(1)

Por ofício de 21 de junho de 2024, a Bélgica notificou à Comissão a medida de apoio ao prolongamento da vida útil de dois reatores nucleares na Bélgica [o Doel 4 («D4») e o Tihange 3 («T3»)], juntamente com as unidades de operação a longo prazo («unidades OLP»). Na sequência do pedido de informações da Comissão de 4 de julho de 2024, a Bélgica prestou informações complementares pelos ofícios de 9 e 10 de julho de 2024.

(2)

Por ofício de 22 de julho de 2024, a Comissão informou a Bélgica de que tinha decidido dar início ao procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia («TFUE») relativamente a esta medida («decisão de início do procedimento»).

(3)

A Bélgica apresentou as suas observações sobre a decisão de início do procedimento em 22 de agosto de 2024.

(4)

A decisão da Comissão de dar início ao procedimento foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia (2). A Comissão convidou as partes interessadas a apresentarem as suas observações.

(5)

A Comissão recebeu observações das partes interessadas. Transmitiu-as à Bélgica, dando-lhe a oportunidade de se pronunciar, tendo recebido as observações deste país por ofício de 30 de outubro de 2024.

(6)

A Bélgica forneceu informações adicionais em 2 de setembro de 2024, em 23, 27 e 30 de outubro de 2024, em 8, 14, 18, 22, 25, 27 e 30 de novembro de 2024, em 2, 4, 5, 12, 13, 17 e 20 de dezembro de 2024, em 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 e 31 de janeiro de 2025 e em 1 de fevereiro de 2025 (3).

(7)

Por ofício de 24 de outubro de 2024, a Bélgica concordou, a título excecional, em renunciar aos seus direitos decorrentes do artigo 342.o do TFUE, em conjugação com o artigo 3.o do Regulamento n.o 1/1958 (4), e em que a presente decisão fosse adotada e notificada em língua inglesa.

(8)

Até 2022, o parque nuclear belga era composto por sete reatores nucleares, quatro localizados na Flandres (Doel) e três na Valónia (Tihange). Todos os reatores entraram em funcionamento entre 1975 e 1985 (5) e foram construídos por empresas de serviços públicos (Ebes, Intercom e Unerg) que viriam a fundir-se para formar a Electrabel SA (detida maioritariamente pela Tractebel) em 1990 (a seguir, designada por «Electrabel»). Em 1996, a Société Générale de Belgique («SGB») tornou-se o acionista maioritário da Tractebel e, em 1999, a Suez adquiriu quase 100 % da SGB. Na sequência da fusão entre a Suez e a Gaz de France («GDF») em 2008, o proprietário final da Electrabel passou a ser a Engie S.A. (a seguir, designada por «Engie»).

(9)

A Electrabel, subsidiária detida a 100 % pela Engie, é o operador nuclear e o acionista maioritário dos sete reatores nucleares belgas desde o início das suas atividades. Atualmente, a propriedade dos reatores nucleares belgas distribui-se da seguinte forma:

(10)

Quanto às capacidades das unidades OLP (ver quadro 2):

(11)

A Bélgica explica que todos os reatores nucleares belgas, incluindo as unidades OLP, foram concebidos e explorados como unidades de carga de base assentes na tecnologia dos reatores de água pressurizada («PWR»). A conceção data da década de 1970 e é típica das unidades de carga de base, à semelhança dos reatores nucleares mais antigos em todo o mundo. Estas unidades operam normalmente à capacidade nominal máxima sempre que estão em funcionamento, contrariamente às tecnologias mais recentes (geração III), que são capazes de funcionar de forma flexível, nomeadamente ajustando a quantidade de eletricidade produzida ou potência de saída ao longo do tempo («ramping» ou «seguimento da carga») e assegurando a regulação da frequência e das reservas operacionais (11). No funcionamento em carga de base, a alimentação só é normalmente reduzida ou desligada quando necessário para reabastecimento e/ou manutenção periódica programados, manutenção urgente não programada para corrigir problemas relacionados com o equipamento das instalações ou condicionalismos inesperados de conceção e/ou segurança. Por conseguinte, a redução da potência de saída é mais motivada pelas necessidades do operador nuclear ou do operador da rede de transporte («ORT») do que pelos sinais do mercado.

(12)

A Bélgica esclarece que os reatores nucleares belgas estão tecnicamente condicionados pela sua conceção, o que restringe fortemente as possibilidades de modulação da potência de saída, que durante muito tempo se limitou à regulação da rede. Tal deve-se ao facto de os reatores nucleares belgas estarem exclusivamente equipados com barras de controlo de reator negras, que restringem fortemente a capacidade de modulação, contrariamente às barras cinzentas (12). Em contrapartida, por exemplo, alguns dos mais recentes reatores nucleares franceses estão equipados com barras de controlo negras e cinzentas, sendo assim concebidas e construídas para executar modulações e o seguimento da carga. Devido à conceção baseada em barras de controlo negras nos reatores nucleares belgas, até há pouco tempo, a Agência de Segurança Nuclear belga («AFCN/FANC») (13) proibia a modulação por razões económicas. A modulação só era aceitável por razões técnicas ou a pedido do ORT belga (Elia), a fim de evitar um apagão (14).

(13)

No entanto, a Bélgica alega que, em resposta à evolução geral dos mercados da eletricidade e à necessidade de introduzir uma certa flexibilidade no seu funcionamento, foram realizados estudos para autorizar, em alguns casos, uma modulação por razões económicas («modulação económica»). Em 2015, a Engie, a Electrabel e as entidades reguladoras belgas lançaram estudos de segurança (15) sobre as condições necessárias para permitir algumas modulações por razões económicas, examinando, nomeadamente, o impacto da modulação no combustível nuclear. O estudo concluiu que é aceitável um máximo de 30 modulações económicas por ciclo de combustível para o Tihange 3 e o Doel 4, desde que sejam respeitadas algumas condições técnicas, principalmente relacionadas com o aquecimento e o arrefecimento do elemento combustível:

(14)

Além disso, não são possíveis modulações durante determinados períodos (17), tais como:

(15)

Na sequência destes estudos, a AFNC/FANC autorizou o operador a realizar até 30 modulações por ciclo (18), o que corresponde ao número máximo de modulações que podem ser realizadas dentro dos limites da atual licença de exploração. Tendo em conta estes condicionalismos, a Engie salientou que cada decisão de modulação é cuidadosamente avaliada pelo operador, uma vez que implica múltiplos riscos (por exemplo, produção de efluentes líquidos devido à modulação, envelhecimento mais rápido das instalações, risco de desencadear uma paragem automática, danos potenciais que impossibilitariam o reinício do reator, etc.), amplamente documentados pela literatura académica (19).

(16)

De acordo com a Bélgica (com base no contributo da Electrabel), no estado atual dos conhecimentos, não existem soluções tecnológicas disponíveis para aumentar a flexibilidade com custos e prazos razoáveis. A modernização técnica para transformar um reator de carga de base numa central com seguimento da carga e para permitir uma maior flexibilidade exigiria uma alteração completa da conceção e, em especial, a substituição da cabeça da cuba de pressão do reator, que é uma operação muito longa e complexa. Além disso, exigiria novos estudos para o relatório de análise de segurança (RAS) e uma alteração significativa da sua licença de exploração, que teria de ser emitida pelas autoridades belgas responsáveis pela segurança nuclear.

(17)

Além disso, a Bélgica (com base no contributo da Electrabel) explica que a flexibilidade dos reatores também é condicionada pela especificidade do seu combustível e pela gestão das interrupções:

(18)

Tal como descrito na secção 2.1 da decisão de início do procedimento, em 2003 o Parlamento Federal belga adotou uma lei que proíbe a construção de novas unidades nucleares destinadas à produção industrial de eletricidade através da fissão nuclear na Bélgica e limitou a 40 anos a operação dos reatores já existentes, estabelecendo assim uma eliminação progressiva da energia nuclear entre 2015 e 2025 («Lei de 2003» ou «Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear») (23). Tal como inicialmente previsto na Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear, o Doel 3 e o Tihange 2 foram permanentemente desconectados da rede em 23 de setembro de 2022 e 31 de janeiro de 2023, respetivamente. Através das leis de 18 de dezembro de 2013 e de 28 de junho de 2015 (24), a Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear foi alterada e a vida útil dos três reatores mais antigos, o Tihange 1, o Doel 1 e o Doel 2, foi prorrogada por 10 anos, até 30 de setembro de 2025, 14 de fevereiro de 2025 e 30 de novembro de 2025, respetivamente (prolongamento de 10 anos da vida útil) (25).

(19)

De acordo com a Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear, o Doel 4 e o Tihange 3 deveriam encerrar em 2025. Consequentemente, desde 2020, os objetivos estratégicos da Engie no que respeita às atividades nucleares visaram i) retirar a empresa das atividades de produção de energia nuclear na Bélgica para reduzir o risco de exposição, enquanto operador nuclear, à volatilidade dos preços do mercado e ii) retirar a produção de energia nuclear das atividades principais da Engie. Desde 2020, esta retirada levou à interrupção de todos os estudos relacionados com o prolongamento das centrais nucleares da Engie (todas localizadas na Bélgica). A comunicação financeira da Engie desde 2020 adequou-se a este objetivo estratégico de retirada e foi utilizada nos pressupostos contabilísticos utilizados para elaborar as demonstrações financeiras consolidadas, em especial nos testes de imparidade (26).

(20)

O quadro 1 apresenta os sete reatores nucleares belgas, incluindo os proprietários atuais, a sua capacidade líquida e as datas iniciais de desativação, em conformidade com a Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear e suas revisões subsequentes.

Quadro 1

Apresentação das centrais nucleares na Bélgica

(21)

Em 18 de março de 2022, o Governo Federal belga (a seguir, também designado por «Governo belga») decidiu reavaliar a eliminação progressiva da energia nuclear, permitindo o prolongamento da vida operacional (operação a longo prazo, «OLP») dos dois reatores nucleares mais jovens, o Doel 4 e o Tihange 3, por um período de 10 anos («projeto OLP»). A decisão da Bélgica foi tomada no contexto da resposta europeia à guerra da Rússia contra a Ucrânia (nomeadamente, a necessidade de os Estados-Membros da UE reduzirem o seu consumo e dependência do gás) e da crise do gás daí resultante, bem como das preocupações já existentes sobre a segurança do aprovisionamento na Bélgica (ver também a secção 2.4 infra), tendo em conta o aumento das necessidades de eletrificação (para permitir a transição energética) e a baixa disponibilidade do parque nuclear francês em 2021-2022 (devido a problemas de corrosão imprevistos e a uma extensa manutenção para prolongar o seu tempo de vida) (27).

(22)

Posteriormente, em 2022, o Governo belga encetou negociações com o operador nuclear belga, a Electrabel, sobre a aplicação do prolongamento da vida útil. As razões para a não organização de um concurso, que foram apresentadas pela Bélgica e que não suscitaram dúvidas à Comissão na decisão de início do procedimento, são mencionadas no considerando 38 dessa decisão e incluem:

(23)

A Engie, a empresa-mãe da Electrabel, estava inicialmente hesitante em encetar negociações com a Bélgica sobre o projeto OLP, alegando que a tecnologia nuclear se tinha tornado demasiado dispendiosa e demasiado arriscada e que a Engie tinha a intenção de cessar as operações nucleares na Bélgica após 2025 (ver considerando 19). Por conseguinte, o Estado belga acordou com a Engie criar um mecanismo para partilhar, de forma equilibrada e transparente, os riscos e as vantagens decorrentes do prolongamento da vida útil dos dois reatores. Segundo a Bélgica, a Engie deixou claro desde o início que, sem um mecanismo de partilha de riscos e um acordo sobre os resíduos nucleares provenientes da exploração das sete centrais nucleares na Bélgica, não ponderaria o prolongamento da vida útil dos dois reatores nucleares, que a obrigaria a alterar substancialmente a sua estratégia empresarial e a sua exposição ao risco (28).

(24)

O processo de negociação foi descrito em pormenor na secção 3.1 da decisão de início do procedimento e resultou num acordo de execução em 13 de dezembro de 2023, com vista a reiniciar o funcionamento das unidades OLP antes do inverno de 2025-2026. Tal como referido no considerando 36 da decisão de início do procedimento, o acordo de execução contém três componentes principais, que têm o mesmo objetivo de apoiar a execução do projeto OLP:

(25)

O acordo de execução foi alterado duas vezes no decurso de 2024 (29). O seu conteúdo é descrito mais pormenorizadamente na secção 3.

(26)

Seguem-se algumas etapas importantes do projeto OLP:

(27)

Consequentemente, a produção de eletricidade durante o período de 2026-2028 será relativamente baixa devido ao número mais frequente de interrupções programadas dos dois reatores durante a fase de reinício («interrupções programadas OLP» (31)). Prevê-se que a indisponibilidade das unidades OLP durante as interrupções programadas OLP seja de 24 semanas por ano, durante os primeiros três anos após a data de reinício da OLP.

(28)

Para além das interrupções programadas no quadro da OLP, prevê-se a interrupção normal anual das centrais nucleares («interrupções programadas não OLP» (32)) para todo o período de prolongamento da vida útil (ou seja, durante a fase de reinício e a fase operacional), até um ano antes do final das operações para o Doel 4 e até ao último ano de operações para o Tihange 3. Prevê-se que cada interrupção programada não OLP tenha uma duração de seis semanas. Consequentemente, durante os primeiros três anos após o reinício da OLP, prevê-se que os dois reatores nucleares sejam desligados durante 30 semanas por ano.

(29)

Além das interrupções programadas (OLP e não OLP), podem existir problemas não planeados e imprevistos que exijam novas paragens das unidades OLP. Foi presumida uma taxa de paragens forçadas («TPF») de 10 % no modelo financeiro de assinatura do acordo de remuneração («RA») (33). Tal implica que tanto o Doel 4 como o Tihange 3 têm uma taxa de disponibilidade de referência de 90 % ao longo de 10 anos, se não forem consideradas as interrupções programadas OLP e não OLP.

(30)

Se forem incluídas todas as interrupções programadas e não programadas, o Doel 4 e o Tihange 3 apresentam uma taxa de disponibilidade de referência de cerca de 68,4 % e 67,4 %, respetivamente.

(31)

A capacidade nominal de produção de eletricidade, a produção anual de eletricidade e a quota na procura nacional de eletricidade na Bélgica do Doel 4 e do Tihange 3, antes e depois do prolongamento da vida útil, estão resumidas no quadro 2. Como se depreende claramente do quadro 2, prevê-se que a produção anual estimada de eletricidade das unidades OLP duplique após a fase de reinício.

Quadro 2

Principais características do Doel 4 e do Tihange 3 (antes e depois da OLP)

(32)

Tal como referido no considerando 17 da decisão de início do procedimento, desde 2019, o ORT belga Elia realizou três estudos nacionais sobre a adequação dos recursos («NRAA 2019», «NRAA 2021» e «NRAA 2023»), que identificaram a necessidade de novas capacidades até ao inverno de 2025-2026, em consequência da eliminação progressiva (parcial) da energia nuclear na Bélgica, que começou com a desativação do Doel 3 e do Tihange 2 em 2022 e 2023 (ver quadro 1), reforçada pela desativação de capacidades de produção térmica nos países vizinhos e por problemas com os ativos nucleares franceses.

(33)

A fim de dar resposta a estes problemas de adequação dos recursos, a Bélgica criou um mecanismo de capacidade («MC»), aprovado pela Comissão em 2021, e alterado duas vezes desde então (34). O MC é um indicador à escala do mercado que permite remunerar as centrais dispostas a fornecer eletricidade em períodos predefinidos, independentemente de produzirem ou não essa eletricidade. O MC visa dar resposta às preocupações em matéria de adequação dos recursos no setor da eletricidade, apoiando simultaneamente a transição energética, e entrará em funcionamento no inverno de 2025, quando as duas unidades OLP deverão também reiniciar (ver considerando 26).

