.4.3 van het inleidingsbesluit). In de “waste cap”-overeenkomst is voorzien in de overdracht van financiële verplichtingen met betrekking tot de productie, de bewaring of de eigendom van geconditioneerd radioactief afval en verbruikte splijtstof van alle zeven Belgische kernreactoren, onder voorbehoud en na naleving van de desbetreffende contractuele overdrachtscriteria, van de nucleaire exploitant (Electrabel) aan de Belgische staat tegen betaling van een forfaitair bedrag (90).

(170)

Dit forfaitaire bedrag is vastgesteld per categorie kernafval. Zoals uiteengezet in overweging 131 van het inleidingsbesluit, kan radioactief kernafval worden onderverdeeld in drie categorieën, in overeenstemming met de historische radiologische classificatie door de NIRAS en in overeenstemming met de classificatie van de Internationale Organisatie voor Atoomenergie (IAEA): A-afval (laag- en middelactief kortlevend afval); B-afval (laag- en middelactief langlevend afval), en C-afval (hoogactief kort- of langlevend afval) en verbruikte splijtstof.

(171)

In tabel 13 wordt de verdeling getoond van de bestaande voorzieningen van 18 225 miljoen EUR tussen Electrabel (8 410 miljoen EUR) en de Belgische regering (9 815 miljoen EUR), volgens de “waste cap”-overeenkomst, met inbegrip van de toewijzing per afvalcategorie.

Tabel 13

Uitsplitsing van de “waste cap”-overeenkomst

(172)

De beginselen van de “waste cap”-overeenkomst zijn niet gewijzigd en worden beschreven in overweging 133 van het inleidingsbesluit. Zij kunnen als volgt worden samengevat:

(173)

Zoals vermeld in overweging 107, punt a), en in detail toegelicht in de punten 3.4.5.1 en 3.4.5.2 van het inleidingsbesluit, is de vaststelling van de 15 miljard EUR aan geplafonneerde bedragen gebaseerd op het huidige bedrag aan nucleaire voorzieningen van de nucleaire exploitant (het basisbedrag) en een risicopremie. België heeft verduidelijkt dat het basisbedrag reeds marges omvat voor onvoorziene omstandigheden, onzekerheden en andere risico’s die zich kunnen voordoen in verband met ontmanteling, het beheer van radioactief afval en het beheer van verbruikte splijtstof. De bepalingen betreffende de betaling van de geplafonneerde bedragen worden toegelicht in punt 3.4.5.3 van het inleidingsbesluit en zijn niet gewijzigd.

(174)

België heeft verduidelijkt dat de aan de Belgische staat over te dragen geplafonneerde bedragen reeds alle historische en geraamde toekomstige verplichtingen op het gebied van kernafval omvatten (tot de oorspronkelijke wettelijke einddatum van alle Belgische kerncentrales in 2025). Daarom zijn al het kernafval en alle verbruikte splijtstof die door de Belgische energiecentrales tijdens hun legale levensduur worden geproduceerd of zullen worden geproduceerd, reeds in aanmerking genomen in de geplafonneerde bedragen.

(175)

België verduidelijkt ook dat de werkelijke hoeveelheid afval pas bekend zal zijn wanneer de afvalstoffen zijn geconditioneerd en fysiek naar de Belgische staat zijn overgebracht. Het forfaitaire bedrag van 15 miljard EUR dekt dus alleen de vooraf bepaalde volumes van het desbetreffende afval (de volumekredieten) die in de uitvoeringsovereenkomst zijn overeengekomen. Indien het werkelijke volume van het geproduceerde afval in kwestie groter is dan de volumekredieten, zal Engie voor elk extra volumekrediet een vergoeding voor volumeaanpassing betalen (zie overweging 133 van het inleidingsbesluit).

(176)

Evenzo worden al het operationele afval (“LTO-afval”) en alle verbruikte splijtstof (“verbruikte LTO-splijtstof”) die het gevolg zijn van de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden, voor elke incrementele hoeveelheid afval gefinancierd door BE-NUC en Luminus. Voor elke incrementele hoeveelheid LTO-afval en verbruikte LTO-splijtstof zijn twee reeksen betalingen vereist:

(177)

België verduidelijkt voorts dat in het financieel model bij ondertekening rekening wordt gehouden met het beheer en de back-endkosten van het LTO-afval en de verbruikte LTO-splijtstof, die worden geraamd op ongeveer 0,9 miljoen EUR per splijtstofpakket (in waarden van 2022), waarvan ongeveer 0,3 miljoen EUR per splijtstofpakket voor opslag ter plaatse en ongeveer 0,6 miljoen EUR per splijtstofpakket voor de vergoeding voor volumeaanpassing voor LTO-afval voor verbruikte splijtstof.

(178)

Zoals uiteengezet in punt 3.4.4 van het inleidingsbesluit heeft België een nieuwe openbare instelling sui generis opgericht, Hedera, met een tweeledige rol:

(179)

De door Hedera ontvangen bedragen in het kader van de “waste cap”-overeenkomst moeten worden veiliggesteld en geïnvesteerd om het nodige rendement te genereren om de kosten voor het beheer van het overgedragen afval te betalen wanneer deze verschuldigd zijn. Hedera is een afzonderlijk fonds dat onder het toezicht van de CNV staat, waarbij het speciale nationale orgaan een sleutelrol speelt bij het waarborgen en veiligstellen van het goede beheer, de controle en het gebruik van de middelen (93). Dit komt tot uiting in de dubbele rol van Hedera, door ervoor te zorgen dat: i) de ontvangen bedragen worden veiliggesteld en hiermee de nodige rendementen worden gegenereerd (94), en ii) de kosten van het beheer van het afval en de verbruikte splijtstof en van de overgedragen verplichtingen voldoende worden beheerst (95). Bovendien zullen de financiële middelen voldoende moeten worden afgeschermd van de algemene begroting van de Belgische staat (zoals bepaald in de Hedera-wet), zodat zij alleen worden gebruikt om de kosten van de langetermijnopslag en de definitieve opslag te dekken en niet kunnen worden gebruikt voor andere doeleinden of om toekomstige begrotingstekorten op te vangen.

(180)

België voert aan dat de “waste cap”-overeenkomst andere risicobeperkende maatregelen omvat en daarmee gepaard gaat, waaronder:

(181)

Zoals opgemerkt in overweging 172 van het inleidingsbesluit erkent België dat de overeenkomst betreffende het kernafval een positief effect heeft op het risicoprofiel van de nucleaire exploitant, aangezien een aanzienlijk deel van zijn nucleaire verplichtingen zal worden gedekt door de geplafonneerde bedragen, en dat dit andere risicoprofiel een herziening van het pakket maatregelen rechtvaardigt en vereist om de veiligheid van en het toezicht op de financiële situatie van de nucleaire exploitant te waarborgen: de forfaitaire betaling van 15 miljard EUR aan Hedera rechtvaardigt de vrijgave van de niet-Europese activa van Electrabel uit de perimeter van Electrabel (en de bijbehorende monitoring van de CNV). Als Franse moedermaatschappij van Electrabel zal Engie ervoor zorgen dat bij het sluiten van de overeenkomst tussen de Belgische staat en Electrabel ten minste 4 miljard EUR aan activa (waarde van het eigen vermogen per 30 juni 2023) in Electrabel blijft. Daarnaast verleent Engie op eerste verzoek een onbeperkte en niet-opzegbare garantie van de moedermaatschappij voor i) de verplichtingen van Electrabel op het gebied van buitengebruikstelling (waaronder ook het risico dat de waarde van de voorzieningen ontoereikend is); ii) het volumerisico uit hoofde van het plafond, en iii) de terugbetaling van (huidige of toekomstige) leningen aan Synatom.

(182)

België is van mening dat de overgedragen passiva met betrekking tot kernafval en de bijkomende buitengebruikstellingsverplichtingen die voortvloeien uit het LTO-project geen economisch voordeel opleveren voor Electrabel en de bijdragende ondernemingen, aangezien zij het risico van latere kostenschommelingen die door de staat worden overgenomen, adequaat weerspiegelen, en dat de opzet van de risico-overdracht zodanig is dat een particuliere investeerder ermee zou hebben ingestemd dit risico te dragen.

(183)

België voert aan dat de nucleaire voorzieningen die door de nucleaire exploitant/Synatom zijn ingezameld vóór de “waste cap”-overeenkomst, zijn berekend aan de hand van een kortingsfactor van 2,5 % voor ontmantelingsactiviteiten (met inbegrip van ontmantelingsafval) en een kortingsfactor van 3 % voor alle activiteiten met betrekking tot verbruikte splijtstof (zoals besloten door de CNV tijdens de driejaarlijkse evaluatie van eind 2022).

(184)

België verduidelijkt dat het gebruik van twee verschillende discontopercentages voor de berekening van de voorzieningen (verplichtingen in verband met ontmanteling versus verplichtingen in verband met verbruikte splijtstof) wordt gerechtvaardigd door het verschil in looptijd en de tijdswaarde van geld weerspiegelt (97).

(185)

Zoals opgemerkt in overweging 198, houdt de “waste cap”-overeenkomst alleen een overdracht aan de Belgische staat in van overgedragen verplichtingen op het gebied van kernafval en verbruikte splijtstof, terwijl de verplichtingen voor buitengebruikstelling en ontmanteling bij de nucleaire exploitant blijven berusten (met uitzondering van de door het LTO-project veroorzaakte dyssynergieën, zie overweging 199). België voert aan dat daarom voor de berekening van de contante waarde van de overgedragen verplichtingen inzake kernafval en verbruikte splijtstof een unieke disconteringsfactor van 3 % (1 % reëel percentage + 2 % inflatie) is behouden om rekening te houden met het feit dat de verplichtingen inzake kernafval en verbruikte splijtstof een langere looptijd hebben dan de buitengebruikstellingsverplichtingen (zie overweging 148 van het inleidingsbesluit).

(186)

België heeft het advies van de CNV gevraagd met betrekking tot de meest geschikte disconteringsfactor die moet worden gebruikt voor de berekening van de “waste cap” (98). Zoals vermeld in overweging 149 van het inleidingsbesluit, stelde de CNV voor de disconteringsfactor voor verplichtingen inzake kernafval/buitengebruikstelling en verbruikte splijtstof aan te passen aan de hand van een tweestappenbenadering, bestaande uit de toepassing van een disconteringsfactor op basis van het werkelijke dertigjarige OLO-percentage van 3,17 % voor de eerste dertig jaar, en het toepassen van een disconteringsfactor van 2,17 % op basis van een raming op basis van de OLO-rente van de risicovrije rentevoet voor de dertig jaar daarna.