(34)

O cabaz energético da Bélgica é atualmente dominado pela produção de eletricidade a partir de gás e de energia nuclear, embora a quota das energias renováveis tenha vindo a aumentar de forma constante nos últimos anos. Em 2023, a quota da energia nuclear, do gás e das energias renováveis no cabaz de produção foi de 39,9 %, 21,4 % e 32,7 %, respetivamente (35).

(35)

Segundo a Bélgica, os principais intervenientes no mercado da produção de eletricidade, em termos de capacidade instalada conectada à rede de transporte, são a Electrabel (9,3 GW em 2023 — 65 %), a Luminus (2,2 GW em 2023 — 15 %), a RWE (0,7 GW em 2023 — 5 %), a Eneco (0,7 GW em 2023 — 5 %) e a TotalEnergies (0,6 GW em 2023 — 4 %). A Bélgica alega que o indicador IHH (36) da concentração do mercado diminuiu de 5 510 em 2016 para 4 431 em 2023, em parte devido ao maior desenvolvimento de fontes de energia renováveis (solar e eólica) por intervenientes no mercado não históricos (37).

(36)

Segundo a Bélgica, os principais intervenientes em termos de produção de eletricidade a partir de instalações conectadas à rede de transporte na Bélgica são a Electrabel (39,1 TWh em 2023 — 70 %), a Luminus (6,8 TWh em 2023 — 12 %), a Eneco (2,5 TWh em 2023 — 4 %), a TotalEnergies (2,4 TWh em 2023 — 4 %) e a RWE (2 TWh em 2023 — 4 %). A Bélgica alega que o indicador IHH da concentração do mercado diminuiu de 6 372 em 2016 para 5 143 em 2023, devido ao aumento da produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis (38).

(37)

De acordo com a Bélgica, a nível retalhista, existiam no total 16 fornecedores de eletricidade presentes na Bélgica em 2023. Os principais, em termos de eletricidade fornecida, são a Electrabel (47 % em 2023), a Luminus (18,2 % em 2023), a TotalEnergies (5,5 % em 2023) e a Eneco (5,3 % em 2023), existindo muitas empresas de dimensão muito reduzida (39).

(38)

O prolongamento da vida útil das duas unidades OLP facilitará o desenvolvimento de uma atividade económica e contribuirá para resolver os problemas de adequação dos recursos na Bélgica (ver secção 2.4). Além disso, a Bélgica alega que o prolongamento da vida útil dos reatores nucleares também visa em geral reduzir a dependência das importações e em particular dos combustíveis fósseis importados (em consonância com os objetivos REPowerEU), contribuindo assim para a descarbonização do sistema elétrico belga, bem como para o fornecimento de capacidade de carga de base no contexto do aumento das necessidades de eletrificação num futuro próximo na Bélgica.

(39)

A Bélgica alega que o objetivo da medida de auxílio é ultrapassar um certo número de deficiências no mercado que impedem a Electrabel de continuar a explorar os reatores nucleares na Bélgica sem uma contribuição adicional do Governo belga (40).

(40)

A Bélgica alega que, tendo em conta estas deficiências gerais do mercado relacionadas com os investimentos em tecnologias hipocarbónicas nos mercados da eletricidade, bem como os riscos adicionais a que um operador nuclear está exposto, é necessário um compromisso do Governo belga no sentido de apoiar o prolongamento da vida útil das unidades OLP. Por conseguinte, a Bélgica alega que o objetivo da medida notificada é superar estas deficiências do mercado.

(41)

Em resposta às dúvidas suscitadas pela Comissão na sua decisão de início do procedimento (ver secção 3.8), a Bélgica alterou determinadas partes da medida.

(42)

Em especial, essas alterações dizem respeito aos seguintes aspetos:

(43)

As alterações acima referidas são descritas em pormenor na secção 3.3 da presente decisão.

(44)

A presente subsecção descreve as diferentes componentes do pacote de apoio ao projeto OLP, incluindo as alterações introduzidas pela Bélgica na sequência das dúvidas suscitadas pela Comissão na decisão de início do procedimento (ver secções 3.3.1, 3.3.2 e 3.3.3), bem como as opções de financiamento alternativas consideradas pela Bélgica (ver secção 3.3.4).

(45)

Foi previsto um conjunto de mecanismos de apoio financeiro para permitir o financiamento de um prolongamento atempado e seguro da vida útil dos dois reatores nucleares. Todas as submedidas da componente 1 são descritas em pormenor no resto da presente secção.

(46)

Durante a investigação formal, a Bélgica apresentou a lógica subjacente a todas as partes do apoio financeiro:

(47)

Tal como referido no considerando 22, devido ao calendário rigoroso para o reinício da OLP, o operador nuclear, Electrabel, identificou e acordou com a Bélgica a realização de determinadas atividades de desenvolvimento, que são necessárias para permitir que a OLP reinicie atempadamente e para satisfazer as exigências e expectativas da autoridade de segurança, antes de iniciar a transação final. Estas atividades de desenvolvimento foram definidas num ADC, que foi alterado pela última vez em 18 de julho de 2024 (ADC++) (44).

(48)

O ADC++ estabelece as condições em que a Bélgica pré-financia os custos e as despesas da Electrabel com as atividades de desenvolvimento (45) até que todas as alterações legislativas necessárias tenham sido adotadas e entrem em vigor (a «condição legislativa»). Pouco depois de cumprir a condição legislativa (em 15 de julho de 2024), a Electrabel começou a financiar os seus próprios custos e despesas com as atividades de desenvolvimento e continuará a fazê-lo até que o montante do financiamento por esta empresa seja igual ao montante pré-financiado pelo Estado belga (o que deverá acontecer no início de 2025), após o que a Electrabel e o Estado belga financiarão os custos e as despesas das atividades de desenvolvimento a 50/50.

(49)

A Bélgica alega que o pré-financiamento pelo Estado belga dos custos e despesas com as atividades de desenvolvimento se limita a quaisquer custos e despesas efetivamente suportados (ou a suportar) pela Electrabel, correspondentes a 89,807 % dos custos totais com as atividades de desenvolvimento. É criado um mecanismo de controlo, bem como um «acerto» no final do período contratual. A Bélgica alega igualmente que as modalidades de financiamento ao abrigo do ADC++ se baseiam em condições de plena concorrência e na relação custo-benefício.

(50)

O Estado belga investirá, juntamente com o operador nuclear Electrabel, numa joint venture («JV»), denominada BE-NUC, que deterá 89,807 % das unidades OLP (como acontece atualmente com a Electrabel). Os restantes 10,193 % das unidades OLP continuarão a ser detidos pela Luminus. A Electrabel e o Estado belga deterão, cada um, 50 % da BE-NUC e agirão como acionistas iguais em termos de participação financeira (fornecimento de capitais próprios e empréstimos de acionistas) e de quota dos lucros das vendas de energia. A BE-NUC, enquanto coproprietária, suportará 89,807 % dos investimentos necessários para prolongar o funcionamento e, por conseguinte, o Estado belga suportará indiretamente 44,9035 % dos custos de investimento relacionados com o projeto OLP. Os restantes 10,193 % serão suportados pela Luminus.

(51)

A Electrabel é e continuará a ser o único operador dos dois reatores nucleares através de um acordo de exploração e manutenção («E&M») (ver secção 3.3.1.4). A BE-NUC não se tornará um operador nuclear, mas terá direitos de controlo sobre os custos de funcionamento através do acordo E&M.

(52)

A Bélgica alegou que não prevê qualquer possibilidade de obter crédito externo para financiar o projeto OLP. O projeto OLP será integralmente financiado pelos seus acionistas através de capitais próprios e de empréstimos de acionistas (ver secção 3.3.1.2.2 infra).

(53)

Não haverá aquisição pelo Estado belga de participações de copropriedade nas unidades OLP, mas sim uma transferência (cisão parcial dos ativos relevantes) da Electrabel para a JV, de acordo com as etapas descritas no considerando 49 da decisão de início do procedimento.

(54)

A Electrabel transferirá os seus direitos de propriedade a 89,807 % sobre as unidades OLP (bem como as respetivas licenças e quaisquer outros ativos necessários) para a BE-NUC, em troca da distribuição de ações da BE-NUC à Engie (que será nessa altura o único acionista da Electrabel). A contribuição da Electrabel para a BE-NUC será avaliada tendo em conta o valor residual do edifício, o valor do terreno e o valor das instalações fixas, tal como descrito no considerando 51 da decisão de início do procedimento.

(55)

Esta avaliação da contribuição da Electrabel reflete-se no preço de compra de 24,7 milhões de EUR (sujeito a ajustamentos) a pagar pelo Estado belga para adquirir novas ações e reter uma participação de 50 % na BE-NUC. O conselho de administração da BE-NUC solicitará a um revisor (oficial) de contas ou a um contabilista certificado que elabore um relatório sobre a contribuição em espécie, em que analise nomeadamente a avaliação aplicada e os métodos de avaliação utilizados para o efeito.

(56)

A Bélgica alega que a avaliação dos ativos não tem impacto na análise do cenário contrafactual e forneceu provas de que a transferência de ativos (edifícios e terrenos) no âmbito do projeto OLP é neutra. Segundo a Bélgica, a utilização de métodos conservadores de avaliação dos ativos (com base no valor residual ou justo) garante que a Engie não retira qualquer vantagem da transferência de ativos.

(57)

Além disso, as instalações imobiliárias correspondem a equipamentos OLP, que são adquiridos no âmbito dos serviços OLP, dos serviços E&M e dos serviços ADC e que foram instalados e incorporados nas unidades OLP antes da cisão parcial. Por razões relacionadas com o direito imobiliário belga e para evitar a dupla contabilização, estes equipamentos OLP específicos não são pagos diretamente, mas sim tidos em conta na cisão parcial, juntamente com os terrenos e edifícios. Além disso, a Bélgica confirma que os fluxos de caixa conexos para estes equipamentos OLP já estão refletidos no modelo financeiro de assinatura.

(58)

Foi celebrado um acordo de acionistas entre a Electrabel, o Governo belga e a BE-NUC para estabelecer a administração da BE-NUC e os direitos de cada um dos seus acionistas. Nos termos deste acordo, o conselho de administração da BE-NUC é composto por quatro administradores, dois nomeados pelo Governo belga e dois nomeados pela Electrabel. O presidente e o diretor financeiro da BE-NUC serão sempre administradores nomeados pelo Governo belga. O quórum no conselho de administração é uma maioria simples, sendo as suas resoluções aprovadas por maioria simples. Foram adotadas disposições em matéria de conflitos de interesses.

(59)

Tal como referido no considerando 55 da decisão de início do procedimento, os ativos não europeus atualmente detidos pela Electrabel serão transferidos para a Engie. A Engie, enquanto empresa-mãe da Electrabel, garante que permanecem na Electrabel ativos no valor de, pelo menos, 4 mil milhões de EUR no momento do encerramento da transação (com base num valor de capitais próprios calculado em 30 de junho de 2023). Além disso, após o encerramento, aplicam-se outras salvaguardas, tais como a monitorização contínua e reforçada da situação financeira do operador nuclear pela CPN/CNV e a garantia não limitada e não cancelável de empresa-mãe concedida pela Engie para determinadas obrigações do operador nuclear.

(60)

A Bélgica alega que a JV constitui um investimento pari passu, uma vez que os dois acionistas participam na JV nas mesmas condições e, enquanto acionistas, com o mesmo nível de risco e de remuneração.

(61)

O estatuto do Estado belga enquanto acionista pressupõe, nomeadamente, o financiamento das despesas de capital (CAPEX) e das despesas de funcionamento (OPEX) da BE-NUC, a gestão das ações e o exercício dos direitos dos acionistas (por exemplo, direitos de voto), bem como o apoio dos dois administradores da BE-NUC, nomeados pelo Estado belga (ver considerando 58).

(62)

A contribuição para o capital social consiste no seguinte:

(63)

A Bélgica explica que os termos e condições do empréstimo de acionista da Electrabel e do empréstimo de acionista do Governo belga são idênticos. Ambos os empréstimos de acionistas serão concedidos em condições de mercado, a taxas de juro que ainda não foram fixadas, mas que serão, nos termos dos acordos de empréstimos de acionistas, fixadas pelo conselho de administração da BE-NUC em conformidade com o acordo de acionistas com base nas taxas de mercado em vigor e em qualquer financiamento por empréstimos de terceiros comparável que possa estar disponível no momento pertinente. No âmbito do procedimento acordado entre o Governo belga e a Engie, esta elaborou uma ficha descritiva que estabelece os termos e condições de ambos os empréstimos de acionistas. A ficha descritiva descreve a metodologia para fixar a taxa de juro. A Bélgica alega que esta metodologia é coerente com as políticas da Engie em matéria de preços de transferência para empréstimos e está em conformidade com o princípio BEPS da OCDE (46), garantindo que a taxa de juro seja fixada a um nível de plena concorrência. Nos termos da ficha descritiva, espera-se que a taxa de juro seja variável, sendo fixada à taxa Euribor a seis meses (com um limite mínimo de 0 %) acrescida de uma margem esperada de aproximadamente [0-3] %.

(64)

A Bélgica alega que a introdução de um empréstimo de acionista, para além da injeção de capital, decorre de considerações financeiras e transacionais. Por um lado, a concessão dos empréstimos de acionistas confere maior flexibilidade na determinação dos calendários de levantamento e reembolso. Em especial, as disposições relativas ao reembolso dos empréstimos podem ser acordadas com menos restrições regulamentares do que os pagamentos de dividendos ou reembolsos de capitais próprios. Por outro lado, o empréstimo pode otimizar a estrutura financeira no que diz respeito ao rendimento tributável (até 30 % dos EBITDA são reembolsáveis para deduzir juros).

(65)

Com base nos cálculos preliminares do modelo financeiro de assinatura, a contribuição total para o capital social (injeção de capital e empréstimos de acionistas) ascende a [2 000-2 500] milhões de EUR (47), a disponibilizar a 89,807 % pelo Governo belga e pela Electrabel em condições pari passu em […] prestações de […] a […], para financiar, nomeadamente, as despesas de capital do projeto OLP (sendo os restantes 10,193 % financiados pela Luminus). A contribuição para o capital social deve ser devolvida aos acionistas da BE-NUC através de uma série de reduções do capital social e do reembolso do empréstimo de acionista e deve ser remunerada através da distribuição de dividendos e dos juros do empréstimo de acionista. A repartição da contribuição para o capital social ([2 000-2 500] milhões de EUR) em injeções de capital e empréstimos de acionistas ainda não foi decidida.

(66)

A Bélgica alega que as obrigações de financiamento dos acionistas e os empréstimos de acionistas podem ser considerados como financiamento pari passu e que os empréstimos de acionistas serão concedidos em condições de mercado, de modo que o financiamento dos acionistas não conceda uma vantagem seletiva aos beneficiários.

(67)

Foi celebrado um Acordo de Remuneração (AR) entre a BE-NUC, a Luminus e a contraparte no AR, que será um serviço autónomo com independência contabilística no Estado belga («BE-WATT»). O AR visa fazer face à incerteza dos preços de mercado e reduzir os riscos das receitas do projeto OLP para os proprietários das unidades OLP, ou seja, a BE-NUC e a Luminus. Assim, a BE-NUC e a Luminus devem receber receitas suficientes provenientes da exploração das unidades OLP para garantir o seu funcionamento seguro e fiável e a sua viabilidade económica, permitindo simultaneamente que os acionistas possam obter o rendimento financeiro exigido em conformidade com o mercado.

(68)

Em especial, a Bélgica esclarece que os princípios de financiamento da operação são os seguintes:

(69)

Os mecanismos de apoio financeiro (CD, MOCP e empréstimos SDC) são explicados mais pormenorizadamente nas secções 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 e 3.3.1.3.4 infra.