(187)

België herinnert eraan dat de onderhandelingsperiode lang was (1,5 jaar) en dat de keuze voor één enkele disconteringsfactor van 3 % was ingegeven door de noodzaak om een zekere mate van voorspelbaarheid te hebben met betrekking tot de disconteringsfactor die in de onderhandelingen met Engie werd gebruikt. De disconteringsfactor heeft immers een rechtstreekse invloed op de berekening van het over te dragen forfaitaire bedrag. België legt uit dat de methode die de CNV in haar advies van 2023 heeft gebruikt, later is gebruikt, samen met de Ultimate Forward Rate (UFR) van de Europese Autoriteit voor verzekeringen en bedrijfspensioenen (Eiopa) (99), als bevestiging achteraf dat de disconteringsfactor van 3 % een voorzichtig langetermijntarief was.

(188)

Ten eerste heeft België een onafhankelijke consultant verzocht de “enkele” disconteringsfactor te berekenen die gelijkwaardig is aan de tweefasenbenadering van de CNV, aan de hand van de door de CNV voorgestelde risicovrije rentevoeten en aan de hand van andere gegevens over de OLO-rente (100). Uit de analyse blijkt dat de door de CNV voorgestelde benadering bijzonder gevoelig is voor de periode die voor de berekening in aanmerking is genomen. De tweefasenbenadering leidt bijvoorbeeld tot een gelijkwaardige disconteringsfactor van 2,8 % op basis van de door de CNV voorgestelde risicovrije rentevoeten, een gelijkwaardige rentevoet van 3,1 % bij de toepassing van de CNV-methode met de gegevens over de OLO-rente die beschikbaar waren ten tijde van het inleidingsbesluit, en een gelijkwaardige rentevoet van 3,2 % op het tijdstip van ondertekening van de uitvoeringsovereenkomst. Zoals aangetoond in tabel 14, levert de door de CNV voorgestelde tweefasenbenadering twee gelijkwaardige discontopercentages op met een verschil van veertig basispunten wanneer twee verschillende perioden met een tussenpoos van slechts negen maanden in aanmerking worden genomen.

(189)

Ten tweede toont tabel 14 ook de vergelijking met de UFR van Eiopa, aangezien de Eiopa-referentie ook werd gebruikt in de Duitse precedentzaak (SA.45296 (101)), waarin een disconteringsfactor van 4,58 % evenredig werd geacht.

Tabel 14

Equivalent percentage CNV en ontwikkeling van het percentage van Eiopa sinds het CNV-advies van maart 2023

(190)

Zoals blijkt uit tabel 14, valt de behouden disconteringsfactor van 3 % tussen de

(191)

Bovendien lijkt het percentage van 3 % voorzichtiger dan het CNV-voorstel en de UFR ten tijde van de ondertekening van de overeenkomst en daarna.

(192)

België voert voorts aan dat een disconteringsfactor van 1 % in reële termen conservatief lijkt in vergelijking met het rendement dat Hedera kan verwachten met behulp van een passende voorzichtige benadering van het beheer van activa en passiva. Als comparatief voorbeeld verwijst België naar de specifieke activaportefeuille van EDF om de veilige financiering van zijn nucleaire langetermijnverplichtingen te waarborgen, zoals beschreven in het universele registratiedocument 2023 van EDF (103). Deze portefeuille wordt beheerd op basis van een activa-passivabenadering en bestaat uit een portefeuille van gediversifieerde activa die vergelijkbaar is met de beschrijving van de hypothetische portefeuille die door Hedera wordt beheerd, waarvoor dus redelijkerwijs een vergelijkbaar rendement kan worden aangenomen.

(193)

Ten slotte gaat België bij de berekening van de “waste cap” uit van een constante inflatie van 2 %, wat de expliciete inflatiedoelstelling voor de lange termijn van de Europese Centrale Bank (ECB) is. De ECB is van mening dat de consumentenprijsindex (CPI) de juiste maatstaf voor de inflatie is. Zoals vermeld in overweging 150, punt b), van het inleidingsbesluit, uitte de CNV haar bezorgdheid over het feit dat de werkelijke inflatie van de kosten voor de bouw van kerninstallaties (op basis van de ABEX-index) hoger zou kunnen zijn dan de inflatie van de consumentenprijsindex. België voert aan dat de inflatiedoelstelling van de ECB van 2 % de juiste maatstaf is voor de inflatie voor de berekening van de “waste cap”, en wel om de volgende redenen:

(194)

Om de hierboven vermelde redenen is België van mening dat de disconteringsfactor van 3 % een passend en conservatief percentage is voor de discontering van langetermijnverplichtingen.

(195)

Zoals opgemerkt in overweging 153 van het inleidingsbesluit, voert België aan dat aan het basisbedrag van 9 815 miljoen EUR een aanzienlijke aanvullende risicopremie van 5 185 miljoen EUR is toegevoegd om de resterende onzekerheden te dekken. Zoals vermeld in overweging 154 van het inleidingsbesluit is de risicopremie gebaseerd op een technische nota van de NIRAS (104) waarin de onzekerheden en risico’s worden geanalyseerd die verbonden zijn aan de overdracht van de financiële verantwoordelijkheid voor het beheer van radioactief afval en verbruikte splijtstof van de zeven Belgische kerncentrales aan de Belgische staat (zie voetnoot 80 van het inleidingsbesluit). Zoals vermeld in overweging 156 van het inleidingsbesluit voert België aan dat de risicopremie van 52,83 % een toereikende risicopremie is en hoger is dan de risicopremie van 35,47 % die in de Duitse zaak werd toegepast (SA.45296 (zie voetnoot 101)).

(196)

Naast de verduidelijkingen met betrekking tot de risicopremie in overweging 154 van het inleidingsbesluit heeft België tijdens het formele onderzoek meer in detail verduidelijkt hoe de risicopremie is berekend op basis van de technische nota van de NIRAS. In tabel 15 is voorzien in gedetailleerde verduidelijkingen en de samenstelling van de risicopremie, die resulteerde in bedragen van respectievelijk 5 033 miljoen EUR en 5 133 miljoen EUR als onder- en bovengrens. In het kader van de onderhandelingen over de “waste cap”-overeenkomst is de risicopremie vastgesteld op een iets hoger bedrag van 5 185 miljoen EUR, om te komen tot een forfaitaire betaling van 15 miljard EUR (zie tabel 13).

Tabel 15

Gedetailleerde samenstelling en berekening van risicopremies

(197)

België voert aan dat het advies van de NIRAS in zijn technische nota een catalogus bevat van risico’s in verband met de overdracht van nucleaire verplichtingen aan de Belgische staat, die, met de hulp van deskundigen van de NIRAS, zijn toegevoegd aan het voorzieningsdossier van 2022 om de minimumrisicopremie te ramen die vereist is om alle bekende risico’s te dekken. België voert dan ook aan dat de risicopremie in de “waste cap”-overeenkomst bedoeld is om alle in de nota de NIRAS vastgestelde risico’s te dekken die minder waarschijnlijk zijn dan het uitblijven ervan, en de aanvullende risico’s die tijdens de onderhandelingen zijn vastgesteld en die voortvloeien uit interacties met Electrabel en adviezen van deskundigen. Ten slotte herinnert België eraan dat deskundigen van de NIRAS betrokken waren bij de onderhandelingen over de “waste cap”-overeenkomst om de Belgische regering bij te staan bij het in aanmerking nemen van hun aanbevelingen in hun technische nota van maart 2023.

(198)

Zoals vermeld in overweging 163 van het inleidingsbesluit blijft de nucleaire exploitant, in tegenstelling tot de overgedragen verplichtingen in verband met kernafval en verbruikte splijtstof, als enige verantwoordelijk voor de buitengebruikstelling en ontmanteling van het gehele nucleaire park (waarbij de bijdragende ondernemingen financieel bijdragen aan de buitengebruikstellings- en ontmantelingskosten). Voor de buitengebruikstellings- en ontmantelingsverplichtingen geldt dus geen plafond.

(199)

In het kader van de transactie nam de Belgische staat echter de financiële verantwoordelijkheid op zich voor de extra buitengebruikstellingsverplichtingen die voortvloeien uit het LTO-project of dyssynergieën in verband met de buitengebruikstelling. De twee hoofdcategorieën die in aanmerking worden genomen, zijn de stijging van de kosten na de bedrijfsfase (operationele kosten en projectkosten) en van de kosten voor buitengebruikstelling en ontmanteling als gevolg van het LTO-project (operationele, project- en investeringskosten). In de voetnoten 85 en 86 van het inleidingsbesluit zijn voorbeelden gegeven van wat deze dyssynergieën in verband met de buitengebruikstelling concreet inhouden. Het uiteindelijke bedrag van de “dyssynergieën in verband met de buitengebruikstelling” is het resultaat van de evaluatie van het effect van het LTO-project en dekt geen operationele kosten in verband met het dagelijkse beheer of de gebruikelijke activiteiten. Het uiteindelijke bedrag van de “dyssynergieën in verband met de buitengebruikstelling” is het resultaat van de evaluatie van het effect van het LTO-project op verschillende kostensubcategorieën, aangezien de verschuiving van de buitengebruikstelling van twee reactoren gevolgen heeft voor de planning, de organisatie, het tijdschema en de behoefte aan bepaalde investeringen op een bepaald moment (105). Noch BE-NUC, noch de Belgische staat draagt enige andere aansprakelijkheid voor buitengebruikstellingsverplichtingen.

(200)

Zoals uiteengezet in overweging 168 van het inleidingsbesluit werd de CNV belast met het nemen van het besluit en was het definitieve bedrag ten tijde van het inleidingsbesluit nog niet bekend, aangezien Electrabel en de Belgische staat het oneens waren over de omvang van de dyssynergieën in verband met de buitengebruikstelling. Op 24 juni 2024 heeft de CNV het bedrag van [100-500] miljoen EUR (in nominale termen) goedgekeurd en op 16 oktober 2024 heeft de CNV België en Engie ervan in kennis gesteld dat het definitieve te betalen bedrag eind 2024 [100-500] miljoen EUR bedraagt (106). Het bedrag aan dyssynergieën in verband met de buitengebruikstelling dat door de Belgische regering moet worden betaald, is een forfaitair bedrag dat niet kan worden verhoogd wanneer de extra kosten hoger zijn dan voorzien; indien het LTO-project echter niet zoals verwacht wordt uitgevoerd, ontvangt de Belgische staat een terugbetaling.

(201)

België voert aan dat de afvalstoffenovereenkomst ook voorziet in een uitgebreid beveiligingspakket om te garanderen dat niet-geplafonneerde nucleaire verplichtingen worden gedragen door een economisch levensvatbare nucleaire exploitant:

(202)

België voert aan dat de afvalstoffenovereenkomst los van de andere onderdelen van de maatregel kan worden beoordeeld.

(203)

Ten eerste voert België aan dat de afvalstoffenovereenkomst niet alleen betrekking heeft op de LTO-eenheden, maar op alle zeven kernreactoren in België. In de nucleaire bepalingen waarop de geplafonneerde bedragen zijn gebaseerd, wordt rekening gehouden met alle nucleaire voorzieningen die moeten worden getroffen tot de oorspronkelijke wettelijke einddatum van de zeven kernreactoren (zie tabel 1).