(70)

Em termos gerais, a taxa interna de retorno («TIR») (alvo) é o nível mínimo de rendibilidade que os investidores aceitam como compensação por um determinado nível de risco num projeto de investimento. A TIR alvo é frequentemente designada por «taxa mínima de rendibilidade», ou seja, o limiar a que a TIR de um projeto tem de ser igual ou superior antes de o projeto ser realizado. Em teoria, a taxa mínima é igual à soma do custo do capital (por exemplo, custo médio ponderado do capital, ou «CMPC») e de um prémio mínimo. Por outras palavras, é uma combinação das taxas de rendibilidade de projetos/ativos comparáveis e ajustamentos para se alinhar com um perfil de risco específico, incluindo prémios específicos do projeto para cobrir riscos adicionais não diversificáveis.

(71)

No caso em apreço, o custo nivelado da eletricidade («LCOE») corresponde ao nível mínimo do preço médio da eletricidade (ou do preço de exercício na conceção do CD) a obter para o projeto OLP atingir a sua TIR alvo. Tal como referido no considerando 72 da decisão de início do procedimento, o preço de exercício preliminar no modelo financeiro de assinatura, com base no pressuposto de um custo de modernização das unidades OLP de aproximadamente [2-2,5] mil milhões de EUR, foi fixado em [80-90] EUR por MWh (em valores de 2022). A Bélgica alega que, ao considerar a aplicação do mecanismo (intensificado) de partilha de perdas/ganhos (ARPM), o preço de exercício, com base no modelo financeiro de assinatura, pode variar entre [80-90] EUR por MWh e [80-90] EUR por MWh (em valores de 2022).

(72)

A Bélgica argumenta que a TIR alvo é uma taxa de rendibilidade prudente, tendo em conta a exposição ao risco do projeto OLP, com base no seguinte: i) uma avaliação comparativa das taxas de rendibilidade de outros investimentos em energia nuclear a nível mundial e de outros ativos do setor da energia na Bélgica (ver secção 3.3.1.3.1.1), ii) uma avaliação do custo de capital da BE-NUC [tanto o CMPC como o custo dos capitais próprios («CoE»)], com base no modelo de avaliação CAPM (ver secção 3.3.1.3.1.2), e iii) uma simulação da TIR esperada sujeita ao ARPM, tendo em conta as circunstâncias de mercado atualizadas, que mostra que a TIR esperada do projeto OLP diminuiu em comparação com o momento da negociação do acordo de execução (ver secção 3.3.1.3.1.3).

(73)

A Bélgica apresentou um valor de referência internacional das taxas de rendibilidade alvo e do custo de capital para empresas que exploram centrais nucleares em várias zonas geográficas, bem como para as centrais elétricas a gás remuneradas ao abrigo do MC belga e para as empresas que exploram outros tipos de infraestruturas de transporte e armazenamento de energia na Bélgica. A avaliação comparativa foi aperfeiçoada após a adoção da decisão de início do procedimento, incluindo agora nomeadamente uma descrição mais pormenorizada da natureza dos quadros regulamentares e de eventuais regimes adicionais que afetem a repartição dos riscos para as empresas e os projetos considerados. O quadro 3 apresenta uma taxa de rendibilidade alvo pública e estimativas do CMPC dos projetos e empresas de referência.

Quadro 3

Estimativas públicas do CMPC para projetos/empresas de referência

(74)

O quadro 4 apresenta os elementos de resposta aos riscos dos projetos ou empresas comparados.

Quadro 4

Elementos de resposta aos riscos dos projetos/empresas comparados

(75)

Segundo a Bélgica, esta avaliação comparativa destaca três elementos:

(76)

Por conseguinte, a Bélgica considera que a TIR do projeto alvo de 6 %-8 % se situa no intervalo provável de rendibilidades baseadas no mercado que não resultarão numa sobrecompensação.

(77)

Além da avaliação comparativa, a fim de confirmar se a TIR alvo de 7 % se situa no intervalo provável de rendibilidades conformes com o mercado, a Bélgica apresentou uma avaliação do custo do capital utilizando dois parâmetros, o CMPC e o CoE não alavancado, uma vez que a BE-NUC não é financiada por dívida.

(78)

A Bélgica obteve estimativas para o CMPC e o CoE não alavancado que se situam entre 6,2 % e 7,4 % (o que equivale a um prémio de risco para o projeto de 3,1 % a 4,3 % acima da taxa isenta de risco). Segundo a Bélgica, tal demonstra e confirma que a TIR alvo de 7 % é proporcionada e não resulta em sobrecompensação. As secções que se seguem explicam mais pormenorizadamente a forma como o CMPC e o intervalo do CoE foram estimados.

(79)

O primeiro parâmetro para estimar o custo do capital é o CMPC, que representa a taxa mínima de rendibilidade que o projeto deve oferecer para atrair capital. Esta rendibilidade mínima representa a rendibilidade que os potenciais investidores poderiam obter se decidissem investir noutro projeto com características equivalentes em termos de fluxo de caixa, calendário e risco. O CMPC após impostos é calculado utilizando a seguinte fórmula:

(80)

O CMPC é, assim, a soma i) do CoE ponderado proporcionalmente ao valor de mercado dos capitais próprios no capital total (wE) e ii) do custo da dívida (após impostos) ponderado pela parte do valor de mercado da dívida no capital total (1-wE). O CoE é calculado com base no modelo de avaliação de ativos financeiros («CAPM»), um modelo normalizado para medir a rendibilidade exigida por um investidor para cobrir o custo de oportunidade do valor do dinheiro ao longo de um determinado horizonte de investimento (a taxa isenta de risco) e relativamente à exposição ao risco de mercado (51). A exposição ao risco de mercado é refletida pelo coeficiente beta alavancado (βE). Devido à volatilidade dos parâmetros, os dados do CAPM foram calculados em intervalos.

(81)

No que diz respeito ao cálculo do coeficiente beta alavancado, a Bélgica argumenta que, uma vez que a JV é uma nova empresa privada detentora de duas unidades OLP nucleares existentes com uma produção prevista de 10 anos, o seu beta não pode ser calculado a partir de dados históricos ou de mercado e, por conseguinte, tem de ser estimado através de um grupo de empresas cotadas comparáveis. No entanto, uma vez que não existem empresas de serviços públicos comparáveis com uma exposição de 100 % à produção nuclear, a Bélgica considerou uma amostra de cinco empresas de serviços públicos europeias cotadas com a maior exposição a atividades nucleares, ou seja, projetos comparáveis com 15 %-65 % de produção com recurso a centrais nucleares, no âmbito de uma carteira diversificada (ver quadro 5).

Quadro 5

Valores beta dos ativos para empresas de serviços públicos comparáveis com diferentes níveis de exposição à energia nuclear

(82)

A Bélgica explicou que cada uma das empresas de serviços públicos é uma empresa cotada em bolsa e diversificada, com alguma exposição significativa a ativos de rede abrangidos pelo modelo BAR e/ou ativos de energias renováveis apoiados, ao contrário da EC, que é uma entidade privada com uma exposição de 100 % à produção nuclear sujeita ao AR. Por conseguinte, os riscos sistémicos estimados com base nestas empresas comparáveis subestimariam provavelmente o risco sistémico da BE-NUC.

(83)

A Bélgica utilizou os parâmetros do quadro 6 na fórmula do CMPC e, com base nestes e noutros dados, observados ao longo de 2023, obteve um CMPC teórico que se situa entre 6,2 % e 7,4 %, incluindo um prémio de 3,1 %-4,3 % sobre a taxa isenta risco.

Quadro 6

Estimativa do CMPC da BE-NUC e principais parâmetros subjacentes

(84)

A segunda metodologia baseia-se no CoE, que mede a rendibilidade exigida pelos acionistas para o projeto, partindo do princípio de que não existe financiamento por dívida, como é o caso do projeto OLP. Embora a abordagem do CoE também utilize o CAPM, baseia-se no CoE não alavancado (ou seja, sem endividamento) (52). O CoE não alavancado é calculado do seguinte modo:

(85)

Utilizou-se a seguinte abordagem para estimar cada parâmetro da equação do CoE (ver quadro 7):

(86)

A inclusão das estimativas acima na equação do CoE fornece uma estimativa para o CoE não alavancado no intervalo de 6,2 % a 7,5 % (ver quadro 7), incluindo um prémio de 3,1 % a 4,3 % acima da taxa isenta de risco, o que está em consonância com os resultados obtidos para o CMPC.

Quadro 7

Estimativas do custo dos capitais próprios não alavancado da BE-NUC e parâmetros subjacentes (intervalo completo)

(87)

Tendo em conta os parâmetros acima estimados (para possíveis intervalos ao longo de 2023), a Bélgica estima três cenários plausíveis para o CoE não alavancado no momento do acordo entre as partes em 2023, o que corresponde a um intervalo de 6,8 % a 7,3 % (ver quadro 8).

Quadro 8

Três cenários para o custo dos capitais próprios não alavancado da BE-NUC (intervalo reduzido)

(88)

A Bélgica reconhece as limitações da abordagem CAPM para estimar o custo de capital da BE-NUC, dada a falta de empresas cotadas diretamente comparáveis e as especificidades do perfil de risco e da abordagem de financiamento do projeto (54). Em especial, a Bélgica menciona a especificidade do setor nuclear e a comparabilidade limitada com outros grupos de ativos.

(89)

Além disso, a Bélgica analisa diferentes prémios normalmente exigidos pelos investidores para investir na prática em projetos de investimento a longo prazo comparáveis além da estimativa do CMPC calculada através da aplicação da abordagem CAPM. A Bélgica apresenta uma justificação possível para a necessidade de ter em conta este prémio além da estimativa do CMPC em relação ao risco de retenção do capital para projetos de investimento a longo prazo que não podem ser diversificados e não são recompensados ao abrigo do CAPM (55). Além disso, outro argumento apresentado para justificar a necessidade de ter em conta um prémio prende-se com a escassez de capital para atingir os objetivos da política energética na Europa, uma vez que existe uma concorrência substancial pelos investimentos entre os projetos disponíveis, o que aumenta a taxa de rendibilidade necessária para atrair capital. A Bélgica argumenta que é prática corrente das empresas de serviços públicos acrescentar um prémio entre 1,5 % e 4 % e apresenta alguns exemplos para o demonstrar (56). Por último, a Bélgica alega igualmente que outra justificação para ter em conta um prémio de financiamento além da estimativa do CMPC é o prémio de iliquidez (57), dada a natureza deste investimento, o que é apoiado tanto por estudos académicos (que apontam para um intervalo relevante de 0,7 % a 7,3 % (58)) como por profissionais do setor (59). Estes prémios podem ser adicionados às estimativas do CMPC ou do CoE obtidas através da abordagem CAPM, tal como explicado nas secções anteriores, e justificam o argumento da Bélgica de que a TIR alvo é uma taxa de rendibilidade prudente, tendo em conta a exposição ao risco do projeto.

(90)

A Bélgica explica que a TIR alvo após o ARPM varia dinamicamente entre um intervalo de 6 % a 8 %. A Bélgica argumenta que, mesmo que a TIR alvo seja fixada em 7 % antes do ARPM, nas atuais circunstâncias do mercado (com preços de mercado previstos mais baixos do que à data do modelo financeiro de assinatura), pode esperar-se uma TIR inferior à estimada no momento da negociação do AR.

(91)

Para o demonstrar, a Bélgica apresentou uma análise da evolução das expectativas do mercado durante o período de 2025-2035 desde a negociação do AR com base em várias fontes, bem como o impacto destas projeções revistas na TIR esperada do projeto OLP (através da aplicação do ARPM).

(92)

A figura 1 mostra as curvas de preços iniciais no final de 2023 (ou seja, no momento da assinatura dos acordos). Nas várias projeções de preços, os preços de mercado começam — no cenário central, apresentado em linhas contínuas — a um valor de 120 EUR por MWh em 2025, diminuindo para um valor médio de 87 EUR por MWh no período até 2033.

Figura 1

Curvas do preço de base iniciais no modelo financeiro de assinatura (EUR/MWh) (valores de 2022)

(93)

A figura 2 mostra que as atuais projeções dos preços da energia no cenário central (60), apresentadas com linhas contínuas, diminuíram em comparação com as utilizadas à data do modelo financeiro de assinatura. […] A projeção de preços no cenário central no quarto trimestre de 2022, utilizada, nomeadamente, como curva de referência no modelo financeiro de assinatura, é apresentada, por exemplo, com uma linha pontilhada a vermelho neste gráfico. Embora, no final de 2022, os preços tenham sido projetados em 120 EUR por MWh para 2025, prevê-se atualmente que sejam de 85 EUR por MWh ou mesmo mais baixos em 2025. A evolução do mercado desde 2022 reduziu os preços grossistas da eletricidade projetados para a próxima década, nomeadamente devido à diminuição das projeções dos preços das matérias-primas (gás e CO2), entre outros desenvolvimentos. A figura 2 mostra igualmente que as atuais projeções do cenário central preveem preços relativamente estáveis entre 2025 e 2035, variando entre 69 EUR por MWh e 86 EUR por MWh.

Figura 2

Curvas do preço de base atualizadas no outono de 2024 (EUR/MWh) (valores de 2022)

(94)

A Bélgica conclui, com base nos valores acima referidos, que as expectativas de preços de mercado diminuíram.

(95)

A Bélgica alega que a zona cinzenta apresentada nas figuras acima representa o corredor de preços (tal como inicialmente previsto no AR) para os ARPM da TIR alvo, ou seja, o intervalo de preços de mercado dentro do qual a TIR alvo é ajustada (61). As expectativas mais baixas para os preços de mercado sugerem assim uma descida da TIR esperada sujeita ao ARPM. De acordo com os parâmetros do ARPM inicialmente previstos no acordo, a TIR esperada do projeto OLP seria de 6,7 % no terceiro trimestre de 2024 (se todos os pressupostos do modelo financeiro de assinatura forem satisfeitos). Com os parâmetros do ARPM atualizados (ver secção 3.3.1.3.2), que tornam as receitas e a TIR da BE-NUC mais sensíveis às condições dos preços de mercado, a TIR esperada seria reduzida para 6,5 % (se todos os pressupostos do modelo financeiro de assinatura forem satisfeitos) tendo em conta as mesmas projeções de preços (ver quadro 9).

Quadro 9

TIR esperada (com ARPM original e atualizado) em relação à TIR alvo (terceiro trimestre de 2024)

(96)

O CD aplicar-se-á entre o Estado belga e a BE-NUC, bem como entre o Estado belga e a Luminus, o outro coproprietário dos dois reatores nucleares. Isto significa que um preço indicativo predefinido («preço de exercício»), que será indexado ao longo do período do AR, será garantido pelo Estado belga para a produção agregada de eletricidade medida pelas unidades OLP. Se o preço de referência do mercado («PMR») for superior ao preço de exercício, a diferença positiva multiplicada pela produção efetiva medida será paga pela BE-NUC e pela Luminus ao Estado belga. Se o PMR for inferior, a diferença negativa multiplicada pela produção efetiva medida será paga pelo Estado belga à BE-NUC e à Luminus. Os pagamentos de diferenciais devem ser realizados na primeira data de fornecimento de energia (data em que a unidade OLP em causa injeta eletricidade na rede de alta tensão pela primeira vez após a data de paragem legal inicial), proporcionalmente à quota da BE-NUC e da Luminus na energia produzida pelas unidades OLP.

(97)

Os principais parâmetros do CD são os seguintes:

(98)

Segundo a Bélgica, com base numa análise independente efetuada pela Compass Lexecon (62), a escolha inicial do MDS para o PMR no CD é adequada no contexto do projeto OLP, em especial no período dos trabalhos OLP (a fase de reinício até 31 de dezembro de 2028). Além disso, a Bélgica alega que a flexibilidade incorporada no AR abre a porta a opções alternativas de PMR durante a vigência do contrato, em função da evolução do contexto e das necessidades do mercado belga, mantendo simultaneamente o equilíbrio entre risco e retorno da conceção inicial do CD. A Bélgica justifica ainda a utilização do MDS com base nos seguintes elementos:

(99)

O Serviço Público Federal («SPF») Economia encomendou um estudo sobre a estratégia de gestão do risco de mercado da BE-WATT (a contraparte no CD). O estudo em curso visa a adoção de medidas preparatórias na operacionalização da BE-WATT, especificamente no que diz respeito à tarefa desta entidade em matéria de gestão de riscos. Em particular:

(100)

A escolha inicial do PMR pode ser revista pelo Governo belga, enquanto contraparte no AR, até três vezes ao longo da duração do contrato, sob reserva do acordo da BE-NUC e da Luminus, a partir do final do período inicial dos trabalhos OLP, por exemplo, em função da evolução do contexto e das necessidades do mercado belga, mantendo simultaneamente o equilíbrio entre risco e retorno da conceção inicial do CD.