(204)

Ten tweede zullen, zoals vermeld in overweging 170 van het inleidingsbesluit, de kosten in verband met het operationele afval en de verbruikte splijtstof die tijdens de LTO-periode door de LTO-eenheden worden geproduceerd, worden betaald door de mede-eigenaren van de LTO-eenheden (BE-NUC en Luminus), met inbegrip van de kosten om het operationele afval in overeenstemming te brengen met de contractuele overdrachtscriteria en een vergoeding voor volumeaanpassing voor deze extra volumes. Electrabel en de bijdragende ondernemingen zullen bepalingen voor radioactief operationeel afval vaststellen overeenkomstig de toepasselijke boekhoudregels. Deze extra kosten komen tot uiting in het financieel model bij ondertekening waarop de financiële steunmaatregelen van onderdeel 1 van het LTO-project gebaseerd zijn en worden daarom in aanmerking genomen bij de kalibratie van de submaatregelen in onderdeel 1.

(205)

Ten derde blijft de nucleaire exploitant verantwoordelijk voor de buitengebruikstelling en ontmanteling van alle zeven kernreactoren in België. Deze kosten komen noch in de afvalstoffenovereenkomst, noch in het financieel model bij ondertekening tot uiting. Er is één uitzondering met betrekking tot de toename van de buitengebruikstellingsverplichtingen (voor de LTO-eenheden en de niet-LTO-eenheden) als gevolg van het LTO-project, waarvoor een forfaitair bedrag is vastgesteld en goedgekeurd door de CNV en dat eenmalig zal worden betaald door de Belgische autoriteiten. Het bedrag van deze dyssynergieën is in aanmerking genomen in het financieel model bij ondertekening.

(206)

Zoals opgemerkt in punt 3.5 van het inleidingsbesluit, bevat de overeenkomst tussen de Belgische staat en Engie ook bepalingen inzake wettelijke bescherming, waarin de risicodeling wordt gedefinieerd in geval van bepaalde toekomstige wetswijzigingen. Hoofdstuk 4 van de Phoenix-wet biedt de rechtsgrondslag om Engie te beschermen tegen bepaalde wetswijzigingen. De relatie tussen de partijen op het gebied van schadeloosstelling in geval van wetswijzigingen in kwestie wordt echter uitsluitend beheerst door de bepalingen van de uitvoeringsovereenkomst.

(207)

Deze met Engie en Electrabel gesloten bepalingen bepalen dat indien de Belgische federale regering of het Belgische federale parlement nieuwe regelgeving vaststelt die specifiek betrekking heeft op nucleaire exploitanten in België of op de nucleaire activiteiten van Electrabel, die een negatieve invloed heeft op de materiële voorwaarden van de transactie, de Belgische staat Engie (of een van de getroffen ondernemingen van de Engie-groep) vergoedt voor de directe verliezen die het als gevolg daarvan daadwerkelijk lijdt. Dit omvat ook de betalingen die Engie in het kader van deze schadeloosstelling aan Luminus moet doen. Overeenkomstig het Belgische recht moet de eiser zijn vordering bewijzen en wordt het bedrag van de schadeloosstelling bepaald door een rechtbank of in het kader van een arbitrageprocedure. Belgische rechtbanken zijn bevoegd, maar er is een wederkerige arbitragemogelijkheid voor Uncitral-arbitrage.

(208)

Deze bepaling is niet van toepassing indien de wetswijziging voortvloeit uit de omzetting van Europees of internationaal recht, tenzij de Belgische federale regering of het Belgische federale parlement het bestaan en de inhoud van dergelijke wetgeving op een ander niveau (internationaal, supranationaal, Europees, gewestelijk, gemeentelijk enz.) heeft gestimuleerd of actief heeft bevorderd, dan wel een rechterlijke beslissing heeft geïnspireerd of actief heeft bevorderd.

(209)

Zoals vermeld in overweging 180 van het inleidingsbesluit, voert België aan dat de besluitvormingspraktijk van de Commissie erop wijst dat bescherming tegen wetswijzigingen staatssteun kan vormen. België verwijst in dit verband naar het besluit van de Commissie betreffende de verlenging van de levensduur van drie andere kernreactoren in België, waarin de Commissie de vrijwaringsclausules in de overeenkomsten tussen de Belgische staat en de eigenaren van kerncentrales onderzocht. Bijgevolg concludeert België dat de rechtsbeschermingsovereenkomst tussen de Belgische staat en Engie zou kunnen inhouden dat een selectief economisch voordeel aan Engie wordt toegekend.

(210)

België voert aan dat de verlenging van de levensduur van de twee kernreactoren een specifiek steunpakket vereist, gezien de specifieke economische situatie en het specifieke risicoprofiel van kernenergie.

(211)

Zoals opgemerkt in overweging 22 van het inleidingsbesluit, heeft Electrabel geen voorzieningen voor de LTO getroffen, aangezien alle Belgische nucleaire activa tot maart 2022 volgens de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie uiterlijk in 2025 zouden worden gesloten. Na het besluit over de verlenging van de levensduur van Doel 4 en Tihange 3 was het dringend noodzakelijk de LTO-eenheden te renoveren. Gezien het krappe tijdschema en de toegenomen kosten van splijtstof en andere noodzakelijke onderdelen in de afgelopen jaren, zijn de onzekerheden met betrekking tot de investeringskosten van het LTO-project aanzienlijk.

(212)

De Belgische autoriteiten hebben alternatieve steunmechanismen onderzocht, zoals de opname van nucleaire technologie in het Belgische capaciteitsmechanisme, een vaste terugleververgoeding, een eenrichtings-CfD of een RAB-model.

(213)

Volgens de Belgische autoriteiten werden deze alternatieven, gezien het in punt 3.1 vermelde marktfalen, om de volgende redenen minder geschikt geacht om het LTO-project te ondersteunen:

(214)

België voert aan dat het tweerichtings-CfD, in combinatie met de andere submaatregelen van het steunpakket, de vereiste steun biedt tegen lagere kosten voor de consument dan alternatieve vergoedingsmechanismen.

(215)

Zoals opgemerkt in overweging 181 van het inleidingsbesluit zijn de uiteindelijke begunstigden van de aangemelde maatregel i) Engie, als moedermaatschappij van Electrabel, de enige exploitant en mede-eigenaar van de LTO-eenheden (89,807 %) en als directe partij bij de met de Belgische regering gesloten uitvoeringsovereenkomst, en ii) EDF S.A. (“EDF”), als uiteindelijke moedermaatschappij van Luminus, die mede-eigenaar is van de LTO-eenheden (10,193 %) en deel uitmaakt van de bijdragende ondernemingen en, als moedermaatschappij van EDF Belgium, deel uitmaakt van de bijdragende ondernemingen. De Commissie heeft tijdens het formele onderzoek geen redenen gevonden om haar beoordeling wat betreft de belangrijkste begunstigden te wijzigen.

(216)

De Commissie is het echter eens met het standpunt van België met betrekking tot de identificatie van de begunstigden van onderdeel 1 van de maatregel. België heeft in zijn opmerkingen over het inleidingsbesluit met name aangevoerd dat BE-NUC (de joint venture tussen de Belgische staat en Electrabel) en Luminus, in plaats van Electrabel en Luminus, de directe begunstigden zijn van het CfD, de SDC-leningen, de MOCP en de WCF. Electrabel, als aandeelhouder van BE-NUC en huidige mede-eigenaar van de LTO-eenheden, kan niettemin ook worden beschouwd als een belangrijke begunstigde van deze submaatregelen van onderdeel 1. Wat de andere submaatregelen in het kader van onderdeel 1 betreft, waarmee steun wordt verleend voor de exploitatie en het onderhoud van de LTO-eenheden, is Electrabel een directe begunstigde als nucleaire exploitant en aandeelhouder van BE-NUC met de Belgische staat, terwijl Luminus een indirecte begunstigde is als mede-eigenaar van de LTO-eenheden. Volgens de punten 115 en 116 van de mededeling van de Commissie betreffende het begrip “staatssteun” kan ook een voordeel worden toegekend aan andere ondernemingen dan die waaraan staatsmiddelen rechtstreeks worden overgedragen (indirect voordeel). Luminus profiteert van de combinatie van submaatregelen in het kader van onderdeel 1 doordat deze de operationele en insolventierisico’s van het LTO-project verminderen, zonder dat het zelf rechtstreeks bij deze submaatregelen betrokken is. Luminus kan derhalve worden geacht een indirect voordeel uit deze submaatregelen te verkrijgen. Dit indirecte voordeel geldt niet voor de EMSA — aangezien Luminus eigenaar is van zijn aandeel in de door de LTO-eenheden geproduceerde elektriciteit en de verkoop van de elektriciteit zelfstandig zal beheren — noch voor de tussen Electrabel en BE-NUC te sluiten ASA.

(217)

Wat onderdeel 2 van de aangemelde maatregel betreft, komen de overdracht van verplichtingen inzake kernafval en verbruikte splijtstof en de overeenkomst inzake buitengebruikstellingsverplichtingen ten goede aan de nucleaire exploitant, Electrabel, alsook aan Luminus en EDF Belgium in hun rol van bijdragende ondernemingen, die samen met de nucleaire exploitant financieel verantwoordelijk zijn voor de verplichtingen inzake kernafval en buitengebruikstelling.

(218)

Wat onderdeel 3 van de aangemelde maatregel betreft, is in de wettelijke bescherming bepaald dat unilaterale maatregelen van de Belgische staat die specifiek van invloed of van toepassing zijn op de exploitanten van de kernreactoren in België en die de materiële voorwaarden van de transactie negatief wijzigen, een recht op schadevergoeding zouden doen ontstaan. De directe begunstigden zijn derhalve Engie als moederonderneming van Electrabel, de exploitant (en mede-eigenaar) van de kernreactoren in België, en BE-NUC. Net als bij sommige van de submaatregelen in het kader van onderdeel 1 is Luminus weliswaar niet rechtstreeks betrokken bij de wettelijke beschermingsmaatregelen van onderdeel 3, maar wordt een indirect voordeel toegekend aan Luminus, dat ook zal worden vergoed in geval van wetswijzigingen die gevolgen hebben voor het LTO-project (zie punt 3.3.3). Luminus is daarom een indirecte begunstigde van onderdeel 3 van de maatregel.

(219)

Zoals uiteengezet in punt 3.7 van het inleidingsbesluit vereist het LTO-project een aantal wetswijzigingen, die in dit deel worden samengevat.

(220)

In de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie is sinds 2003 de geleidelijke uitstap uit de elektriciteitsproductie via kernenergie in België geregeld. De wet is al drie keer gewijzigd om de levensduur van Tihange 1, Doel 1 en Doel 2 te verlengen.