(101)

O preço de exercício será indexado anualmente por referência a um cálculo de indexação ponderada e pode ser revisto em momentos específicos:

(102)

O preço de exercício será calculado com base nas informações do modelo financeiro pormenorizado que será elaborado e atualizado pela BE-NUC, dentro dos parâmetros notificados pela Bélgica. O modelo financeiro (e eventuais atualizações do mesmo) está sujeito à aprovação da contraparte no AR. Se essa aprovação for recusada, a BE-NUC e a contraparte no AR podem remeter a determinação do problema desse modelo financeiro para um perito independente, em conformidade com um procedimento específico de determinação especializada.

(103)

A Bélgica alega que o CD reduz a exposição da BE-NUC ao risco de mercado e às variações dos preços de mercado.

(104)

A Bélgica alega que, embora o CD reduza a exposição da BE-NUC ao risco de mercado e às variações dos preços de mercado, inclui mecanismos de partilha de riscos que devem assegurar que a BE-NUC continua exposta a alguns riscos e incentivos de mercado. Em especial, o AR inclui um mecanismo de partilha de perdas/ganhos (ARPM) quando os preços de mercado se revelarem inferiores ou superiores ao preço de exercício.

(105)

O objetivo do ARPM é incentivar a BE-NUC a otimizar a sua estrutura de custos antes de fixar e rever o preço de exercício (2025/2029), maximizar a produção dos reatores quando se esperam preços elevados e o sistema elétrico se aproxima da escassez e atenuar os lucros excecionais.

(106)

O ARPM é derivado e calculado do seguinte modo:

(107)

Na conceção inicial do ARPM (o «ARPM inicial»), o intervalo entre o preço de exercício e o limiar superior (ou inferior, respetivamente) foi dividido em 30 «valores ARPM» positivos (ou negativos, respetivamente). Em comparação com o «ARPM inicial», o «ARPM atualizado» é desencadeado mais rapidamente, ou seja, o mecanismo de partilha de perdas/ganhos corresponde a um corredor de preços de mercado de intervalos de ±20 % em vez de ±30 %.

(108)

Consequentemente, a Bélgica alega que o ARPM (atualizado) proporciona à BE-NUC incentivos (mais) fortes para:

(109)

Além disso, a Bélgica alega que, na conceção alterada do CD, o poder de decisão sobre o momento em que deve ser tomada uma decisão de modulação económica é transferida para o parceiro do AGSE (ver secção 3.3.1.5). A remuneração do AGSE não será apenas fixa como inicialmente previsto, mas incluirá, para além da parte fixa, uma componente variável, pelo que serão concedidos incentivos para utilizar da melhor forma a reserva limitada de modulações de 30 por ciclo de combustível (ver considerando 13). Em comparação com a conceção inicial do CD, através da qual as decisões de modulação eram tomadas com base no limiar de modulação fixo, a conceção alterada do CD deixa de depender de um limiar de modulação fixo, incentivando antes a execução das modulações nos momentos em que são mais rentáveis (ou seja, quando se prevê que os preços sejam acentuadamente negativos durante um período de tempo suficientemente longo). A remuneração do AGSE é descrita em pormenor na secção 3.3.1.5.2.

(110)

Por último, a Bélgica alega que, pelas razões indicadas no considerando 80 da decisão de início do procedimento, o CD é um instrumento adequado e proporcionado para fazer face às deficiências do mercado identificadas e aos riscos nucleares específicos, alcançando os objetivos da medida e preservando, simultaneamente, sinais de mercado eficientes. A Bélgica esclarece que quaisquer receitas do CD reverterão para o orçamento geral do Estado, mas serão sujeitas a uma contabilidade separada. Serão utilizadas principalmente para financiar os pagamentos da contraparte no AR ao abrigo do CD. Se as receitas do CD excederem os montantes necessários para financiar os custos do CD, poderão ser utilizadas para financiar os custos de outro CD. A Bélgica compromete-se a assegurar que quaisquer receitas remanescentes do CD sejam utilizadas para efeitos de distribuição às empresas. A Bélgica compromete-se ainda a informar a Comissão caso as receitas do CD sejam distribuídas às empresas e, se necessário, a notificar essa medida. A Bélgica confirma igualmente que incluiu cláusulas de penalização em caso de rescisão unilateral antecipada e indevida do CD.

(111)

Se as receitas da BE-NUC não forem suficientes para cobrir os custos a pagar em qualquer mês ao abrigo do acordo E&M, bem como quaisquer outras CAPEX de funcionamento, combustível e manutenção necessárias para o funcionamento das unidades OLP, a contraparte no AR tem de efetuar um pagamento compensatório à BE-NUC, a fim de assegurar um fluxo de caixa suficiente para cobrir esses custos e garantir, dessa forma, a viabilidade económica a longo prazo da EC (63).

(112)

O MOCP é composto por duas componentes: OPEX mínimas: i) um pagamento por défice de receitas para assegurar fluxos de caixa suficientes para cobrir os custos necessários para o funcionamento das unidades OLP e salvaguardar a viabilidade económica a longo prazo da JV e (ii) uma proteção de 50 % dos custos do capital investido em relação aos custos de capital amortizados do prolongamento da OLP (de três em três anos).

(113)

A Bélgica alega que qualquer acontecimento que reduza a disponibilidade das unidades OLP durante um período significativo ao longo do ano e/ou interrupções repetidas ao longo de vários anos pode resultar em perdas significativas para a BE-NUC.

(114)

A Bélgica solicitou à Electrabel que avaliasse o risco de grandes acontecimentos inesperados ao longo da vida útil das unidades OLP com base em dados históricos. A Electrabel alega que existe uma elevada probabilidade de um evento imprevisto significativo (64) para o período de 10 anos do prolongamento da vida útil das unidades OLP. Para o demonstrar, a Electrabel identificou casos históricos de indisponibilidade para cada um dos sete reatores nucleares durante o período de 11 anos entre 2012 e 2022 (ver quadro 10). A Electrabel alega que esta abordagem histórica fornece informações úteis pelas seguintes razões:

(115)

Os dados apresentados no quadro 10 mostram que houve eventos de indisponibilidade imprevistos significativos fora do controlo do operador nuclear nas sete unidades nucleares durante o período de 2012-2022, que resultaram numa indisponibilidade média de 59 % por unidade (para além das interrupções planeadas), o que corresponde a uma indisponibilidade média de sete meses por evento. No conjunto das sete unidades nucleares belgas, registaram-se 11 eventos de indisponibilidade imprevistos significativos durante o período de 2012-2022. As razões para eventos de indisponibilidade imprevistos incluíram flocos de hidrogénio no recipiente sob pressão do reator, degradação do betão (exigindo reparações importantes), falhas do equipamento, fugas e sabotagem. Por conseguinte, a Bélgica alega que houve uma média de cerca de 1,6 (11/7) eventos de indisponibilidade imprevistos significativos por cada reator e por década.

(116)

A Bélgica alega que, quando existem várias unidades nucleares (ou um parque nuclear) em funcionamento, a perda de receitas durante um período de falha de uma ou mais unidades pode ser parcialmente compensada pelas receitas geradas pelas outras unidades. No entanto, no caso do projeto OLP, prevê-se que estes riscos sistémicos (de eventos de indisponibilidade que afetam a maioria das unidades ao mesmo tempo) se intensifiquem à medida que o parque nuclear da Bélgica diminui a partir de 2025 e se torna menos diversificada, tanto mais que as duas unidades OLP se baseiam na mesma tecnologia. Por conseguinte, não se considera improvável um evento importante que afete ambas as unidades OLP durante uma parte substancial do ano.

(117)

A probabilidade de 59 % de indisponibilidade da unidade, equivalente a cerca de sete meses, corresponde à duração média de um evento de indisponibilidade imprevisto significativo. A Electrabel considera que esta duração é uma estimativa realista baseada na sua própria experiência com o funcionamento das unidades OLP na Bélgica, uma vez que eventos significativos exigem obras de engenharia importantes, a aquisição de peças sobresselentes, uma análise de impacto sobre a segurança e discussões alargadas com a autoridade responsável pela segurança nuclear antes de os reatores nucleares poderem ser reiniciados.

(118)

A Bélgica explica ainda que as APS regulares, baseadas na Orientação SSG-25 da AIEA (66), que têm sido realizadas a cada 10 anos desde o início do funcionamento, resultaram em melhorias significativas da conceção e investimentos para fazer face ao envelhecimento e à obsolescência das unidades nucleares e ajudar a manter a sua segurança e fiabilidade. No entanto, apesar destas avaliações periódicas, o operador nuclear não pode excluir a possibilidade de ocorrerem novos problemas que desencadeiem períodos de indisponibilidade significativos para as unidades nucleares.

(119)

A fim de estimar o impacto na BE-NUC da ocorrência de um evento de indisponibilidade imprevisto significativo durante o período de prolongamento da vida útil das unidades OLP, e o efeito do MOCP, a Bélgica considerou cenários plausíveis de eventos de indisponibilidade importantes (ver quadro 11) com base nos dados do quadro 10. Tal como noutras avaliações, para os cálculos ilustrativos, a Bélgica baseou-se no modelo financeiro de assinatura de 13 de dezembro de 2023.

(120)

De acordo com a Bélgica, a análise acima mostra que o MOCP se destina a cobrir os efeitos de potenciais acontecimentos importantes que ameacem a viabilidade económica da JV e imputa a esta última muitos riscos de indisponibilidade: no cenário 1, o MOCP não é desencadeado se ocorrer um evento importante de médio impacto e não garante os rendimentos dos acionistas, que continuam a suportar o risco de não recuperação dos seus investimentos.

(121)

O MOCP pode, em alguns cenários, conduzir a um custo relativamente significativo para o Estado belga, uma vez que será desencadeado para fazer face aos eventos de indisponibilidade de elevado impacto, tal como acima ilustrado. A fim de dar resposta a esta preocupação, a Bélgica introduziu um limite máximo para os pagamentos MOCP. Por conseguinte, a contraparte no AR (Estado belga) exercerá o seu direito de rescisão ao abrigo do AR (67) caso o MOCP atinja um montante pago de 2 mil milhões de EUR («fator de desencadeamento do MOCP»), desde que tal se afigure adequado tendo em conta, nomeadamente:

(122)

A Bélgica alega que existem circunstâncias em que uma rescisão não seria adequada:

(123)

Caso a contraparte no AR decida não exercer o(s) seu(s) direito(s) de rescisão, a Bélgica apresentará a respetiva fundamentação à Comissão para efeitos de avaliação.

(124)

O montante do fator de desencadeamento do MOCP corresponde ao limite superior dos pagamentos MOCP num cenário em que ambas as unidades OLP estão simultaneamente indisponíveis durante dois anos consecutivos. Os pagamentos MOCP previstos por encerramentos de dois anos dependerão, de facto, do ano em que se realizam os referidos encerramentos. A Bélgica forneceu cálculos anuais para os pagamentos MOCP anuais e os totais ao longo de dois anos consecutivos (ver quadro 12) com base nas previsões preliminares do modelo financeiro de assinatura de 13 de dezembro de 2023.

Quadro 12

Simulação de pagamentos MOCP

(125)

A fim de estimar o período de referência de dois anos utilizado para calcular o limite máximo proposto de 2 mil milhões de EUR para o MOCP, a Bélgica apresenta alguns exemplos de reatores nucleares que foram permanentemente encerrados por razões técnicas nos Estados Unidos (uma vez que tal nunca ocorreu na Europa até à data) (68). De acordo com a Bélgica, estes exemplos mostram que o período de referência de dois anos está em consonância com a realidade industrial, uma vez que um período de dois anos após a deteção de um problema que exija o encerramento de ambas as unidades OLP pode normalmente ser considerado um limite razoável para questionar a continuação das reparações ou considerar a paragem final.

(126)

A fim de tornar o MOCP operacional, a BE-NUC contratará, junto dos seus acionistas ou de uma parte externa, um mecanismo de fundo de maneio (MFM), o mais tardar, na primeira data de reinício da OLP. O MFM serve para suprir a necessidade de fundo de maneio decorrente do funcionamento das unidades OLP. A BE-NUC será autorizada a retirar o MFM se a diferença entre as suas entradas de caixa e saídas de caixa for inferior às despesas operacionais estimadas do próximo período de despesas estabelecido no AR. O montante do MFM deve corresponder, pelo menos, à estimativa média agregada das despesas operacionais para um período de três meses. Com efeito, o MFM serve de ponte intra-anual para o MOCP anual, atuando como uma facilidade de crédito renovável que seria reembolsada anualmente, se fosse utilizada, pelo MOCP fornecido pela Bélgica.

(127)

Ainda não são conhecidos os termos do MFM, que deve ser contratado em condições de mercado, o mais tardar, na primeira data de reinício da OLP. No entanto, a Bélgica esclareceu ainda que a taxa de juro do MFM será determinada utilizando a mesma metodologia acordada para os empréstimos de acionistas (ver considerando 63).

(128)

Para além do MOCP, que proporciona estabilidade financeira ao longo de todo o período de 10 anos do prolongamento da vida útil, durante os primeiros três anos do projeto OLP (fase de reinício), o Governo belga concederá um empréstimo à BE-NUC e à Luminus em condições idênticas. Os empréstimos serão dimensionados em função da sua parte proporcional nas unidades OLP e, consequentemente, à respetiva quota nos custos de paragem e de funcionamento em 1 de julho de 2025. Tal como referido pela Bélgica, os empréstimos SDC são concedidos para garantir liquidez até 2028, uma vez que os custos de funcionamento não podem ser financiados através de fluxos de caixa devido aos trabalhos OLP.

(129)

Os empréstimos SDC, que são concedidos a uma taxa de juro limitada e reembolsáveis de acordo com um calendário de reembolso especificado, são compostos por duas facilidades diferentes (ou seja, uma por unidade OLP), cada uma constituída por duas tranches:

(130)

Os termos dos empréstimos SDC são apresentados no considerando 96 da decisão de início do procedimento e não foram alterados. Os empréstimos SDC são reembolsáveis com juros até 6 %, acompanhando pari passu os rendimentos dos acionistas. No que respeita à metodologia utilizada para determinar a taxa de juro, a Bélgica explica que esta foi o resultado de uma negociação entre as partes no AR e que a taxa máxima de 6 % corresponde ao limite inferior do intervalo da TIR alvo de 6 % a 8 % (tendo em conta o ARPM).

(131)

Tal como referido no considerando 97 da decisão de início do procedimento, espera-se que sejam mobilizados empréstimos SDC num montante agregado de [500-700] milhões de EUR em […] prestações de […] a […], reembolsado em três prestações de […] a […], incluindo os juros capitalizados. Estes cálculos e montantes serão atualizados no modelo financeiro aprovado pela contraparte no AR no decurso de 2025, antes da data de reinício da OLP, com base no custo do prolongamento do funcionamento ao abrigo dos requisitos de segurança nuclear estabelecidos pela Agência de Segurança Nuclear belga, estimado com base em orçamentos apresentados pelos contratantes.