(221)

De verlenging van de levensduur van Doel 4 en Tihange 3 met tien jaar vereist een nieuwe wijziging van de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie. De wijzigingen zijn uitgevoerd bij de “Wet tot wijziging van de wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie”, die op 18 april 2024 door het parlement in plenaire vergadering werd goedgekeurd, op 26 april 2024 door de koning werd ondertekend en op 5 juni 2024 in het Belgisch Staatsblad werd bekendgemaakt.

(222)

België stelt dat overeenkomstig Richtlijn 2011/92/EU van het Europees Parlement en de Raad (107), Richtlijn 92/43/EEG van de Raad (108) en Richtlijn 2009/147/EG van het Europees Parlement en de Raad (109) een milieueffectbeoordeling met grensoverschrijdende raadplegingen (110) vereist is en is uitgevoerd.

(223)

De verschillende elementen van het LTO-project worden uitgevoerd door middel van een afzonderlijke “wet houdende de verzekering van de bevoorradingszekerheid op het gebied van energie en de hervorming van de sector van de nucleaire energie”, ook wel de “Phoenix-wet” genoemd. De verschillende hoofdstukken van de Phoenix-wet zijn uitvoerig beschreven in overweging 191 van het inleidingsbesluit. De Phoenix-wet werd op 18 april 2024 in plenaire vergadering door het parlement goedgekeurd en op 26 april 2024 door de koning ondertekend. De wet is bekendgemaakt in het Belgisch Staatsblad van 5 juni 2024.

(224)

Zoals opgemerkt in overweging 193 van het inleidingsbesluit heeft de Belgische staat twee nieuwe overheidsinstanties opgericht die bepaalde verantwoordelijkheden met betrekking tot het LTO-project op zich zullen nemen:

(225)

De BE-WATT- en de Hedera-wet werden op 18 april 2024 in plenaire vergadering door het parlement goedgekeurd en op 26 april 2024 door de koning ondertekend. De wetten werden bekendgemaakt in het Belgisch Staatsblad van 5 juni 2024.

(226)

In de eerste plaats regelt het koninklijk besluit vergunningen voor installaties die kernafval conditioneren. Dit koninklijk besluit is gewijzigd om een vergunning te kunnen verlenen voor installaties waar kernafval wordt geconditioneerd overeenkomstig de contractuele overdrachtscriteria. Er zal een afzonderlijke categorie worden ingevoerd voor vergunningen voor installaties voor conditionering waar wordt geconditioneerd overeenkomstig de contractuele overdrachtscriteria. Het koninklijk besluit werd goedgekeurd op 11 juli 2024 en bekendgemaakt in het Belgisch Staatsblad van 15 juli 2024.

(227)

In de tweede plaats worden in het koninklijk besluit betreffende de contractuele overdrachtscriteria de contractuele overdrachtscriteria en de indeling van het afvalpakket vastgesteld, evenals de wijze waarop het volumekrediet wordt verbruikt. Het koninklijk besluit werd goedgekeurd op 11 juli 2024 en bekendgemaakt in het Belgisch Staatsblad van 15 juli 2024.

(228)

België zal de totale financieringsbehoefte van het LTO-project financieren via de algemene staatsbegroting, met inbegrip van de potentiële terugbetalingen uit het tweerichtings-CfD.

(229)

Zoals opgemerkt in overweging 200 van het inleidingsbesluit, schat België dat de kapitaaluitgaven van het LTO-project [2-2,5] miljard EUR bedragen en dat de totale exploitatiekosten gedurende de levensduur [7 000-8 000] miljoen EUR bedragen.

(230)

Het netto-effect op de Belgische staatsbegroting is tweeledig: ten eerste via de kapitaalbijdrage van 24,7 miljoen EUR aan de joint venture, en ten tweede via de nettokosten van de maatregelen die door de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst moeten worden betaald. België voert aan dat de verwachte begrotingsuitgaven niet alleen afhangen van kostenprognoses, maar ook van prijs-/inkomstenprognoses op de energiemarkt, omdat het LTO-project zal worden gefinancierd door een combinatie van marktinkomsten, CfD-verschilbetalingen, betalingen van minimale exploitatiekosten en kapitaalbetalingen en SDC-leningen.

(231)

In het kader van de prognose in het basisscenario van het financieel model bij ondertekening zal de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst gedurende de looptijd van het project een totaal netto nominaal bedrag van [0-500] miljoen EUR ontvangen.

(232)

Indien de elektriciteitsprijzen echter zouden evolueren volgens een lagere prognose, zouden de kosten van de maatregel voor de Belgische regering met [4 000-4 500] miljoen EUR stijgen als gevolg van hogere CfD-betalingen. In geval van een onverwacht voorval waarbij beide kerncentrales niet beschikbaar zouden zijn, zou de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst ook aanvullende steun van [500-1 000] miljoen EUR per jaar van niet-beschikbaarheid moeten verlenen. In een negatief scenario van lage elektriciteitsprijzen en een niet-beschikbaarheid van twaalf maanden zou de tegenpartij bij de beloningsovereenkomst gedurende de looptijd van het project een totaal (nominaal) nettobedrag van [4 000-4 500] miljoen EUR moeten verstrekken, wat wil zeggen dat de begroting van de maatregel bijna [40-50] % van de totale kapitaal- en exploitatiekosten zou bedragen.

(233)

België bevestigt dat de maatregel niet met andere verstrekte steun kan worden gecombineerd om dezelfde kosten te dekken die in het kader van het LTO-project worden gemaakt. België voert aan dat er geen andere middelen dan de overheidsbegroting gepland zijn voor de financiering van het LTO-project en bevestigt dat er geen middelen van de Unie in het geding zullen zijn.

(234)

De Commissie heeft het inleidingsbesluit op 22 juli 2024 vastgesteld. De Commissie is tot het voorlopige standpunt gekomen dat de maatregel staatssteun vormt en heeft twijfels geuit over de verenigbaarheid ervan met de interne markt op grond van artikel 107, lid 3, punt c), VWEU. In het inleidingsbesluit heeft de Commissie twijfels geuit over de noodzaak, de geschiktheid en de evenredigheid van de steun, over de niet-schending van het Unierecht en over mogelijke buitensporige verstoringen van de mededinging en het handelsverkeer.

(235)

Wat in de eerste plaats de noodzaak van de steun betreft, heeft de Commissie twijfels geuit over de financiële steunmaatregelen van onderdeel 1. Hoewel de Commissie erkent dat er mogelijk behoefte is aan een stabiele bron van inkomsten voor de nucleaire exploitant en de eigenaren van de kernreactoren, gezien de onzekerheden in verband met de toekomstige elektriciteitsprijs, vroeg de Commissie zich af of de aanvullende financiële steunmaatregelen bovenop het tweerichtings-CfD allemaal noodzakelijk zijn. De Commissie had met name twijfels over de oprichting van een joint venture waarvan de Belgische regering aandeelhouder zal zijn, over de minimale betaling van de exploitatiekosten en de kapitaalbetaling en over de SDC-leningen.

(236)

Wat in de tweede plaats de geschiktheid van de steun betreft, heeft de Commissie twijfels geuit over de financiële steunmaatregelen van onderdeel 1. De Commissie wilde verder onderzoek doen naar het ontwerp van het door België voorgestelde tweerichtings-CfD, aangezien het niet leek te voldoen aan passende prikkels om op de marktomstandigheden te reageren en het onderhoud zo efficiënt mogelijk te plannen (met inbegrip van het gebruik van de DAM-prijs die in de opzet van het CfD als referentiemarktprijs wordt gebruikt). Daarnaast vroeg de Commissie zich af of de combinatie van beloningsmaatregelen de begunstigden niet bevrijdt van een te groot deel van de markt- en operationele risico’s.

(237)

Wat ten derde de evenredigheid van de steun betreft, heeft de Commissie twijfels geuit over de evenredigheid van een aantal van de financiële beloningsmaatregelen (waaronder de SDC-leningen en de MOCP). De Commissie was van mening dat deze maatregelen worden gecombineerd met een CfD en, door hun opzet, het streefrendement van 7 % zullen bereiken, dat alleen kan worden beoordeeld aan de hand van de maatregelen zelf en de risicobeperking die zij bieden. Daarom was de Commissie van mening dat zij ten tijde van het inleidingsbesluit de evenredigheid van dit streefpercentage van het rendement in abstracto niet kon beoordelen en concludeerde zij dat de evenredigheidsbeoordeling alleen kan volgen op de beoordeling van de geschiktheid van de maatregelen. Daarnaast had de Commissie twijfels over de vaststelling van het bedrag van de forfaitaire betaling van 15 miljard EUR voor de overdracht van de verplichtingen in verband met kernafval en verbruikte splijtstof (met name over het gebruikte discontopercentage en de hoogte van de risicopremie), alsook over het bedrag van de aanvullende buitengebruikstellingsverplichtingen die voortvloeien uit het LTO-project (dat ten tijde van het inleidingsbesluit nog niet bekend was).

(238)

Tot slot vroeg de Commissie zich af of een ongeschikte opzet van het CfD en de cumulatie van alle financiële steunmaatregelen niet tot buitensporige marktverstoringen konden leiden. Daarnaast moest de Commissie meer zekerheid krijgen over de identiteit en onafhankelijkheid van de entiteit die de output van de LTO-eenheden op de markt verkoopt in het kader van de EMSA.

(239)

België stuurde op 22 augustus 2024 zijn antwoord op het inleidingsbesluit. België verstrekte door Compass Lexecon uitgevoerde aanvullende onafhankelijke analyses van de opzet van het CfD, de SDC-leningen en de MOCP (verstrekt op 22 augustus), alsook van de “waste cap” (verstrekt op 30 augustus 2024), naar aanleiding van de twijfels die de Commissie in het inleidingsbesluit heeft geuit over de noodzaak, geschiktheid en evenredigheid van het pakket financiële steunmaatregelen (onderdeel 1 van de steunmaatregel), de evenredigheid van de afspraken over het afval (onderdeel 2 van de steunmaatregel), de conformiteit van de opzet van het CfD met het Unierecht en mogelijke buitensporige verstoringen van de mededinging en het handelsverkeer.

(240)

In de reactie van België op het inleidingsbesluit wordt de oorspronkelijke maatregel (het LTO-project) besproken zoals beschreven in het inleidingsbesluit. De huidige maatregel omvat wijzigingen ten opzichte van de oorspronkelijke maatregel (ingevoerd om de twijfels weg te nemen die de Commissie in het inleidingsbesluit heeft geuit). Deze wordt gedetailleerd uiteengezet in punt 3 van dit besluit.

(241)

De argumenten van België worden hieronder nader uiteengezet.

(242)

België was het met de Commissie eens dat het bevorderen van marktconforme stimulansen en het tot een minimum beperken van mogelijke buitensporige verstoringen van fundamenteel belang zijn voor de opzet van de steunmechanismen.

(243)

Volgens België, dat zich daarbij baseert op een onafhankelijke aanvullende economische analyse door Compass Lexecon (111), zijn de voor de LTO-eenheden geldende technische, wettelijke en economische beperkingen (zie ook punt 2.1) bepalend voor de haalbaarheid en geschiktheid van de opzet van het CfD. België voert met name aan dat het verstrekken van economische stimulansen aan de nucleaire exploitant om te reageren op marktomstandigheden in situaties waarin de mogelijkheden hiertoe beperkt zijn, kan leiden tot een suboptimale verdeling van de risico’s en de onzekerheid over de toekomstige inkomsten kan vergroten zonder dat er mogelijkheden bestaan om deze te beperken. Hogere risico’s voor de begunstigde waarop deze niet kan reageren door middel van operationele heffingen, kunnen derhalve leiden tot verslechtering van het risico-rendementsprofiel voor de investering en economische onevenwichtigheid van de regeling (zodat mogelijk een hogere beoogde interne rentabiliteit vereist is). Het verwachte effect daarvan op de kosten van de steun moet daarom worden afgewogen tegen de kosten voor de tegenpartij van de beloningsovereenkomst indien hij dat risico rechtstreeks moet dragen.

(244)

België voert voorts aan dat de commerciële exploitatie van de LTO-eenheden en de bijbehorende biedingsbeslissingen als economische benchmark dienen voor een opzet van het CfD waarmee marktconform gedrag wordt gewaarborgd.

(245)

België wijst erop dat in het onderhavige geval verschillende technische en operationele beperkingen de speelruimte om het onderhoudsschema te wijzigen en het vermogen te moduleren sterk beperken, en daarmee ook de mogelijkheden voor waardecreatie door middel van extra economische stimulansen:

(246)

België voert aan dat, gezien de operationele en veiligheidsbeperkingen voor de LTO-eenheden, een aantal van de hieronder beschreven mogelijke aanpassingen in de opzet van het CfD niet zouden leiden tot een efficiëntere verdeling van de risico’s en marktconform gedrag niet efficiënter zouden stimuleren dan het voorgestelde ontwerp. België stelt met name dat het gebruik van langetermijnreferentieprijzen en langetermijnreferentiehoeveelheden in sommige gevallen efficiënte dispatching/operationele beslissingen kan bevorderen, aangezien hierdoor de betalingen uit hoofde van het CfD worden losgekoppeld van de verkregen marktprijs (“capture price”, de gemiddelde prijs waartegen de geproduceerde energie wordt verkocht). Gezien de operationele beperkingen van de LTO-eenheden en het unieke beschikbaarheidspatroon in de periode waarin de werkzaamheden aan de LTO-eenheden plaatsvinden, zoals hieronder nader wordt toegelicht, is dit in het onderhavige geval echter mogelijk niet passend:

(247)

Volgens België was de gekozen opzet van het CfD in combinatie met de bijbehorende specifieke regelingen (het mechanisme voor risicocorrectie van de marktprijs (Market Price Risk Adjustment, MPRA) en de modulatieregeling) bedoeld om een goede balans te creëren tussen de blootstelling aan marktrisico’s en het bieden van operationele stimulansen om zowel investeringen als de marktefficiëntie op korte termijn te ondersteunen. Hiermee wordt een tijdige respons op marktsignalen aangemoedigd zonder dat dit tot onnodige complexiteit leidt en wordt rekening gehouden met de technische en wettelijke beperkingen die van toepassing zijn op de LTO-eenheden. België wees in dit verband op:

(248)

Om de hierboven genoemde redenen heeft België geconcludeerd dat de twijfels van de Commissie over de geschiktheid van de opzet van het CfD in het inleidingsbesluit ongegrond waren.

(249)

Tijdens het formele onderzoek heeft België echter besloten de opzet van het CfD en het MPRA-mechanisme te wijzigen om de marktconforme stimulansen te versterken en rekening te houden met marktontwikkelingen.

(250)

Electrabel en de Belgische Staat zijn voornemens een 50/50-joint venture op te richten, waarin de relevante activa worden ondergebracht die voortzetting van de exploitatie van de LTO-eenheden mogelijk maken.

(251)

België stelt dat deze aanpak de Belgische staat in staat stelt medezeggenschap uit te oefenen over de projectonderneming, aangezien de twee aandeelhouders de joint venture onder gelijke voorwaarden aangaan en als aandeelhouders blootstaan aan dezelfde risico’s (reguliere aandeelhouders- en financieringsrisico’s) en recht hebben op dezelfde beloningen (met name dividenden). Het stelt de Belgische staat ook in staat om tot op zekere hoogte de eigendom van kritieke infrastructuur te behouden.

(252)

België heeft uitgelegd dat, indien de inkomsten van BE-NUC niet toereikend zijn om de kosten voor de exploitatie van de LTO-eenheden te dekken (de kosten van de overeenkomst inzake exploitatie en onderhoud en andere kapitaaluitgaven voor exploitatie, splijtstof en onderhoud), de Belgische staat, als tegenpartij van de beloningsovereenkomst, aan BE-NUC (en Luminus) een aanvullende vergoeding moet betalen. BE-NUC moet in dit verband jaarlijks verslag uitbrengen over de aansluiting tussen de kosten en de vergoedingen. De minimale OPEX-betaling moet zorgen voor voldoende kasmiddelen om deze kosten te dekken, en zo de levensvatbaarheid en solvabiliteit van BE-NUC op lange termijn te kunnen waarborgen. Daarnaast zal de tegenpartij van de beloningsovereenkomst een kapitaalbetaling verrichten die bestaat uit een kostenbescherming voor 50 % van het geïnvesteerde kapitaal uitgaande van de afgeschreven kapitaalkosten van de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden. Zowel de minimale OPEX-betaling als de kapitaalbetaling worden aangeduid als MOCP; zij zijn van toepassing vanaf de LTO-herstartdatum.

(253)

België heeft uitgelegd dat het met ingang van 1 juli 2025 op grond van artikel 3.2, punt A, van de beloningsovereenkomst (“Verstrekking van SDC-leningen”) ook opneembare kredietfaciliteiten ter beschikking zal stellen van zowel BE-NUC als Luminus om de exploitatie- en onderhoudskosten te financieren die tijdens bepaalde stilleggingsperioden worden gemaakt. Meer bepaald zal de Belgische staat, in plaats van extra kapitaal aan BE-NUC en Luminus te verstrekken, SDC-leningen tegen een geplafonneerde rentevoet verstrekken, die volgens een vastgesteld aflossingsschema moeten worden terugbetaald en die in twee tranches kunnen worden gebruikt om de volgende kosten te financieren:

(254)

België heeft toegelicht dat de MOCP bestemd is voor het afdekken van ernstige risico’s die leiden tot verliezen tijdens de exploitatiefase. Samen met de SDC-leningen in de fase voorafgaand aan de herstartfase zijn deze maatregelen van essentieel belang om ervoor te zorgen dat het project voldoende kasstromen genereert om de nucleaire exploitant te betalen en de operationele levensvatbaarheid op lange termijn te waarborgen. België voert aan dat de kerncentrales zonder deze maatregelen failliet zouden kunnen gaan in geval van langdurige uitval of wijzigingen in de regelgeving (of het beleid) waardoor de centrales onbeschikbaar worden.

(255)

Om deze argumenten verder te onderbouwen, heeft België de volgende opmerkingen ingediend, ondersteund door een onafhankelijke analyse van Compass Lexecon (112):

(256)

België concludeert derhalve dat de MOCP en de SDC-leningen passend en evenredig zijn:

(257)

Naar aanleiding van de formele onderzoeksprocedure heeft België besloten een plafond voor de potentiële MOCP-betalingen in te voeren van maximaal 2 miljard EUR, in welk geval het zijn beëindigingsrecht(en) uit hoofde van de beloningsovereenkomst uitoefent, tenzij uit een analyse van de Belgische staat blijkt dat een dergelijke beëindiging negatieve gevolgen kan hebben voor de voorzieningszekerheid in België en/of dat een beëindiging vanuit financieel oogpunt niet passend zou zijn. Voor nadere details wordt verwezen naar punt 3.3.1.3.3.

(258)

Volgens België zijn de Belgische staat en Electrabel als aandeelhouders overeengekomen naar gelijke delen te voorzien in de financieringsbehoeften van BE-NUC en financiering te verstrekken om onverwachte financieringstekorten te dekken (voor zover dat kosten en uitgaven betreft die niet worden gefinancierd door de andere mechanismen, zoals de financiering van tegenvallende inkomsten van BE-NUC, betalingen aan BE-NUC ter verrekening van verschillen in het kader van de beloningsovereenkomst, de SDC-leningen enz., om te voorkomen dat kosten dubbel worden gedekt).

(259)

België heeft toegelicht dat Electrabel en de Belgische Staat met BE-NUC afzonderlijke en identieke overeenkomsten hebben gesloten met betrekking tot de aandeelhoudersleningen. Er zijn geen rentetarieven voor de leningen vastgesteld, maar in de overeenkomsten betreffende de aandeelhoudersleningen is bepaald dat voor elke aandeelhouderslening een marktconforme rentevoet zal worden gehanteerd die door de raad van bestuur van BE-NUC in overeenstemming met de aandeelhoudersovereenkomst wordt bepaald op basis van de geldende marktrente en eventuele vergelijkbare schuldfinanciering door derden die op het desbetreffende tijdstip beschikbaar is. De aflossingsvoorwaarden en de rentevoeten zijn in beide gevallen identiek.

(260)

België heeft uitgelegd dat de WCF dient om de behoefte aan werkkapitaal te financieren die voortvloeit uit de exploitatie van de LTO-eenheden. BE-NUC mag de WCF opnemen als het verschil tussen zijn kasinstromen en kasuitstromen kleiner is dan de geraamde operationele uitgaven van de komende uitgavenperiode zoals uiteengezet in de beloningsovereenkomst. Het kapitaal van de WCF moet ten minste gelijk zijn aan de gemiddelde totale geraamde operationele uitgaven voor een periode van drie maanden. België verduidelijkt dat de WCF in feite fungeert als een overbruggingsregeling in afwachting van de jaarlijkse MOCP-betaling in de vorm van een doorlopende kredietfaciliteit die, indien er een beroep op wordt gedaan, jaarlijks wordt terugbetaald uit de MOCP die door de Belgische staat wordt verstrekt.

(261)

België heeft verduidelijkt dat Electrabel een methodologie zal voorstellen voor het gebruik van de aandeelhouderslening van Electrabel, die zal worden beschreven in een termsheet en aan de raad van bestuur van BE-NUC zal worden meegedeeld. Deze methodologie zal vervolgens ook gelden voor de aandeelhouderslening van de Belgische staat, alsook voor de WCF. De aflossingsvoorwaarden en de rentevoeten zijn in beide gevallen identiek. België heeft aangegeven dat deze methodologie nog wordt besproken en in een later stadium bekend zal worden gemaakt.