(132)

A Bélgica alega que os empréstimos SDC não beneficiam desproporcionadamente os acionistas: os riscos de não realização dos rendimentos esperados são repartidos proporcionalmente pelos acionistas da JV e pela contraparte no AR, uma vez que, com lucros mais baixos, a TIR tanto do projeto OLP como dos empréstimos SDC diminuirá. Com efeito, os empréstimos SDC não serão reembolsados (de todo) se o projeto OLP não gerar lucros suficientes para pagar quaisquer retornos sobre o investimento dos acionistas (69). Por conseguinte, a Bélgica alega que os empréstimos SDC não acarretam riscos adicionais para o prestador do AR para além dos riscos do desempenho e da rentabilidade do projeto OLP, uma vez que o mecanismo não é utilizado para financiar as despesas de capital (apenas os custos de capital amortizados do prolongamento da OLP durante a fase de reinício).

(133)

Nos termos do acordo E&M, a Electrabel deve prestar à BE-NUC:

(134)

Determinados serviços estão explicitamente excluídos do acordo E&M, incluindo serviços, trabalhos ou atividades relacionados com a desativação e desmantelamento das unidades OLP, que continuam a ser da responsabilidade da Electrabel (ver secção 3.3.2.4).

(135)

Nos termos do artigo 12.1 do acordo E&M, sob reserva de certos ajustamentos e exceções, a BE-NUC pagará à Electrabel 89,807 % (refletindo o facto de a Luminus deter 10,193 % das unidades OLP) de todos os custos incorridos com a prestação dos serviços OLP e dos serviços E&M, acrescidos da margem relevante, a saber:

(136)

A Bélgica alega que os níveis das margens estão alinhados com os aplicados ao abrigo do acordo de parceria OLP com a Luminus (que, por sua vez, abrange uma vasta gama de serviços, incluindo, mas não exclusivamente, serviços E&M). O acordo inicial relativo a serviços semelhantes prestados a um terceiro, a Luminus, celebrado em 26 de junho de 2003 e reconfirmado em 13 de dezembro de 2023, constitui uma referência pertinente para apoiar a posição de que o acordo E&M reflete os custos de plena concorrência para as operações nucleares. Além disso, a Bélgica alega que os riscos financeiros suportados pela Electrabel são superiores aos do acordo de parceria com a Luminus, uma vez que, nos termos do acordo E&M, a margem da Electrabel será reduzida em caso de derrapagens (não justificáveis) de custos (ou seja, custos não incluídos no orçamento tal como proposto pela Electrabel e validado pelas partes) e em caso de indisponibilidade da fábrica para além de um determinado objetivo.

(137)

Além disso, a Bélgica alega que o acordo E&M inclui determinados controlos de custos, incluindo os direitos da BE-NUC de auditar o cálculo dos honorários e da prestação dos serviços efetuado pela Electrabel e de solicitar uma análise de referência dos preços cobrados pela Electrabel pelos serviços técnicos associados.

(138)

Por último, enquanto operador (único) das unidades OLP e prestador de serviços à BE-NUC ao abrigo do acordo E&M, a Electrabel será incentivada a alcançar desempenho técnico e económico nas unidades OLP. Em especial, ao abrigo do acordo E&M:

(139)

Consequentemente, a Bélgica conclui que o acordo E&M se limita à cobertura dos custos incorridos e que as condições financeiras do acordo E&M são fixadas de modo a refletir as condições de mercado.

(140)

Embora a BE-NUC seja a proprietária técnica de 89,807 % da eletricidade produzida pelas unidades OLP (sendo os restantes 10,193 % propriedade da Luminus), transfere a propriedade dessa eletricidade para o gestor da energia, que a venderá (70). Para o efeito, a BE-NUC celebrará um AGSE com um parceiro que adquirirá a eletricidade à BE-NUC e a venderá.

(141)

O AGSE definirá os principais termos, condições e atribuições de riscos e, consequentemente, estabelecerá de forma pormenorizada uma ELD e o papel do gestor de vendas de energia («parceiro do AGSE») nesse contexto, dentro dos parâmetros estabelecidos. O parceiro do AGSE nomeado ao abrigo do mesmo será o comprador e o proprietário da parte da BE-NUC na eletricidade produzida pelas unidades OLP e está sujeito a uma ELD predefinida. A ELD pode ser revista e alterada periodicamente de acordo com um procedimento especificado no AR. O Governo belga (BE-WATT), na sua qualidade de contraparte no AR, pode impor a ELD na medida em que esta respeite as condições de ELD estabelecidas no AR. O parceiro do AGSE tem um papel consultivo nesta matéria.

(142)

A fim de colocar a eletricidade produzida no mercado grossista da eletricidade de forma competitiva e transparente, a Electrabel e o Estado belga aceitaram realizar um concurso público para estes serviços, de forma a garantir a transparência e a concorrência (ver secção 3.3.1.5.1). O procedimento de concurso está sujeito à legislação em matéria de contratos públicos e a todas as salvaguardas conexas necessárias.

(143)

A Bélgica alega que o procedimento de concurso está a ser realizado voluntariamente em conformidade com a lei belga sobre os contratos públicos, de 17 de junho de 2016, e com o Decreto Real de 18 de junho de 2017 relativo aos contratos públicos para os setores dos serviços públicos (71).

(144)

O AGSE será adjudicado através de um procedimento por negociação com abertura prévia de concurso (72), que é um procedimento normal no setor dos serviços públicos. O convite à apresentação de propostas foi publicado nas plataformas belga (73) e da UE (74) pertinentes, permitindo a participação de todos os potenciais candidatos no processo de concurso.

(145)

Dada a importância do serviço objeto de concurso e a sensibilidade do ponto de vista da concorrência, a Bélgica aplicou disposições e salvaguardas adicionais para assegurar que os objetivos do AGSE serão alcançados e que os serviços esperados serão prestados de forma adequada:

(146)

Além disso, a Bélgica alega que o concurso inclui um conjunto de critérios de seleção para garantir que qualquer candidato cumpre as condições de profissionalismo e dispõe das infraestruturas necessárias para a boa execução do AGSE. No entanto, estes critérios de qualificação limitam-se ao mínimo possível, referindo-se cada um deles a um requisito necessário para os serviços previstos, a fim de garantir a máxima concorrência durante o concurso.

(147)

Em complemento das informações de que a Comissão dispunha aquando da decisão de início do procedimento, a Bélgica forneceu mais pormenores sobre os critérios de qualificação. O proponente (para os quatro primeiros critérios a seguir descritos, através das capacidades de outra entidade) deve:

(148)

Durante o período de vigência do AGSE, são aplicáveis, entre outras, as seguintes condições ao parceiro do AGSE:

(149)

No que diz respeito ao calendário do concurso, a Bélgica alega que pretende concluir o concurso em tempo útil, o mais tardar até 15 de maio de 2025, de modo a proporcionar ao parceiro do AGSE tempo suficiente para realizar os trabalhos preparatórios necessários antes do reinício das unidades OLP.

(150)

Os serviços objeto de concurso incluem nomeadamente, em relação aos ativos energéticos, i) «Serviços de representação para ativos energéticos futuros e realizados», ii) «Serviços de otimização e operações para os mercados para o dia seguinte (DS) e intradiários (ID)» iii) serviços relacionados com obrigações regulamentares do mercado, iv) serviços de contratação do ORT belga e v) serviços de negociação, acesso ao mercado e análise do mercado. Devido à interdependência entre as várias tarefas enumeradas e à prática habitual do mercado de combinar estes serviços num único contrato comercial para garantir a eficiência operacional, estes serviços serão integrados numa única definição de serviço do AGSE.

(151)

A Bélgica esclareceu que o parceiro do AGSE não negoceia como agente ou por conta da BE-NUC, mas vende a eletricidade adquirida, uma vez que é o seu proprietário. Além disso, na conceção alterada do CD, o parceiro do AGSE obtém o poder de decisão sobre as modulações económicas, a fim de incentivar uma utilização eficiente da reserva limitada de modulações e responder melhor aos sinais do mercado (ver considerando 153 e seguintes).

(152)

A Bélgica alega que a liquidação entre o parceiro do AGSE e a BE-NUC se baseia no MDS, a fim de limitar o risco de base para a BE-NUC, uma vez que tal implica que, em combinação com o pagamento do diferencial da BE-NUC através de um CD em que o PMR é o preço do MDS, a BE-NUC recebe o preço de exercício (ver secção 3.3.1.3.2) (82). A Bélgica confirma que o parceiro do AGSE será livre de negociar no mercado da sua escolha e não é obrigado a licitar no MDS.

(153)

Tal como explicado na secção 2.1 e no considerando 109, uma vez que as unidades OLP estão limitadas a 30 modulações por ciclo e, por conseguinte, não têm a possibilidade técnica e regulamentar de alterar a sua produção em qualquer momento, a remuneração do parceiro do AGSE foi alterada a fim de proporcionar incentivos à melhor utilização da quantidade limitada de modulações autorizadas. Em vez de apresentar apenas uma taxa fixa (determinada através do concurso), a fórmula de remuneração alterada inclui também uma taxa variável (baseada numa fórmula predeterminada e dependente do pagamento de liquidação por modulação e correção). Essa remuneração expõe o parceiro do AGSE a uma parte dos potenciais aumentos de receitas provenientes da modulação em períodos de preços negativos (bem como a uma parte das potenciais diminuições de receitas decorrentes das modulações em períodos de preços positivos, se for caso disso), expondo o parceiro do AGSE diretamente aos custos de desequilíbrio e dos mercados intradiários, como a seguir se indica. Por conseguinte, a taxa variável será constituída por uma percentagem fixa («alfa») dos aumentos de receitas que desencadeiam uma modulação no mercado DS e uma percentagem diferenciada («beta») dos custos e receitas intradiários e de desequilíbrio, ou seja, os pagamentos de liquidação por correção (que podem incluir aumentos de receitas decorrentes do desencadeamento de uma modulação no mercado ID), em que:

(154)

A fórmula estabelecida na figura 3 aplica-se a todo o volume durante as modulações, incluindo se a modulação ocorrer quando os preços são positivos (por exemplo, durante os períodos de ramping ou aumento/diminuição de eletricidade produzida) e não apenas durante períodos de preços negativos (84). A taxa variável é paga pela BE-NUC ao abrigo do AGSE, mas estes custos e/ou receitas serão transferidos para a BE-WATT ao abrigo do AR.

(155)

De acordo com a Bélgica, através da fórmula de remuneração modificada, o parceiro do AGSE é incentivado, nomeadamente, a utilizar modulações económicas de forma otimizada e ao longo do período para o dia seguinte e intradiário, bem como a reduzir os custos intradiários e de desequilíbrio. A Bélgica alega que os parâmetros alfa e beta são escolhidos para preservar o bom funcionamento do mercado, evitando ao mesmo tempo dissuadir proponentes avessos ao risco.

(156)

A fórmula de remuneração alterada afetará o comportamento de oferta dos proponentes relativamente à taxa fixa. Os proponentes terão em conta as vantagens esperadas da modulação (valor da opção) nas suas propostas, bem como os custos e as receitas potenciais relacionados com os pagamentos intradiários e de desequilíbrios. A Bélgica alega que os documentos do concurso explicarão a estrutura de remuneração (incentivo), de modo que o potencial de aumento/diminuição da fórmula de remuneração alterada seja transparente para os proponentes. A Bélgica avaliará a adequação da fórmula de remuneração (modificada) do parceiro do AGSE e a conformidade com o mercado e a eficiência dos incentivos que proporciona nos diferentes mercados. A avaliação será efetuada o mais tardar dois anos após a entrada em funcionamento, de modo a permitir uma revisão atempada do contrato ou a organização de um novo concurso, o que é possível após 3,5 anos (85). No entanto, a fim de manter os incentivos adequados para o parceiro do AGSE, só é possível uma revisão em alta dos parâmetros alfa e beta (86).

(157)

A Bélgica argumenta que a adaptação da remuneração do AGSE alinha os incentivos do parceiro do AGSE, que tem o poder de decisão em matéria de modulação económica (sob reserva da decisão final do operador, por exemplo, em caso de preocupações de segurança ou regulamentares), com os sinais do mercado, dando assim resposta às preocupações da Comissão a este respeito. Ao mesmo tempo, o parceiro do AGSE tem os incentivos adequados para desempenhar a sua função de PRE sem estar plenamente exposto a desequilíbrios fora do seu próprio controlo. Além disso, a Bélgica alega que haverá uma partilha contínua e rigorosa de informações (incluindo atualizações regulares sobre a disponibilidade, as capacidades técnicas, etc., das unidades OLP) entre a BE-NUC, o operador nuclear e o parceiro do AGSE, a fim de permitir que este último tome decisões informadas em matéria de modulação económica, capacitando-o para tomar decisões eficientes.

(158)

A Bélgica confirma igualmente que a contraparte no CD (BE-WATT) desenvolverá uma estratégia de gestão dos riscos para a sua posição aberta, tal como legalmente previsto, e que a aplicação dessa estratégia contribuirá para a liquidez dos mercados a prazo da eletricidade (ver considerando 99). A adoção da estratégia está sujeita a um parecer da entidade reguladora, que incluirá uma avaliação do impacto da estratégia nos mercados relevantes da eletricidade.

(159)

O parceiro do AGSE será, em princípio, selecionado através de um concurso transparente, aberto e concorrencial (ver secção 3.3.1.5.1). A entidade de negociação GEMS (Global Energy Management & Sales) da Engie, uma unidade de negócio do grupo Engie, administrativamente independente da unidade de negócio Nuclear, também pode participar no concurso. Foram previstas disposições e medidas específicas para a eventualidade de a GEMS participar no procedimento de concurso, a fim de assegurar um processo equitativo.

(160)

A Bélgica alega que são e serão tomadas e aplicadas medidas suficientes para identificar e prevenir eficazmente eventuais conflitos de interesses. Essas medidas podem resumir-se da seguinte forma:

(161)

Se o procedimento de concurso não resultar na nomeação de um candidato adequado, em última instância, caso o AGSE não tenha sido celebrado em tempo útil, o mais tardar até 15 de maio de 2025, a GEMS prestará temporariamente os serviços do AGSE. Estes serviços serão prestados em conformidade com termos a acordar entre as partes durante um período limitado, para que a BE-NUC adjudique o AGSE através de outro procedimento de concurso. Caso o procedimento de concurso seja bem-sucedido, o candidato selecionado substituirá a GEMS na execução dos serviços do AGSE assim que termine o período relevante de prestação desses serviços pela GEMS. Não há limite para o número de repetições do concurso.

(162)

A Bélgica argumenta que esta disposição é necessária e adequada para assegurar a continuidade do serviço público (ou seja, a venda da eletricidade produzida pelas unidades nucleares), mas esta solução é estritamente limitada no tempo e ao mínimo necessário.

(163)

Em conclusão, a Bélgica alega que garantirá que a BE-NUC respeitará rigorosamente a legislação e os princípios em matéria de contratos públicos. O amplo processo de consulta prevê salvaguardas adicionais que garantem que a aquisição de serviços é efetuada através de um procedimento de concurso competitivo, transparente, não discriminatório e incondicional. Por conseguinte, a Bélgica considera que é evitado qualquer risco de encerramento do mercado e outras potenciais práticas anticoncorrenciais por parte da Engie e que foram adotadas todas as medidas e salvaguardas para assegurar a nomeação de um parceiro independente para o AGSE. A GEMS prestaria temporariamente estes serviços apenas em último recurso, o que é necessário e adequado para assegurar a continuidade do serviço público.

(164)

A transação inclui duas outras submedidas, nomeadamente o acordo de serviços administrativos («ASA») entre a Electrabel e a BE-NUC e um acordo que prevê mecanismos de indemnização por perdas associadas à cobertura de custos em caso de não celebração do contrato. Estas submedidas foram explicadas nas secções 3.3.10 e 3.3.11 da decisão de início do procedimento.

(165)

Tal como explicado no considerando 121 da decisão de início do procedimento, o quadro legislativo aplicável aos resíduos radioativos e ao combustível irradiado na UE assenta nos dois princípios fundamentais seguintes: i) o princípio do «poluidor-pagador» (87) e ii) a responsabilidade final dos Estados-Membros (incluindo a responsabilidade financeira) pela gestão responsável e segura (incluindo a eliminação) do combustível irradiado e dos resíduos radioativos (88).

(166)

Tal como explicado na secção 3.4.2 da decisão de início do procedimento, nos termos da regulamentação em vigor na Bélgica, o operador nuclear é financeiramente [através da empresa de fornecimento de energia nuclear Synatom, juntamente com a EDF Belgium e a Luminus (as «empresas contribuintes»)] e operacionalmente responsável pela desativação das sete centrais nucleares, bem como pelo acondicionamento e gestão dos resíduos radioativos e do combustível irradiado e pelo seu armazenamento a longo prazo após a sua aceitação pelo ONDRAF/NIRAS até à sua eliminação final. As disposições relativas ao combustível irradiado e aos resíduos da desativação são financiadas pela Electrabel e pelas empresas contribuintes, são geridas pela Synatom e estão sujeitas ao controlo prudencial de uma autoridade pública independente, a Comissão de Provisões Nucleares («CPN/CNV»). Tal como referido nos considerandos 123 a 125 da decisão de início do procedimento, a Bélgica alega que a Electrabel manterá determinadas responsabilidades enquanto único operador das unidades OLP, decorrentes i) da legislação europeia e belga e ii) das obrigações contratuais do acordo de execução, respeitando assim o princípio do «poluidor-pagador».

(167)

A CPN/CNV e o ONDRAF/NIRAS são as autoridades de supervisão na Bélgica:

(168)

Tal como referido no considerando 129 e no quadro 4 da decisão de início do procedimento, com base na última revisão trienal da CPN/CNV de julho de 2023, o atual montante total das provisões relacionadas com as responsabilidades nucleares ascende a 18,225 mil milhões de EUR, que consistem em provisões para atividades de desmantelamento (8,122 mil milhões de EUR), gestão do combustível irradiado (9,07 mil milhões de EUR) e resíduos operacionais (1,033 mil milhões de EUR) (89).

(169)

No âmbito das negociações sobre o projeto OLP, a Engie e o Estado belga acordaram num limite máximo para a responsabilidade a longo prazo dos produtores de resíduos radioativos resultantes da produção de eletricidade através da energia nuclear (acordo sobre o limite máximo para resíduos), a fim de reduzir a incerteza a este respeito (ver secção 3.4.3 da decisão de início do procedimento). O acordo sobre o limite máximo para resíduos prevê a transferência de responsabilidades financeiras relacionadas com a produção, detenção ou propriedade dos resíduos radioativos acondicionados e do combustível irradiado das sete unidades nucleares belgas, sob reserva e após cumprimento dos critérios de transferência contratuais pertinentes, do operador nuclear (Electrabel) para o Estado belga, mediante o pagamento de um montante fixo (90).

(170)

Este montante fixo foi estabelecido por categoria de resíduos nucleares. Tal como explicado no considerando 131 da decisão de início do procedimento, os resíduos nucleares radioativos podem ser divididos em três categorias, em consonância com a classificação radiológica histórica do ONDRAF/NIRAS e com a classificação da Agência Internacional da Energia Atómica («AIEA»): resíduos da categoria A (resíduos de vida curta com um nível baixo ou intermédio de radioatividade); resíduos da categoria B (resíduos de vida longa com um nível baixo ou intermédio de radioatividade); e resíduos da categoria C (resíduos de vida curta e longa com um nível elevado de radioatividade) e combustível irradiado.

(171)

O quadro 13 apresenta a repartição das provisões existentes de 18,225 mil milhões de EUR entre a Electrabel (8,41 mil milhões de EUR) e o Governo belga (9,815 mil milhões de EUR), nos termos do acordo sobre o limite máximo para resíduos, e inclui a repartição por categoria de resíduos.

Quadro 13

Repartição do acordo sobre o limite máximo para resíduos

(172)

Os princípios do acordo sobre o limite máximo para resíduos não foram alterados e são descritos no considerando 133 da decisão de início do procedimento. Podem ser resumidos da forma seguinte:

(173)

Tal como mencionado no considerando 107, alínea a), e explicado em pormenor nas secções 3.4.5.1 e 3.4.5.2 da decisão de início do procedimento, o estabelecimento dos 15 mil milhões de EUR de montantes limitados baseia-se no montante atual das provisões nucleares do operador nuclear (montante de base) e num prémio de risco. A Bélgica esclareceu que o montante de base já inclui margens para contingências, incertezas e outros riscos que possam surgir em relação ao desmantelamento, à gestão dos resíduos radioativos e à gestão do combustível irradiado. As disposições relativas ao pagamento dos montantes limitados são explicadas na secção 3.4.5.3 da decisão de início do procedimento e não foram alteradas.

(174)

A Bélgica esclareceu que os montantes limitados a transferir para o Estado belga já incluem todas as responsabilidades históricas e futuras estimadas em matéria de resíduos nucleares (até à data de paragem legal inicial de todas as centrais nucleares belgas em 2025). Por conseguinte, os montantes limitados já têm em conta todos os resíduos nucleares e combustível irradiado produzidos ou a produzir pelas centrais elétricas belgas durante a sua vida útil legal.

(175)

A Bélgica esclarece igualmente que o volume real de resíduos só será conhecido quando os resíduos forem acondicionados e fisicamente transferidos para o Estado belga. Por conseguinte, o montante fixo de 15 mil milhões de EUR cobre apenas os volumes predeterminados dos resíduos em causa (os créditos de volume) estabelecidos no acordo de execução. Se o volume real dos resíduos em causa produzidos for superior aos créditos de volume, a Engie pagará uma taxa de ajustamento do volume por cada crédito de volume adicional (ver considerando 133 da decisão de início do procedimento).

(176)

Do mesmo modo, todos os resíduos operacionais («resíduos OLP») e combustível irradiado («combustível irradiado OLP») resultantes do prolongamento da vida útil das unidades OLP serão financiados pela BE-NUC e pela Luminus para cada quantidade adicional de resíduos. Serão necessários dois conjuntos de pagamentos para cada quantidade adicional de resíduos OLP e de combustível irradiado OLP:

(177)

A Bélgica esclarece ainda que o modelo financeiro de assinatura tem em conta os custos de gestão ou finais dos resíduos OLP e do combustível irradiado OLP, estimados em cerca de 0,9 milhões de EUR por conjunto (em valores de 2022), dos quais cerca de 0,3 milhões de EUR por conjunto para o armazenamento no local e cerca de 0,6 milhões de EUR por conjunto para a taxa de ajustamento dos volumes de resíduos de combustível irradiado OLP.

(178)

Tal como explicado na secção 3.4.4 da decisão de início do procedimento, a Bélgica criou uma nova instituição pública sui generis, a Hedera, que tem uma dupla função:

(179)

Os montantes do limite máximo para resíduos recebidos pela Hedera devem ser garantidos e investidos, a fim de gerar os rendimentos necessários para pagar os custos de gestão dos resíduos transferidos no momento em que são devidos. A Hedera é um fundo separado sob o controlo de supervisão da CPN/CNV, o organismo nacional específico que desempenha um papel fundamental para garantir e salvaguardar a gestão, o controlo e a utilização adequados dos fundos (93). Tal reflete-se no duplo papel da Hedera, assegurando que: i) os montantes recebidos são garantidos e geram os rendimentos necessários (94) e ii) os custos da gestão dos resíduos e do combustível irradiado e das responsabilidades transferidas são suficientemente controlados (95). Além disso, os recursos financeiros terão de ser suficientemente separados do orçamento geral do Estado belga (tal como previsto na Lei Hedera), de modo que apenas sejam utilizados para pagar os custos de armazenamento a longo prazo e de armazenamento final e não possam ser utilizados para outros fins ou para absorver eventuais défices orçamentais futuros.

(180)

A Bélgica alega que o acordo sobre o limite máximo para resíduos inclui e é acompanhado de outras medidas de redução dos riscos, nomeadamente:

(181)

Tal como referido no considerando 172 da decisão de início do procedimento, a Bélgica reconhece que o acordo relativo aos resíduos nucleares tem um impacto positivo no perfil de risco do operador nuclear, uma vez que uma parte significativa das suas responsabilidades nucleares será coberta pelos montantes limitados, e que este perfil de risco diferente justifica e exige uma revisão do pacote de medidas para garantir a segurança e a supervisão da situação financeira do operador nuclear: o pagamento de um montante fixo de 15 mil milhões de EUR à Hedera justifica a libertação dos ativos não europeus da Electrabel do perímetro da Electrabel (e a corresponde monitorização da CPN/CNV). A Engie, enquanto empresa-mãe francesa da Electrabel, assegurará que, no momento da conclusão do acordo entre o Estado belga e a Electrabel, pelo menos 4 mil milhões de EUR de ativos (valor de capitais próprios em 30 de junho de 2023) permanecerão na Electrabel. Além disso, a Engie concede uma garantia ilimitada e não cancelável de empresa-mãe à primeira solicitação para i) as obrigações de desativação da Electrabel (o que também inclui o risco de o valor das provisões ser insuficiente), ii) o risco de volume ao abrigo do limite máximo e iii) o reembolso de empréstimos (atuais ou futuros) à Synatom.

(182)

A Bélgica considera que as responsabilidades transferidas em matéria de resíduos nucleares e as responsabilidades adicionais de desativação resultantes do projeto OLP não proporcionam uma vantagem económica à Electrabel e às empresas contribuintes, uma vez que refletem adequadamente o risco de flutuações de custos subsequentes assumidas pelo Estado e que a configuração da transferência de riscos tornaria esta última aceitável para um investidor privado.

(183)

A Bélgica alega que as provisões nucleares recolhidas pelo operador nuclear/Synatom antes do acordo sobre o limite máximo para resíduos foram calculadas utilizando um fator de desconto de 2,5 % para as atividades de desmantelamento (incluindo os resíduos de desmantelamento) e um fator de desconto de 3 % para todas as atividades relativas ao combustível irradiado (tal como decidido pela CPN/CNV durante a revisão trienal do final de 2022).

(184)

A Bélgica esclarece que a utilização de duas taxas de desconto diferentes para calcular as provisões (responsabilidades de desmantelamento contra responsabilidades de combustível irradiado) se justifica pela diferença de duração e reflete o valor temporal do dinheiro (97).

(185)

Tal como referido no considerando 198, o acordo sobre o limite máximo para resíduos implica apenas uma transferência para o Estado belga das responsabilidades transferidas em matéria de resíduos nucleares e de combustível irradiado, enquanto as responsabilidades em matéria de desativação e desmantelamento continuam a caber ao operador nuclear (exceto no que diz respeito às assinergias causadas pelo projeto OLP, ver considerando 199). Por conseguinte, a Bélgica argumenta que, para o cálculo do valor atual das responsabilidades transferidas em matéria de resíduos nucleares e combustível irradiado, foi mantido um fator de desconto único de 3 % (taxa real de 1 % + 2 % de inflação), a fim de ter em conta o facto de as responsabilidades relativas aos resíduos nucleares e ao combustível irradiado terem uma duração mais longa do que as responsabilidades de desmantelamento (ver considerando 148 da decisão de início do procedimento).

(186)

A Bélgica solicitou o parecer da CPN/CNV sobre o fator de desconto mais adequado a utilizar para o cálculo do limite máximo para resíduos (98). Tal como referido no considerando 149 da decisão de início do procedimento, a CPN/CNV propôs ajustar o fator de desconto para as responsabilidades relativas aos resíduos nucleares/desativação e ao combustível irradiado, aplicando uma abordagem em duas fases, que consiste na aplicação de um fator de desconto baseado na taxa OLO efetiva a 30 anos de 3,17 % para os primeiros 30 anos e na aplicação de um fator de desconto de 2,17 % com base numa estimativa baseada na taxa OLO da taxa isenta de risco para os 30 anos seguintes.

(187)

A Bélgica recorda que o período de negociação foi longo (1,5 anos) e que a escolha de um fator de desconto único de 3 % foi motivada pela necessidade de dispor de um certo grau de previsibilidade no que diz respeito ao fator de desconto utilizado nas negociações com a Engie, atendendo a que o fator de desconto tem um impacto direto no cálculo do montante fixo a transferir. A Bélgica explica que a metodologia utilizada pela CPN/CNV no seu parecer de 2023 foi posteriormente utilizada, juntamente com a taxa de juro a prazo final («UFR») da Autoridade Europeia dos Seguros e Pensões Complementares de Reforma («EIOPA») (99), como confirmação ex post de que o fator de desconto de 3 % era uma taxa prudente a longo prazo.

(188)

Em primeiro lugar, a Bélgica solicitou a um consultor independente que calculasse o fator de desconto «único» equivalente à abordagem em duas fases da CPN/CNV, utilizando as taxas isentas de risco sugeridas pela CPN/CNV, bem como outros dados diferentes sobre a taxa OLO (100). A análise mostra que a abordagem sugerida pela CPN/CNV é particularmente sensível ao período considerado para o cálculo. Por exemplo, a abordagem em duas fases resulta num fator de desconto equivalente de 2,8 % utilizando as taxas isentas de risco sugeridas pela CPN/CNV, numa taxa equivalente de 3,1 % ao aplicar a metodologia da CPN/CNV com os dados da taxa OLO disponíveis no momento da decisão de início do procedimento e numa taxa equivalente de 3,2 % no momento da assinatura do acordo de execução. Tal como demonstrado no quadro 14, a abordagem em duas fases sugerida pela CPN/CNV produz duas taxas de desconto equivalentes, com uma diferença de 40 pontos de base, ao considerar dois períodos de tempo diferentes separados por apenas nove meses.

(189)

Em segundo lugar, o quadro 14 mostra igualmente a comparação com a UFR da EIOPA, uma vez que a referência da EIOPA foi também utilizada no processo anterior alemão (SA.45296 (101)), em que um fator de desconto de 4,58 % foi considerado proporcionado.

Quadro 14

Evolução da taxa equivalente da CPN e da taxa da EIOPA desde o parecer da CPN de março de 2023

(190)

Como se depreende claramente do quadro 14, o fator de desconto retido de 3 % situa-se entre

(191)

Além disso, a taxa de 3 % afigura-se mais conservadora do que a sugestão da CPN/CNV e a UFR no momento da assinatura do acordo e posteriormente.

(192)

A Bélgica alega ainda que um fator de desconto de 1 % em termos reais parece conservador em comparação com a taxa de rendibilidade que a Hedera pode esperar utilizando uma abordagem adequada e prudente de gestão dos ativos e passivos. A título de exemplo comparativo, a Bélgica refere-se à carteira de ativos específica da EDF para garantir o financiamento seguro das suas responsabilidades nucleares a longo prazo, descrita no documento de registo universal de 2023 da EDF (103). Esta carteira é gerida com base numa abordagem de gestão dos ativos e passivos e consiste numa carteira de ativos diversificados comparável à descrição da carteira hipotética gerida pela Hedera, relativamente à qual se pode razoavelmente presumir uma rendibilidade comparável.

(193)

Por último, a Bélgica pressupõe, no cálculo do limite máximo para resíduos, uma taxa de inflação constante de 2 %, que é a meta explícita de inflação a longo prazo do Banco Central Europeu («BCE»). O BCE considera que o índice de preços no consumidor (IPC) é a medida adequada da inflação. Tal como mencionado no considerando 150, alínea b), da decisão de início do procedimento, a CPN/CNV manifestou preocupações quanto ao facto de a inflação real dos custos de construção nuclear (com base no índice ABEX) poder ser superior à inflação medida pelo IPC. A Bélgica argumenta que a meta de inflação de 2 % do BCE é o indicador correto da inflação para o cálculo do limite máximo para resíduos, pelas seguintes razões:

(194)

Pelas razões acima referidas, a Bélgica considera que o fator de desconto de 3 % é uma taxa adequada e prudente para o desconto das responsabilidades a longo prazo.