(262)

Wat betreft de inkoop van energiebeheersdiensten op grond van de EMSA stelt België dat de inkoop van deze diensten plaatsvindt via een concurrerende, transparante, niet-discriminerende en onvoorwaardelijke aanbestedingsprocedure. De EMSA zal meer specifiek worden gegund via een onderhandelingsprocedure met voorafgaande oproep tot mededinging (artikel 120 van de Belgische wet inzake overheidsopdrachten van 17 juni 2016), een standaardprocedure in de nutssector. België concludeert derhalve dat de EMSA de energiebeheerder (EMSA-partner) geen voordeel oplevert en dat de EMSA-partner geen staatssteun geniet.

(263)

België voerde aan dat, hoewel de toepassing van de richtlijnen inzake overheidsopdrachten reeds diverse garanties biedt, er vanwege het belang van de aan te besteden diensten en de gevoeligheid daarvan vanuit het oogpunt van mededinging, aanvullende bepalingen en waarborgen zijn vastgesteld om ervoor te zorgen dat er bij de aanbesteding sprake is van voldoende concurrentie.

(264)

Meer in het bijzonder heeft België uitgelegd dat voorafgaand aan het opstellen van de aanbestedingsdocumenten een verzoek om inlichtingen over de EMSA is gepubliceerd om kennis te nemen van de standpunten van marktdeelnemers, onder meer over een groot aantal aspecten die verband houden met de inhoud van de EMSA. Daarnaast worden bij de aanbesteding specifieke selectiecriteria gehanteerd om ervoor te zorgen dat de gekwalificeerde/geselecteerde deelnemers tegen hun taak opgewassen zijn gezien het belang en de gevoeligheid van de aan te besteden dienst. Meer informatie over de aanbestedingsprocedure en de selectiecriteria is te vinden in punt 3.3.1.5.1.

(265)

Zoals opgemerkt in punt 3.3.1.5.2, heeft België naar aanleiding van de formele onderzoeksprocedure besloten de beslissingsbevoegdheid inzake de economische modulaties toe te kennen aan de EMSA-partner en de vaste vergoeding voor de EMSA-partner te vervangen door de combinatie van een vaste en een variabele vergoeding, waardoor er sterkere prikkels worden geboden om te moduleren op basis van marktsignalen, rekening houdend met de technische beperkingen (en mogelijke risico’s op automatische stillegging) van de LTO-eenheden.

(266)

België heeft aangegeven dat er specifieke maatregelen zijn gepland in verband met de mogelijke deelname van GEMS, de handelsentiteit van Engie (een bedrijfsonderdeel van de Engie-groep dat onafhankelijk is van het bedrijfsonderdeel Nuclear), aan de aanbestedingsprocedure.

(267)

België heeft verder verduidelijkt dat er voldoende maatregelen worden en zullen worden genomen en uitgevoerd om potentiële belangenconflicten doeltreffend op te sporen en te voorkomen. Deze maatregelen kunnen als volgt worden samengevat:

(268)

België heeft ook verduidelijkt dat GEMS, als laatste terugvaloptie, indien de EMSA niet tijdig gesloten wordt, de EMSA-diensten tijdelijk zal uitvoeren om de continuïteit te waarborgen. België voert aan dat deze regeling noodzakelijk en toereikend is om de continuïteit van de openbare dienst (de verkoop van de door de LTO-eenheden geproduceerde elektriciteit) te waarborgen, maar dat deze oplossing strikt beperkt is in de tijd en het gebruik ervan tot het noodzakelijke minimum zal worden beperkt.

(269)

België concludeert dat de aanbestedingsprocedure van de EMSA alle mogelijke staatssteun uitsluit, aangezien: i) de Belgische staat ervoor zal zorgen dat BE-NUC de wetgeving en beginselen inzake overheidsopdrachten strikt naleeft, en ii) het uitgebreide raadplegingsproces voorafgaand aan de eigenlijke start van de aanbesteding aanvullende waarborgen biedt om ervoor te zorgen dat de inkoop van diensten plaatsvindt via een concurrerende, transparante, niet-discriminerende en onvoorwaardelijke aanbestedingsprocedure.

(270)

Daarnaast concludeert België dat elk risico op marktafscherming en andere potentiële concurrentieverstorende praktijken van Engie wordt vermeden en dat alle nodige maatregelen en waarborgen zijn vastgesteld om ervoor te zorgen dat er een onafhankelijke EMSA-partner zal worden geselecteerd. Alleen als laatste terugvaloptie kan GEMS deze diensten tijdelijk aanbieden, wat een noodzakelijke en adequate oplossing is om de continuïteit van de openbare dienst te waarborgen.

(271)

België heeft toegelicht dat de verplichtingen inzake de buitengebruikstelling en ontmanteling van de LTO-eenheden die voortvloeien uit het LTO-project (“dyssynergie-effecten”), mits deze door Electrabel worden aangetoond, door de Belgische staat zullen worden gedragen door middel van een eenmalige (volledige en definitieve) forfaitaire betaling op de sluitingsdatum van de transactie. België heeft uitgelegd dat in de uitvoeringsovereenkomst is bepaald dat de Belgische staat en Electrabel binnen een bepaalde termijn overeenstemming moeten bereiken over de hoogte hiervan, en dat, indien zij hierin niet slagen, de zaak ter beslissing aan de CNV zal worden voorgelegd.

(272)

België wijst erop dat, aangezien deze kwestie ten tijde van het inleidingsbesluit nog in behandeling was bij de CNV, de evenredigheid ervan niet is beoordeeld in het inleidingsbesluit.

(273)

België heeft uitgelegd dat de Belgische staat en Electrabel er niet in geslaagd zijn binnen de vastgestelde termijn overeenstemming te bereiken over het bedrag, zodat de zaak ter beslissing aan de CNV is voorgelegd. Meer in het bijzonder heeft België het volgende verduidelijkt:

(274)

België concludeert derhalve dat het bedrag voor de overdracht van de aanvullende ontmantelingsverplichtingen als gevolg van het LTO-project, zoals uiteengezet in het advies van de CNV van 24 juni 2024, evenredig is.

(275)

België heeft bovendien op 30 augustus 2024 een aanvullende onafhankelijke analyse van Compass Lexecon ingediend, met een economische analyse van het ontwerp van de “waste cap”, met inbegrip van een analyse van het disconteringspercentage van 3 %. Ook wordt daarin uitgelegd dat de door de CNV vastgestelde aanvullende risico’s al door de door de Belgische staat berekende risicopremie worden gedekt of niet erg waarschijnlijk zijn c.q. een beperkte impact zullen hebben.

(276)

België voert aan dat de twijfels van de Commissie met betrekking tot het disconteringspercentage ingegeven zijn door een analyse van de CNV in haar advies van 7 maart 2023 aan de minister van Energie (113), waarin de commissie stelt dat de disconteringsvoet die voor de uitgaven voor verbruikte splijtstof moet worden gebruikt geleidelijk het risicovrije langetermijnrendement (volgens de berekeningen 2,17 %) moet benaderen, en voorstelt een disconteringsvoet in twee fasen te hanteren (3,17 % voor de eerste dertig jaar en 2,17 % na de eerste periode van dertig jaar).

(277)

België verwees naar een onafhankelijke analyse van Compass Lexecon (114), waaruit bleek dat de door de Belgische staat aangehouden disconteringsvoet van 3 % evenredig is, op basis van: i) een economische analyse van de door de CNV aanbevolen aanpak; ii) andere relevante benaderingen, en iii) het Duitse precedent in zaak SA.45296.

(278)

België voert aan dat de twijfels van de Commissie over de risico’s die in de “waste cap”-overeenkomst in aanmerking zijn genomen, ook ingegeven zijn door het advies van de CNV aan de minister van Energie (zie voetnoot 113), met name drie risico’s:

(279)

Uit de onafhankelijke analyse van Compass Lexecon blijkt dat deze risico’s in aanmerking zijn genomen en dat de benadering van de Belgische staat voorzichtig is en voldoende rekening houdt met onvoorziene omstandigheden om deze risico’s af te dekken.

(280)

Deze analyse is gecompleteerd op basis van de antwoorden op vraag 5.4 van het verzoek om inlichtingen van 1 oktober 2024. België voert aan dat de portefeuille van Hedera in de praktijk zodanig moet worden samengesteld dat hiermee het hoofd kan worden geboden aan alle aannemelijke economische scenario’s die zich in de betreffende periode kunnen voordoen, met name wat het inflatieniveau betreft. De doelstelling van Hedera is een reëel rendement van 1 % (d.w.z. 1 % boven het inflatieniveau). Hedera zal daartoe een strategie ontwikkelen waarin rekening wordt gehouden met het risico dat een dergelijk rendement in bepaalde economische scenario’s (bijvoorbeeld in het geval van een langere periode van hoge inflatie) niet kan worden behaald met een portefeuille die uitsluitend uit obligaties bestaat. Hedera zal zich daarom richten op een dynamisch activa/passivabeheer, op basis van een gediversifieerde portefeuille met activa die het fonds in staat stellen zich in te dekken tegen inflatie. Zo zou Hedera een portefeuille kunnen samenstellen bestaande uit, onder andere, obligaties en schuldinstrumenten, aandelen, onroerend goed en derivaten, met als doel op lange termijn een reëel rendement van 1 % te bereiken en tegelijkertijd het volatiliteitsrisico tot een minimum te beperken. Tot slot moet worden opgemerkt dat Hedera zijn blootstelling zal beperken tot Belgische aandelen, obligaties en onroerend goed. Dit is bedoeld om diversificatie te waarborgen en ervoor te zorgen dat het fonds niet te afhankelijk is van de Belgische economie.

(281)

België voert aan dat om de verschillende onderdelen en submaatregelen van het LTO-project was verzocht door Engie om tot een akkoord te komen over de verlenging van de levensduur en dat zij allemaal waren opgenomen in de algemene transactiedocumenten die op 13 december 2023 werden ondertekend. België merkt echter ook op dat de onderdelen van het LTO-project op een aantal punten verschillen en elkaar aanvullen, waardoor eventuele cumulatieve effecten beperkt zullen blijven.

(282)

België verwees hierbij naar de rechtspraak, waarin voor de beoordeling van opeenvolgende maatregelen onder meer naar de volgende aspecten wordt gekeken:

(283)

België voert aan dat de inhoud en de aard van de drie onderdelen van het LTO-project inherent verschillend zijn en merkt op dat de Commissie in haar inleidingsbesluit niet specifiek rekening heeft gehouden met de verschillen of overeenkomsten tussen de onderdelen 1, 2 en 3. In dit verband heeft België het volgende aangevoerd:

(284)

België merkt op dat het algemene doel van de drie onderdelen verband houdt met de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden. Volgens België vormt het specifieke doel van elk onderdeel echter een afzonderlijk relevant element voor de beoordeling:

(285)

België heeft ook aangevoerd dat de onderdelen 1, 2 en 3 verschillende rechtstreekse begunstigden hebben. België erkent dat de identificatie van de begunstigden van elke maatregel een belangrijk punt is bij de beoordeling van mogelijke cumulatieve effecten. In dit verband heeft de Belgische Staat de volgende opmerkingen gemaakt:

(286)

De onderdelen 1, 2 en 3 verschillen aanzienlijk qua inhoud en aard, doel en begunstigden, hoewel zij tegelijkertijd zijn aangegaan en hetzelfde algemene doel dienen: de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden. Zoals hierboven is aangetoond, dient elke onderdeel een specifiek doel waardoor zij elkaar aanvullen, zodat de eventuele cumulatieve effecten beperkt worden.

(287)

Wat betreft een mogelijke wijziging van het risicoprofiel van Electrabel dankzij de onderdelen 2 en 3: deze maatregelen kunnen inderdaad voordelen bieden aan Electrabel als nucleaire exploitant en bijgevolg het risicoprofiel van Electrabel in algemeen opzicht verbeteren. De onderdelen 2 en 3 wijzigen het risicoprofiel van BE-NUC, de belangrijkste begunstigde van onderdeel 1, niet. Zoals vastgesteld in een onafhankelijke analyse van Compass Lexecon vormen het risicoprofiel van BE-NUC, gezien de specifieke risico’s voor het project, en de risicoverdeling tussen de Belgische staat en BE-NUC de meest relevante factoren voor de beoordeling van de evenredigheid van onderdeel 1.

(288)

Engie heeft op 9 september 2024 zijn opmerkingen over het inleidingsbesluit ingediend. In zijn opmerkingen verschaft Engie een aanzienlijke hoeveelheid aanvullend bewijsmateriaal en analyses ter ondersteuning van zijn stelling dat de twijfels die de Commissie in haar inleidingsbesluit heeft geuit, ongegrond zouden zijn. In de reactie van Engie op het inleidingsbesluit wordt de oorspronkelijke maatregel besproken zoals beschreven in het inleidingsbesluit. De huidige maatregel omvat wijzigingen ten opzichte van de oorspronkelijke maatregel (ingevoerd om de twijfels weg te nemen die de Commissie in het inleidingsbesluit heeft geuit). Deze wordt gedetailleerd uiteengezet in punt 3 van dit besluit. Het standpunt van Engie komt overeen met het standpunt van de Belgische autoriteiten.

(289)

Engie stelt dat het LTO-project gebaseerd is op een breed akkoord en het resultaat is van uitgebreide en onafgebroken onderhandelingen met de Belgische regering, met als leidend beginsel dat Engie actief zou blijven in België en zou blijven bijdragen aan de voorzieningszekerheid van het land door in te gaan op het verzoek van België om de levensduur van twee kernreactoren te verlengen, waarmee het zijn eerder aangekondigde strategie om de productie van kernenergie in België na 2025 te staken, liet varen (zie overweging 23). Daarnaast voert Engie aan dat het LTO-project positieve effecten heeft op de interne markt, en wel om de volgende redenen:

(290)

Engie heeft ook aangevoerd dat er sprake is van meerdere verschillen tussen het LTO-project (verlenging van de levensduur van Doel 4 en Tihange 3) en de verlenging van de levensduur van Doel 1, Doel 2 en Tihange 1 in 2015 (“bestaande LTO-eenheden”):

(291)

Engie voert aan dat al deze factoren Engie en de Belgische staat ertoe hebben gebracht een alomvattende overeenkomst te sluiten die zowel voorziet in de verzochte verlenging van de levensduur (op voorwaarde dat de risicoblootstelling van Engie wordt beperkt) als in het beheer van overgedragen verbruikte splijtstof en kernafval, en is van mening dat de bestaande LTO-eenheden geen bruikbare referentie vormen om de noodzaak en geschiktheid van de verschillende maatregelen van het huidige LTO-project te beoordelen.

(292)

De belangrijkste argumenten van Engie met betrekking tot de in het inleidingsbesluit geuite twijfels van de Commissie worden hieronder nader toegelicht.

(293)

De Commissie is van mening dat de drie onderdelen van de maatregel kunnen worden beoordeeld als onderdelen van één enkele maatregel door de Belgische staat, aangezien zij alle verband houden met dezelfde gebeurtenis, namelijk de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden.

(294)

Engie stelt dat het geen bezwaar heeft tegen de kwalificatie van de maatregelen als één enkele maatregel, voor zover deze voldoet aan de criteria die zijn vastgesteld in de rechtspraak van het Hof van Justitie van de Europese Unie (119). Engie was het met name eens met het standpunt van de Commissie, zoals verwoord in overweging 208 van het inleidingsbesluit, dat de drie onderdelen van de maatregel van elkaar afhankelijk zijn en in hun onderlinge samenhang bijdragen tot de uitvoering van de overeenkomst over de verlenging van de levensduur, waardoor zij als één enkele maatregel kunnen worden beschouwd. Engie erkent dat het voorafgaande voorwaarden heeft gesteld met betrekking tot de risicoblootstelling en het beheer van verbruikte splijtstof en kernafval, wat heeft geleid tot een brede, alomvattende overeenkomst die verder gaat dan de loutere invoering van een vergoedingsmechanisme voor de verlengde exploitatie van de kernreactoren. Zonder dit voorstel om de maatregelen als één enkele interventie aan te merken in twijfel te willen trekken, wees Engie er echter op dat sommige van de submaatregelen van het LTO-project geen staatssteun vormen omdat zij Electrabel geen selectief voordeel opleveren, met name:

(295)

Engie benadrukt dat het stimulerende effect, dat de Commissie in haar beoordeling in de overwegingen 229 en 239 van het inleidingsbesluit aannemelijk achtte, niet hypothetisch is: er bestaat geen twijfel over dat Electrabel zonder het LTO-project, met inbegrip van de drie onderdelen, de activiteiten van de LTO-eenheden niet zou hebben voortgezet. Engie voert in dit verband het volgende aan:

(296)

Daarnaast benadrukt Engie dat de stimulans voor Electrabel om de LTO-eenheden te blijven exploiteren wordt gevormd door het volledige pakket steunmaatregelen van het LTO-project, dat specifiek voor dit doel is ontworpen. Afzonderlijk genomen zou geen van de submaatregelen voldoende stimulansen kunnen bieden. Als er ook maar één element uit het pakket zou zijn weggenomen, zou Engie hebben geweigerd door te gaan met het LTO-project. Engie concludeert derhalve dat de in overweging 235 van het inleidingsbesluit bedoelde maatregelen niet mogen worden beschouwd als maatregelen die afzonderlijk een specifieke (of aanvullende) stimulans bieden, maar in hun onderlinge samenhang moeten worden beoordeeld.

(297)

Engie is van mening dat de oprichting van een gemeenschappelijke structuur waarin de Belgische staat een belang van 50 % heeft, noodzakelijk is om de doelstellingen van het LTO-project te verwezenlijken, d.w.z. de tijdige herstart van de LTO-eenheden tegen november 2025. Engie stelt dat het heeft gevraagd om een mechanisme voor risicodeling van 50/50 met de Belgische Staat alvorens de overeenkomst over het LTO-project aan te gaan.

(298)

Volgens Engie waren de vergoedingsmechanismen als zodanig om verschillende redenen ongeschikt voor dit doel: i) de beloningsovereenkomst bracht restrisico’s met zich mee voor Engie; ii) zonder de joint venture zou Engie tijdelijk 100 % van de verliezen moeten dragen in afwachting van de schadeloosstelling/compensatie waarin de overeenkomsten voorzien, en iii) Engie was juist bezig zijn blootstelling aan kernenergie te beperken en wilde niet alleen de vereiste investering van meer dan [2-2,5] miljard EUR in het LTO-project doen en alle potentiële verliezen als gevolg van onverwachte niet-beschikbaarheid en kostenoverschrijdingen dragen.

(299)

Daarnaast verwachtte Engie dat, nu de Belgische staat financieel belang had bij de winsten en verliezen van de LTO-eenheden (met name dividenden), zij extra prikkels zou hebben om bij toekomstige politieke beslissingen rekening te houden met de LTO-eenheden. De conclusie van Engie was derhalve dat de oprichting van de gemeenschappelijke structuur de belangen van de Belgische Staat en Engie op één lijn brengt.

(300)

Engie stelt voorts dat de joint venture passend en evenredig is, aangezien Engie, een particuliere marktdeelnemer, elk risico dat de Belgische staat partijdig handelt, kan ondervangen dankzij de gezamenlijke controle over de strategische beslissingen betreffende BE-NUC, en de Belgische staat en Engie hun beslissingsbevoegdheden inzake de governance van BE-NUC op voet van gelijkheid zullen uitoefenen.

(301)

Wat de noodzaak van het CfD betreft, voert Engie aan dat, gezien de tekortkomingen van de markt voor kernenergie en de grote volatiliteit van de elektriciteitsmarkt in de komende jaren, het LTO-project een groot risico op financieringstekorten loopt. Dit maakt van het CfD een noodzakelijk instrument om een doelstelling van gemeenschappelijk belang te verwezenlijken. Engie wijst ook op de relatief korte duur van de verlenging van de levensduur (10 jaar) gelet op de gemiddelde investeringen in de sector voor kernenergie, alsook op de aanzienlijke kosten en het feit dat de LTO-eenheden gedurende de eerste drie jaar niet op vol vermogen kunnen draaien, aangezien er tegelijkertijd werkzaamheden zullen plaatsvinden om de levensduur te kunnen verlengen.

(302)

Engie stelt dat de opzet van het CfD en de MPRA de LTO-eenheden passende en evenredige prikkels bieden om efficiënt op marktsignalen te blijven reageren. In dit verband voert Engie hierbij dezelfde argumenten aan als de Belgische Staat met betrekking tot de technische, wettelijke en economische beperkingen voor de LTO-eenheden (zie punt 2.1). Engie voert aan dat het ook nu, zonder CfD en met een vloot van vijf reactoren die meer diversificatie mogelijk maken, over een zeer beperkte flexibiliteit beschikt om de productie van kernenergie aan te passen aan marktsignalen voor de korte en middellange termijn. Volgens Engie is het CfD ontworpen om BE-NUC binnen deze beperkte speelruimte optimaal te stimuleren om op prijssignalen te reageren, voor zover dat technisch haalbaar is.

(303)

Tot slot, wat de parameters van de opzet van het CfD betreft, stelt Engie dat de day-aheadmarktprijs de juiste marktreferentieprijs is.