(195)

Tal como referido no considerando 153 da decisão de início do procedimento, a Bélgica alega que, ao montante de base de 9,815 mil milhões de EUR, foi acrescentado um prémio de risco adicional significativo de 5,185 mil milhões de EUR para cobrir as incertezas remanescentes. Tal como referido no considerando 154 da decisão de início do procedimento, o prémio de risco baseia-se numa nota técnica do ONDRAF/NIRAS (104), que analisa as incertezas e os riscos associados à transferência da responsabilidade financeira pela gestão dos resíduos radioativos e do combustível irradiado das sete centrais nucleares belgas para o Estado belga (ver nota de rodapé 80 da decisão de início do procedimento). Tal como referido no considerando 156 da decisão de início do procedimento, a Bélgica argumenta que o prémio de risco de 52,83 % é adequado e excede o prémio de risco de 35,47 % aplicado no processo alemão [SA.45296 (ver nota de rodapé 101)].

(196)

Para além dos esclarecimentos sobre o prémio de risco estabelecidos no considerando 154 da decisão de início do procedimento, a Bélgica clarificou mais pormenorizadamente, durante a investigação formal, a forma como o prémio de risco foi calculado com base na nota técnica do ONDRAF/NIRAS. O quadro 15 fornece uma clarificação pormenorizada e a composição do prémio de risco, que conduziu a montantes de 5,033 mil milhões de EUR e de 5,133 mil milhões de EUR como limites inferior e superior, respetivamente. No âmbito das negociações relativas ao acordo sobre o limite máximo para resíduos, o prémio de risco foi fixado num montante ligeiramente mais elevado de 5,185 mil milhões de EUR, de modo a obter um pagamento fixo de 15 mil milhões de EUR (ver quadro 13).

Quadro 15

Composição e cálculo detalhados do prémio de risco

(197)

A Bélgica alega que o parecer do ONDRAF/NIRAS na sua nota técnica fornece um catálogo de riscos associados à transferência de responsabilidades nucleares para o Estado belga, que foram acrescentados, com o apoio de peritos do ONDRAF/NIRAS, ao dossiê de provisões de 2022 para estimar qual é o prémio de risco mínimo necessário para cobrir todos os riscos conhecidos. Por conseguinte, a Bélgica argumenta que o prémio de risco previsto no acordo sobre o limite máximo para resíduos se destina a cobrir todos os riscos «improváveis» identificados na nota do ONDRAF/NIRAS e os riscos adicionais identificados durante a negociação em resultado de interações com a Electrabel e de pareceres de peritos. Por último, a Bélgica recorda que esses peritos do ONDRAF/NIRAS participaram nas negociações do acordo sobre o limite máximo para resíduos para ajudar o Governo belga a tomar em consideração as recomendações formuladas na sua nota técnica de março de 2023.

(198)

Tal como referido no considerando 163 da decisão de início do procedimento, ao contrário do que sucede com as responsabilidades transferidas em matéria de resíduos nucleares e combustível nuclear irradiado, o operador nuclear continua a ser o único responsável pela desativação e desmantelamento de todo o parque nuclear (com um contributo financeiro das empresas contribuintes para os custos de desativação e desmantelamento). Por conseguinte, as responsabilidades de desativação e desmantelamento são «não limitadas».

(199)

No entanto, no âmbito da transação, o Estado belga assumiu a responsabilidade financeira pelas «responsabilidades adicionais de desativação resultantes do projeto OLP» ou pelas «assinergias de desativação». As duas principais categorias consideradas são os aumentos dos custos da fase pós-operacional (custos operacionais e de projeto, «POP») e dos custos de desativação e desmantelamento («D&D») causados pelo projeto OLP (custos operacionais, de projeto e de investimento). Nas notas de rodapé 85 e 86 da decisão de início do procedimento foram apresentados exemplos concretos destas assinergias de desativação. O montante final das «assinergias de desativação» é o resultado da avaliação do impacto do projeto OLP e não cobre quaisquer custos de funcionamento relacionados com a gestão corrente ou as atividades habituais. O montante final das «assinergias de desativação» é o resultado da avaliação do impacto do projeto OLP nas diferentes subcategorias de custos, uma vez que a mudança da desativação de dois reatores afeta o planeamento, a organização, o calendário e a necessidade de determinados investimentos num dado momento (105). Nem a BE-NUC nem o Estado belga suportam qualquer outra responsabilidade pela desativação.

(200)

Tal como explicado no considerando 168 da decisão de início do procedimento, uma vez que existia um desacordo entre a Electrabel e o Estado belga quanto à dimensão do montante das assinergias de desativação, a CPN/CNV foi incumbida de tomar a decisão e o montante final ainda não era conhecido no momento da decisão de início do procedimento. Em 24 de junho de 2024, a CPN/CNV aprovou o montante de [100-500] milhões de EUR (em termos nominais) e, em 16 de outubro de 2024, a CPN/CNV notificou a Bélgica e a Engie de que o montante final a pagar ascendia a [100-500] milhões de EUR no final de 2024 (106). O montante das assinergias de desativação a pagar pelo Governo belga é um montante fixo que não pode ser aumentado caso os custos adicionais sejam superiores ao previsto; no entanto, se o projeto OLP não prosseguir como previsto, o Estado belga será reembolsado.

(201)

A Bélgica alega que o acordo sobre os resíduos também prevê um vasto pacote de segurança para garantir que as «responsabilidades nucleares não limitadas» são suportadas por um operador nuclear economicamente viável:

(202)

A Bélgica alega que o acordo sobre os resíduos pode ser apreciado separadamente das outras partes da medida.

(203)

Em primeiro lugar, a Bélgica alega que o acordo sobre os resíduos diz respeito não só às unidades OLP, mas aos sete reatores nucleares na Bélgica. As provisões nucleares em que se baseiam os montantes limitados têm em conta todas as provisões nucleares a constituir até às datas de paragem legal iniciais dos sete reatores nucleares (ver Quadro 1).

(204)

Em segundo lugar, tal como mencionado no considerando 170 da decisão de início do procedimento, os custos relacionados com os resíduos operacionais e o combustível irradiado produzidos pelas unidades OLP durante o período da OLP serão pagos pelos coproprietários das unidades OLP (BE-NUC e Luminus), o que inclui os custos para tornar os resíduos operacionais conformes com os CTC e uma taxa de ajustamento dos volumes para esses volumes adicionais. A Electrabel e as empresas contribuintes estabelecerão disposições relativas aos resíduos operacionais radioativos em conformidade com as regras contabilísticas aplicáveis. Estes custos adicionais estão refletidos no modelo financeiro de assinatura em que se baseiam as medidas de apoio financeiro da componente 1 do projeto OLP, sendo, por conseguinte, tidos em conta no que respeita à calibração das submedidas da componente 1.

(205)

Em terceiro lugar, o operador nuclear continua a ser responsável pela desativação e desmantelamento dos sete reatores nucleares na Bélgica. Estes custos não estão refletidos no acordo sobre os resíduos nem no modelo financeiro de assinatura. Existe uma exceção relacionada com o aumento das responsabilidades de desativação (tanto para as unidades OLP como para as unidades não OLP) resultantes do projeto OLP, para o qual foi estabelecido e aprovado pela CPN/CNV um montante fixo, que será pago uma única vez pelas autoridades belgas. O montante destas assinergias foi tido em conta no modelo financeiro de assinatura.

(206)

Tal como referido na secção 3.5 da decisão de início do procedimento, o acordo entre o Estado belga e a Engie inclui igualmente disposições em matéria de proteções jurídicas, definindo a partilha de riscos em caso de determinadas alterações legislativas futuras. O capítulo 4 da Lei Phoenix constitui a base jurídica para proteger a Engie relativamente a certas alterações legislativas. No entanto, a relação entre as partes em matéria de indemnizações por essas alterações legislativas será regida exclusivamente pelas disposições do acordo de execução.

(207)

Estas disposições celebradas com a Engie e a Electrabel preveem que, se o Governo Federal belga ou o Parlamento Federal belga adotarem novos regulamentos especificamente relativos aos operadores nucleares na Bélgica ou às atividades nucleares da Electrabel, que tenham um impacto negativo nas condições materiais da transação, o Estado belga indemnizará a Engie (ou uma das sociedades do grupo Engie afetadas) pelos prejuízos diretos efetivamente sofridos em consequência desse facto. Tal inclui igualmente os pagamentos que a Engie tem de efetuar à Luminus no contexto desta indemnização. Em conformidade com o direito belga, o requerente deve provar o seu pedido e o montante da indemnização será determinado por um tribunal ou mediante um processo de arbitragem. Os tribunais belgas são competentes, mas existe uma opção de arbitragem recíproca ao abrigo das regras da CNUDCI.

(208)

Esta disposição não se aplica se a alteração jurídica resultar da transposição do direito europeu ou internacional, a menos que o Governo Federal belga ou o Parlamento Federal belga tenham induzido ou promovido ativamente a existência e o conteúdo dessa legislação a outro nível (internacional, supranacional, europeu, regional, municipal, etc.) ou tenha induzido ou promovido ativamente uma decisão judicial.

(209)

Tal como referido no considerando 180 da decisão de início do procedimento, a Bélgica alega que a prática decisória da Comissão sugere que a proteção contra alterações legislativas pode constituir um auxílio estatal. A Bélgica remete, a este respeito, para a decisão da Comissão relativa ao prolongamento da vida útil de três outros reatores nucleares na Bélgica, na qual a Comissão examinou as cláusulas de indemnização contidas nos acordos celebrados entre o Estado belga e os proprietários de centrais nucleares. Consequentemente, a Bélgica conclui que o acordo de proteção jurídica entre o Estado belga e a Engie poderia implicar a concessão de uma vantagem económica seletiva à Engie.

(210)

A Bélgica alega que o prolongamento da vida útil dos dois reatores nucleares exige um pacote de apoio específico, devido à situação económica e ao perfil de risco específicos da energia nuclear.

(211)

Tal como referido no considerando 22 da decisão de início do procedimento, a Electrabel não constituiu quaisquer provisões para a OLP, uma vez que, até março de 2022, se previa que todos os ativos nucleares belgas encerrariam até 2025, o mais tardar, em conformidade com a Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear. Na sequência da decisão sobre o prolongamento da vida útil do Doel 4 e do Tihange 3, tornou-se urgente renovar as unidades OLP. Tendo em conta o calendário apertado e o aumento dos custos do combustível e de outros componentes necessários nos últimos anos, as incertezas quanto aos custos de investimento do projeto OLP são consideráveis.

(212)

As autoridades belgas examinaram mecanismos de apoio alternativos, tais como a participação da tecnologia nuclear no mecanismo de capacidade belga, um prémio fixo de aquisição, um CD unilateral ou um modelo BAR.

(213)

Segundo as autoridades belgas, dadas as deficiências do mercado mencionadas na secção 3.1, essas alternativas foram consideradas menos adequadas para apoiar o projeto OLP, pelas seguintes razões:

(214)

A Bélgica alega que o CD bilateral, em combinação com as outras submedidas do pacote de apoio, proporciona o apoio necessário a um custo inferior para os consumidores em comparação com os mecanismos alternativos de apoio à remuneração.

(215)

Tal como referido no considerando 181 da decisão de início do procedimento, os beneficiários finais da medida notificada são: i) a Engie, enquanto empresa-mãe da Electrabel, que é o único operador e coproprietário das unidades OLP (89,807 %) e enquanto parte direta no acordo de execução celebrado com o Governo belga, e ii) a EDF S.A. («EDF»), enquanto empresa-mãe em última instância da Luminus, que é coproprietária das unidades OLP (10,193 %) e parte das sociedades contribuintes e, enquanto empresa-mãe da EDF Bélgica, como parte das empresas contribuintes. Durante a investigação formal, a Comissão não identificou quaisquer motivos que justifiquem a alteração do seu parecer relativamente aos principais beneficiários.

(216)

No entanto, a Comissão concorda com o ponto de vista da Bélgica quanto à identificação dos beneficiários da componente 1 da medida. Em especial, nas suas observações sobre a decisão de início do procedimento, a Bélgica argumentou que a BE-NUC (a JV entre o Estado belga e a Electrabel) e a Luminus, e não a Electrabel e a Luminus, são os beneficiários diretos do CD, dos empréstimos SDC, do MOCP e do MFM. A Electrabel, enquanto acionista da BE-NUC e atual coproprietária das unidades OLP, também pode ser considerada um beneficiário importante destas submedidas da componente 1. No que diz respeito às outras submedidas da componente 1, que apoiam a exploração e a manutenção das unidades OLP, a Electrabel é um beneficiário direto enquanto operador nuclear e acionista da BE-NUC com o Estado belga, enquanto a Luminus é um beneficiário indireto enquanto coproprietária das unidades OLP. Nos termos dos pontos 115 e 116 da Comunicação da Comissão sobre a noção de auxílio, também pode ser conferida uma vantagem a uma empresa que não aquela para a qual foram diretamente transferidos recursos estatais (vantagem indireta). A Luminus beneficia da combinação de submedidas ao abrigo da componente 1 através da redução dos riscos operacionais e de insolvência que proporciona ao projeto OLP, sem estar diretamente envolvida nestas submedidas. Por conseguinte, pode considerar-se que a Luminus obtém uma vantagem indireta destas submedidas. Esta vantagem indireta não se aplica ao AGSE, uma vez que a Luminus é proprietária da sua quota de eletricidade produzida pelas unidades OLP e irá gerir a venda da eletricidade de forma independente, nem ao ASA a celebrar entre a Electrabel e a BE-NUC.

(217)

No que diz respeito à componente 2 da medida notificada, a transferência das responsabilidades em matéria de resíduos nucleares e combustível irradiado e o acordo sobre as responsabilidades de desativação beneficiam o operador nuclear, a Electrabel, bem como a Luminus e a EDF Belgium, na sua qualidade de empresas contribuintes, que são, juntamente com o operador nuclear, financeiramente responsáveis pelos resíduos nucleares e pelas responsabilidades de desativação.

(218)

No que diz respeito à componente 3 da medida notificada, as proteções jurídicas preveem que as medidas unilaterais adotadas pelo Estado belga que afetem ou se apliquem especificamente aos operadores das unidades nucleares na Bélgica e que alterem as condições materiais da transação dariam origem a um direito a indemnização. Por conseguinte, os beneficiários diretos são a Engie, enquanto empresa-mãe da Electrabel, o operador (e coproprietário) dos reatores nucleares na Bélgica, e a BE-NUC. À semelhança de algumas das submedidas ao abrigo da componente 1, embora a Luminus não esteja diretamente envolvida nas medidas de proteção jurídica da componente 3, é conferida uma vantagem indireta à Luminus, que também será indemnizada em caso de alterações jurídicas que afetem o projeto OLP (ver secção 3.3.3). Por conseguinte, a Luminus é um beneficiário indireto da componente 3 da medida.

(219)

Tal como explicado na secção 3.7 da decisão de início do procedimento, o projeto OLP exige uma série de alterações legislativas, resumidas na presente secção.

(220)

A Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear organiza, desde 2003, a eliminação progressiva da produção de eletricidade através da energia nuclear na Bélgica e já foi alterada três vezes para permitir o prolongamento da vida útil do Tihange 1, do Doel 1 e do Doel 2.

(221)

O prolongamento de 10 anos da vida útil do Doel 4 e do Tihange 3 exige uma nova alteração da Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear. As alterações foram aplicadas pela «Lei que altera a Lei sobre a eliminação progressiva da energia nuclear», aprovada pelo Parlamento em sessão plenária em 18 de abril de 2024, assinada pelo Rei em 26 de abril de 2024, e publicada no Jornal Oficial da Bélgica em 5 de junho de 2024.

(222)

Em conformidade com a Diretiva 2011/92/UE do Parlamento Europeu e do Conselho (107), a Diretiva 92/43/CEE do Conselho (108) e a Diretiva 2009/147/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (109), a Bélgica alega que é necessária e foi efetuada uma avaliação de impacto ambiental com consultas transfronteiriças (110).