(304)

Engie benadrukte dat de noodzaak van de MOCP en de SDC-leningen in de eerste plaats verband houdt met de specifieke context van het LTO-project, te weten: i) het late besluit om de levensduur van Doel 4 en Tihange 3 te verlengen en het beperkte tijdschema om de noodzakelijke LTO-werkzaamheden voor te bereiden en uit te voeren; ii) de verouderde activa en het toegenomen systeemrisico doordat beide eenheden gebruikmaken van dezelfde technologie; iii) de gelijktijdige herstart en exploitatie van de LTO-eenheden gedurende de eerste drie jaar, en iv) de genormaliseerde elektriciteitskosten van een centrale waarvan de levensduur wordt verlengd, waarbij de O&M-kosten relatief hoger zijn dan bij een nieuwe kerncentrale.

(305)

Engie voert voorts aan dat zowel de MOCP als de SDC-leningen strikt noodzakelijk zijn omdat: i) de betalingen die de Belgische staat in het kader van de beloningsovereenkomst verschuldigd is, geen betrekking hebben op belangrijke gevallen van niet-beschikbaarheid als gevolg van technische problemen of als gevolg van onverwachte internationale ontwikkelingen op regelgevingsgebied of nucleaire noodsituaties; ii) in tegenstelling tot wat in overweging 269, punt b), van het inleidingsbesluit wordt gesteld, dergelijke onverwachte gebeurtenissen geen “extreme, weinig waarschijnlijke” scenario’s zijn, maar gebeurtenissen die zich in de komende tien jaar waarschijnlijk zullen voordoen, en iii) alleen gebeurtenissen gedekt worden die een bepaalde drempel overschrijden.

(306)

Engie stelt dat de MOCP geen onbeperkte subsidie is (in tegenstelling tot wat de Commissie in haar inleidingsbesluit suggereerde) gezien de beëindigingsrechten van de tegenpartij van de beloningsovereenkomst als voorzien in die overeenkomst, die het mogelijk maken de blootstelling voor de Belgische staat te beperken.

(307)

Engie voert aan dat de Belgische staat heeft ingestemd met het beginsel van verlenging van de SDC-leningen om dat deel van de kosten te dekken die zich na de herstartdatum voordoen, vanwege de vervroeging van de herstartdatum van de LTO-eenheden (van 2026 naar 2025) die op haar verzoek is afgesproken, hetgeen impliceert dat de LTO-werkzaamheden moeten worden uitgevoerd terwijl de eenheden in bedrijf zijn, wat zal leiden tot lagere inkomsten tijdens de eerste drie jaren van exploitatie. Dit sluit aan bij het tussen Engie en de Belgische staat overeengekomen basisbeginsel dat de aandeelhouders de kosten voor hun rekening nemen die voortvloeien uit de verlenging van de levensduur, terwijl BE-NUC de O&M-kosten financiert uit zijn eigen inkomsten.

(308)

Wat de evenredigheid van de door het LTO-project geboden financiële mechanismen betreft, voert Engie aan dat zij BE-NUC niet beschermen tegen operationele risico’s, zoals de Commissie in het inleidingsbesluit beweerde. BE-NUC wordt tijdens de verlenging van de levensduur van de LTO-eenheden voor een deel blootgesteld aan onder meer beschikbaarheidsrisico’s, alsook aan overschrijdingen van de exploitatiekosten na de datum van volwaardige inbedrijfstelling, die het genereren van kasstromen kunnen belemmeren en het rendement van BE-NUC negatief kunnen beïnvloeden. Deze kosten worden onder meer veroorzaakt door een toename van de personeelskosten (programma’s voor personeelsbehoud en extra wervings- en opleidingskosten in verband met de voortzetting van de activiteiten), O&M-kosten (stijgingen van de prijzen van materiaal, tekorten in de toeleveringsketen aan essentiële reserveonderdelen en componenten, eisen van het FANC (alle projectwijzigingen worden vóór goedkeuring grondig geëvalueerd en getoetst door het FANC), ongeplande grote storingen in apparatuur vóór de herstart enz.) en de brandstofkosten (de contracten zijn gedeeltelijk gekoppeld aan de marktontwikkeling).

(309)

Daarnaast stelt Engie dat Electrabel, als exploitant van de LTO-eenheden, sterke prikkels heeft om de beschikbaarheid van de LTO-eenheden onder normale bedrijfsomstandigheden te maximaliseren, omdat het een schadevergoeding moet betalen wanneer de beschikbaarheid in een contractjaar onder de [90-100] % daalt.

(310)

Engie heeft een simulatie ingediend waaruit de impact op de winstgevendheid van de LTO-eenheden blijkt van gebeurtenissen die niet onder het MOCP-mechanisme vallen: i) gevallen van verminderde beschikbaarheid tijdens de bedrijfsfase, ter illustratie (verhoging van het “Forced Outage Rate” (“FOR”)), en ii) toename van bepaalde exploitatiekosten na de afrekeningsdatum als gevolg van onvoorziene kosten, alsook een combinatie van beide gebeurtenissen. Tabel 16 laat zien dat deze gebeurtenissen een aanzienlijk negatief effect kunnen hebben op de interne rentabiliteit van BE-NUC.

Tabel 16

Effect op de winstgevendheid van de LTO-eenheden (100 %) van gebeurtenissen die niet onder het MOCP-mechanisme vallen

(311)

Engie stelt ook dat de rentevoet op de SDC-leningen evenredig en passend is, zoals blijkt uit een onafhankelijke analyse (127). Engie voegt daaraan toe dat de SDC-leningen aan het einde van de LTO-periode moeten worden terugbetaald, vermeerderd met rente, mits BE-NUC over voldoende kasmiddelen beschikt.

(312)

Engie heeft verduidelijkt dat de rente op de aandeelhoudersleningen en de WCF een marktconforme rente zal zijn die door de raad van bestuur van BE-NUC wordt bepaald op basis van de geldende marktrente en eventuele vergelijkbare schuldfinanciering door derden die op het desbetreffende moment beschikbaar is.

(313)

Engie heeft ook verduidelijkt dat het een termsheet heeft opgesteld met een beschrijving van de methode die wordt gevolgd om de rentevoeten vast te stellen. Engie heeft uitgelegd dat deze methode in overeenstemming is met het beleid van Engie inzake verrekenprijzen voor leningen en met het BEPS-beginsel van de OESO dat ervoor zorgt dat de rentevoet op objectieve wijze wordt vastgesteld (zie overweging 63).

(314)

Engie concludeert derhalve dat de rentevoet van zowel de WCF als de aandeelhoudersleningen evenredig is.

(315)

Ten eerste heeft Engie benadrukt dat de entiteit van de Engie-groep (“GEMS”) die als EMSA-partner zou kunnen worden geselecteerd in het kader van de aanbestedingsprocedure, of als tijdelijke terugvaloptie, volledig onafhankelijk zal zijn van het bedrijfsonderdeel Nuclear. Engie verduidelijkt dat er sinds januari 2024 enerzijds passende aanbestedingsprocedures en anderzijds firewalls binnen de Engie-groep zijn ingevoerd om enige betrokkenheid van Electrabel bij de selectie van de EMSA-partner te voorkomen.

(316)

Ten tweede voert Engie aan dat er geen risico op marktafscherming bestaat als gevolg van de mogelijke selectie van GEMS bij de EMSA-aanbesteding. Engie voerde aan dat GEMS zich aan een nauwkeurig mandaat zal moeten houden waarin de biedings- en onbalansstrategie wordt gespecificeerd (en waarvan het niet kan afwijken). Hiervoor krijgt het een vergoeding. De eigendom van de elektriciteit blijft tot de verkoop ervan bij BE-NUC berusten. Aangezien de overeenkomstige verkopen van BE-NUC niet aan GEMS/de Engie-groep zouden kunnen worden toegerekend, zou de positie van Electrabel op de Belgische markt derhalve niet worden versterkt indien GEMS als EMSA-partner zou worden aangewezen.

(317)

Ten derde voldoet de aanbestedingsprocedure voor de selectie van de EMSA-partner aan de vereisten die de Commissie in de praktijk heeft ontwikkeld, aangezien deze concurrerend, transparant, niet-discriminerend en onvoorwaardelijk is. De procedure is op EU-niveau gepubliceerd; daarbij zullen de criteria voor kwalificatie worden gespecificeerd (met name met betrekking tot de financiële draagkracht en operationele ervaring van de inschrijver). Indien GEMS via de aanbestedingsprocedure zou worden geselecteerd, kan de aanwijzing van GEMS als EMSA-partner derhalve als evenredig worden beschouwd. Engie stelt voorts dat, indien de aanbestedingsprocedure niet succesvol is en GEMS bij wijze van terugvaloptie wordt aangewezen als EMSA-partner, toch aan het evenredigheidscriterium zou worden voldaan: GEMS zal tegen marktvoorwaarden worden beloond op basis van een prijs die in geval van onenigheid tussen de partijen door een onafhankelijke deskundige zal worden vastgesteld, zodat deze vergoeding niet verder gaat dan wat strikt noodzakelijk is om het doel van de EMSA te bereiken. Engie heeft bovendien uitgelegd dat deze noodoplossing slechts tijdelijk zou zijn en dat de Belgische staat onmiddellijk een nieuwe openbare aanbesteding zou organiseren.

(318)

Engie voert aan dat het totale bedrag van de “waste cap” toereikend is om eventuele bijkomende risico’s te dekken waarmee bij de berekening van het basisbedrag geen rekening is gehouden. Engie merkt voorts op dat op basis van de “waste cap” naar verwachting aanzienlijk minder risico’s aan de staat zullen worden overdragen dan het geval was in het Duitse precedent waarvan de geldigheid door de Commissie is erkend. Engie voert met name het volgende aan:

(319)

Engie concludeert derhalve dat het door Electrabel in het kader van de afvalstoffenovereenkomst betaalde bedrag de door de Belgische staat overgenomen onzekerheden voldoende zal dekken en dus evenredig is.

(320)

Met betrekking tot de ontmantelingsverplichtingen voert Engie aan dat Electrabel, als nucleaire exploitant van de zeven Belgische kernreactoren, aansprakelijk blijft voor zijn ontmantelingsverplichtingen. Engie erkent evenwel dat België de (stijging van de) ontmantelingskosten die rechtstreeks uit het LTO-project voortvloeien, zal dekken door middel van een eenmalige (volledige en finale) forfaitaire betaling aan Electrabel.

(321)

Engie verwijst naar het advies van de CNV over de verplichtingen voor buitengebruikstelling en ontmanteling van de LTO-eenheden, waarin deze concludeerde dat het LTO-project zal leiden tot een stijging van de ontmantelingskosten (dyssynergie) met [100-500] miljoen EUR (in waarden van 2021) of, in geactualiseerde waarden van 2023, met [100-500] miljoen EUR (berekend in “overnight costs”). Engie concludeert derhalve dat het bedrag voor de overdracht van de aanvullende ontmantelingsverplichtingen die voortvloeien uit de verlenging van de levensduur, zoals gedefinieerd door de CNV, evenredig is.

(322)

Naast de opmerkingen van Engie heeft de Commissie opmerkingen ontvangen van zeven derde partijen tijdens de openbare raadpleging over het inleidingsbesluit, die tot 9 september 2024 liep.