(223)

Os diferentes elementos do projeto OLP são aplicados através de um ato legislativo separado, a «Lei destinada a garantir a segurança do aprovisionamento no setor da energia e a reformar o setor da energia nuclear», também designada por «Lei Phoenix». A descrição pormenorizada dos diferentes capítulos da Lei Phoenix foi apresentada no considerando 191 da decisão de início do procedimento. A Lei Phoenix foi aprovada pelo Parlamento em sessão plenária em 18 de abril de 2024 e assinada pelo Rei em 26 de abril de 2024. Foi publicada no Jornal Oficial da Bélgica em 5 de junho de 2024.

(224)

Tal como referido no considerando 193 da decisão de início do procedimento, o Estado belga criou duas novas entidades públicas que assumirão determinadas responsabilidades em relação ao projeto OLP:

(225)

A Lei BE-WATT e a Lei Hedera foram aprovadas pelo Parlamento em sessão plenária em 18 de abril de 2024 e assinadas pelo Rei em 26 de abril de 2024. Foram publicadas no Jornal Oficial da Bélgica em 5 de junho de 2024.

(226)

Em primeiro lugar, o decreto real relativo às autorizações regula a autorização das instalações que acondicionam os resíduos nucleares. Este decreto real foi alterado para permitir a autorização de instalações de acondicionamento que acondicionam os resíduos nucleares em conformidade com os critérios de transferência contratuais. Será introduzida uma categoria separada para as autorizações de instalações de acondicionamento que procedem ao mesmo em conformidade com os critérios de transferência contratuais. Foi adotado em 11 de julho de 2024 e publicado no Jornal Oficial da Bélgica em 15 de julho de 2024.

(227)

Em segundo lugar, o decreto real relativo aos critérios de transferência contratuais determina os critérios de transferência contratuais e a categorização das embalagens de resíduos, bem como a forma como consomem o crédito de volume. Foi adotado em 11 de julho de 2024 e publicado no Jornal Oficial da Bélgica em 15 de julho de 2024.

(228)

A Bélgica financiará a totalidade das necessidades de financiamento do projeto OLP através do orçamento geral do Estado, incluindo os potenciais reembolsos do CD bilateral.

(229)

Tal como referido no considerando 200 da decisão de início do procedimento, a Bélgica estima que as CAPEX do projeto OLP ascendem a [2-2,5] mil milhões de EUR e que os custos de funcionamento totais ao longo da vida útil sejam de [7 000-8 000] milhões de EUR.

(230)

Verifica-se um duplo impacto líquido no orçamento do Estado belga: em primeiro lugar, através da contribuição de capital de 24,7 milhões de EUR para a JV e, em segundo lugar, através do custo líquido das medidas a pagar pela contraparte no AR. A Bélgica alega que as despesas orçamentais previstas dependem não só das projeções de custos, mas também das projeções dos preços/receitas do mercado da energia, uma vez que o projeto OLP será financiado por uma combinação de receitas de mercado, pagamentos de diferenciais do CD, pagamentos mínimos de despesas operacionais e de capital e empréstimos SDC.

(231)

No âmbito da projeção do cenário de base do modelo financeiro de assinatura, ao longo do ciclo de vida do projeto, a contraparte no AR receberá um montante nominal líquido total de [0-500] milhões de EUR.

(232)

No entanto, se os preços da eletricidade evoluíssem de acordo com uma projeção mais baixa, o custo da medida para o Governo belga aumentaria [4 000-4 500] milhões de EUR devido a pagamentos mais elevados do CD. No caso de um acontecimento imprevisto em que ambas as centrais nucleares não estivessem disponíveis, a contraparte no AR ficaria igualmente exposta à concessão de um apoio adicional de [500-1 000] milhões de EUR por ano de indisponibilidade. Num cenário negativo de baixos preços da eletricidade e de um evento de indisponibilidade de 12 meses, a contraparte no AR teria de fornecer um montante líquido total (nominal) de [4 000-4 500] milhões de EUR ao longo do ciclo de vida do projeto, ou seja, o orçamento da medida seria de cerca de [40-50] % do total das despesas operacionais e de capital.

(233)

A Bélgica confirma que a medida não pode ser cumulada com outros auxílios recebidos para cobrir os mesmos custos a suportar no âmbito do projeto OLP. A Bélgica alega que não estão previstos outros fundos para além do orçamento de Estado para o financiamento do projeto OLP e confirma que não estarão envolvidos fundos da União.

(234)

A Comissão adotou a decisão de início do procedimento em 22 de julho de 2024. A Comissão concluiu, a título preliminar, que a medida constitui um auxílio estatal e levantou dúvidas quanto à sua compatibilidade com o mercado interno nos termos do artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE. Na decisão de início do procedimento, a Comissão manifestou dúvidas quanto à necessidade, adequação e proporcionalidade do auxílio, quanto à não violação do direito da União e quanto à eventual existência de distorções indevidas da concorrência e das trocas comerciais.

(235)

Em primeiro lugar, no que respeita à necessidade do auxílio, a Comissão levantou dúvidas quanto às medidas de apoio financeiro da componente 1. Embora a Comissão reconheça que poderá ser necessário que o operador nuclear e os proprietários dos reatores nucleares tenham uma fonte estável de receitas, dadas as incertezas relacionadas com o futuro preço do mercado da eletricidade, a Comissão questionou se as medidas de apoio financeiro adicionais ao CD bilateral são todas necessárias. Em especial, a Comissão tinha dúvidas quanto à criação de uma JV de que o Governo belga seria acionista, quanto ao pagamento mínimo de despesas operacionais e de capital e quanto aos empréstimos SDC.

(236)

Em segundo lugar, no que respeita à adequação do auxílio, a Comissão voltou a levantar dúvidas quanto às medidas de apoio financeiro da componente 1. A Comissão pretendia investigar mais aprofundadamente a conceção do CD bilateral proposto pela Bélgica, uma vez que parecia não conter incentivos adequados para reagir às circunstâncias do mercado e programar a manutenção da forma mais eficiente (incluindo a utilização do preço do MDS como preço de mercado de referência na conceção do CD). Além disso, a Comissão questionou se a combinação de medidas de remuneração não isenta os beneficiários de uma parte demasiado elevada dos riscos de mercado e operacionais.

(237)

Em terceiro lugar, no que diz respeito à proporcionalidade do auxílio, a Comissão levantou dúvidas quanto à proporcionalidade de várias medidas de remuneração financeira (incluindo os empréstimos SDC e o MOCP). A Comissão considerou que essas medidas são combinadas com um CD e deverão atingir, por defeito, a taxa de rendibilidade alvo de 7 %, que só pode ser avaliada em relação às próprias medidas e à redução dos riscos que proporcionam. Por conseguinte, a Comissão considerou que não podia avaliar — no momento da decisão de início do procedimento — a proporcionalidade desta taxa de rendibilidade alvo in abstrato e concluiu que a avaliação da proporcionalidade só pode ser efetuada após a avaliação da adequação das medidas. Além disso, a Comissão tinha dúvidas quanto ao estabelecimento do montante do pagamento fixo de 15 mil milhões de EUR para a transferência das responsabilidades relativas aos resíduos nucleares e ao combustível irradiado (em especial sobre a taxa de desconto utilizada e o montante do prémio de risco), bem como sobre o montante das responsabilidades adicionais em matéria de desativação resultantes do projeto OLP (que ainda não era conhecido aquando da decisão de início do procedimento).

(238)

Por último, a Comissão questionou se uma conceção inadequada do CD e a cumulação de todas as medidas de apoio financeiro não poderiam conduzir a distorções indevidas do mercado. Além disso, a Comissão necessitava de mais garantias quanto à identidade e independência da entidade que vende a produção das unidades OLP no mercado ao abrigo do AGSE.

(239)

A Bélgica enviou a sua resposta à decisão de início do procedimento em 22 de agosto de 2024. As observações da Bélgica apresentaram análises independentes adicionais elaboradas pela Compass Lexecon sobre a conceção do CD, os empréstimos SDC e o MOCP (fornecidas em 22 de agosto), bem como sobre o limite máximo para resíduos (fornecida em 30 de agosto de 2024), em resposta às dúvidas da Comissão suscitadas na decisão de início do procedimento quanto à necessidade, adequação e proporcionalidade do pacote de medidas de apoio financeiro (componente 1 da medida de auxílio), à proporcionalidade do acordo sobre os resíduos (componente 2 da medida de auxílio), à conformidade da conceção do CD com o direito da União e a potenciais distorções indevidas da concorrência e das trocas comerciais.

(240)

A resposta da Bélgica à decisão de início do procedimento analisa a medida inicial (projeto OLP), tal como descrita na decisão de início do procedimento. A medida atual inclui alterações (introduzidas para responder às dúvidas suscitadas pela Comissão na sua decisão de início do procedimento) em comparação com a medida inicial e é descrita em pormenor na secção 3 da presente decisão.

(241)

Os argumentos apresentados pela Bélgica são descritos de forma mais pormenorizada a seguir.

(242)

A Bélgica concordou com a Comissão que a promoção de incentivos conformes com o mercado e a minimização de potenciais distorções indevidas são fundamentais para a conceção dos mecanismos de apoio.

(243)

Segundo a Bélgica, apoiada por uma análise económica adicional independente elaborada pela Compass Lexecon (111), os condicionalismos técnicos, regulamentares e económicos das unidades OLP (ver também a secção 2.1) influenciam a viabilidade e a adequação da conceção do CD. A Bélgica argumentou, nomeadamente, que a concessão de incentivos económicos para que o operador nuclear reaja às circunstâncias do mercado em situações em que a capacidade de resposta é limitada pode resultar numa repartição inadequada dos riscos e aumentar a incerteza das receitas futuras sem qualquer possibilidade de atenuação. Por conseguinte, riscos mais elevados para o beneficiário que não possam ser atenuados por taxas operacionais podem traduzir-se numa deterioração do perfil de risco e compensação para o investimento e num desequilíbrio económico do regime (por exemplo, exigindo uma TIR alvo mais elevada). Por conseguinte, importa contrabalançar o correspondente impacto esperado nos custos de apoio com os custos para a contraparte no AR decorrentes da assunção direta desse risco.

(244)

A Bélgica alega ainda que a operação comercial das unidades OLP e as decisões de licitação correspondentes constituem o parâmetro de referência económico para uma conceção do CD que apoia um comportamento conforme com o mercado.

(245)

No caso em apreço, a Bélgica recorda que várias restrições técnicas e operacionais limitam fortemente a margem de manobra para a alteração do calendário de manutenção e para a modulação e, por conseguinte, o potencial de criação de valor associado ao aumento dos incentivos económicos:

(246)

A Bélgica argumentou que, tendo em conta os condicionalismos de funcionamento e segurança das unidades OLP, algumas alternativas para a conceção do CD abaixo descritas não repartiriam os riscos nem incentivariam um comportamento conforme com o mercado de forma mais eficiente do que a conceção proposta. Em especial, a Bélgica alegou que, em alguns casos, a utilização de preços de referência a longo prazo e de uma quantidade de referência pode promover decisões de despacho/operacionais eficientes, uma vez que dissocia os pagamentos do CD do preço efetivo de mercado. No entanto, tal pode não ser adequado no caso em apreço, tendo em conta os condicionalismos operacionais das unidades OLP e o padrão de disponibilidade único no período dos trabalhos OLP, tal como explicado a seguir:

(247)

Segundo a Bélgica, a conceção do CD escolhida em combinação com as suas disposições específicas (o ARPM e o regime de modulação) visava equilibrar a exposição ao risco de mercado com incentivos ao funcionamento para apoiar o investimento e a eficiência de mercado a curto prazo. Incentiva respostas atempadas aos sinais do mercado sem introduzir uma complexidade desnecessária e é coerente com os condicionalismos técnicos e regulamentares das unidades OLP. A Bélgica mencionou, a este respeito:

(248)

Pelas razões acima expostas, a Bélgica concluiu que as preocupações da Comissão quanto à adequação da conceção do CD expressas na decisão de início do procedimento eram infundadas.

(249)

No entanto, durante a investigação formal, a Bélgica decidiu alterar a conceção do CD e o mecanismo ARPM, com vista a reforçar os incentivos em conformidade com o mercado e a ter em conta a evolução do mercado.

(250)

A Electrabel e o Estado belga preveem a criação de uma joint venture 50/50, que deterá os ativos relevantes para permitir a continuação do funcionamento das unidades OLP.

(251)

A Bélgica alegou que esta abordagem permite ao Estado belga cocontrolar a empresa do projeto, uma vez que os dois acionistas participam na JV nas mesmas condições e, enquanto acionistas, com o mesmo nível de risco (correspondente ao risco e financiamento regulares dos acionistas) e compensação (em especial, dividendos). Permite igualmente ao Estado belga manter um certo grau de propriedade sobre as infraestruturas críticas.

(252)

A Bélgica explicou que, se as receitas da BE-NUC não forem suficientes para cobrir os custos necessários para o funcionamento das unidades OLP (os custos do acordo E&M e outras CAPEX de funcionamento, combustível e manutenção), o Estado belga, enquanto contraparte no AR, é obrigado a efetuar um pagamento compensatório à BE-NUC (e à Luminus). A BE-NUC deve, a este respeito, apresentar um relatório anual de conciliação. Este pagamento mínimo de despesas operacionais destina-se a assegurar uma liquidez suficiente para fazer face a estes custos, a fim de salvaguardar a viabilidade e a solvência a longo prazo da BE-NUC. Além disso, a contraparte no AR fornecerá um pagamento de capital, que consiste numa proteção de 50 % dos custos do capital investido em relação aos custos de capital amortizados do prolongamento da vida útil das unidades OLP. Os pagamentos mínimos de despesas operacionais e de capital são referidos como MOCP e são aplicáveis a partir da data de reinício da OLP.

(253)

A Bélgica explicou que disponibilizará igualmente facilidades de levantamento tanto à BE-NUC como à Luminus a partir de 1 de julho de 2025, a fim de financiar os custos de exploração e manutenção incorridos durante determinados períodos de paragem nos termos da cláusula 3.2, ponto A («Obtenção de empréstimos SDC»), do AR. Concretamente, o Estado belga concederá empréstimos SDC a uma taxa de juro limitada, reembolsáveis de acordo com um calendário de reembolso especificado, em vez de capital adicional, à BE-NUC e à Luminus, a financiar em duas parcelas:

(254)

A Bélgica explicou que o MOCP responde aos riscos de elevado impacto que resultam em perdas durante a fase de exploração. Juntamente com os empréstimos SDC durante a fase anterior ao reinício, estas medidas são essenciais para assegurar que o projeto gera fluxos de caixa suficientes para pagar ao operador nuclear e manter a viabilidade operacional a longo prazo. A Bélgica argumenta que, sem estas medidas, a central nuclear poderia ser objeto de falência em caso de interrupções prolongadas ou de alterações (nas políticas) regulamentares que resultem em indisponibilidade.

(255)

Para fundamentar melhor estas alegações, a Bélgica apresentou as seguintes observações, apoiadas por uma análise independente elaborada pela Compass Lexecon (112):

(256)

Por conseguinte, a Bélgica concluiu que o MOCP e os empréstimos SDC são adequados e proporcionados:

(257)

Na sequência do procedimento formal de investigação, a Bélgica decidiu introduzir um limite máximo para os pagamentos MOCP potenciais igual a um máximo de 2 mil milhões de EUR, acima do qual pode exercer o(s) seu(s) direito(s) de rescisão ao abrigo do AR, exceto se uma análise do Estado belga demonstrar que essa rescisão poderia afetar negativamente a segurança do aprovisionamento da Bélgica e/ou que uma rescisão não seria adequada do ponto de vista financeiro. Para mais informações, consultar a secção 3.3.1.3.3.

(258)

Segundo a Bélgica, o Estado belga e a Electrabel, enquanto acionistas, acordam em financiar a sua parte proporcional das necessidades de financiamento da BE-NUC ou défices de financiamento inesperados (na medida em que digam respeito a custos e despesas que não são financiados pelos outros mecanismos, como as receitas BE-NUC, os pagamentos de diferenciais à BE-NUC ao abrigo do AR, o empréstimo SDC, etc., assegurando que os custos não são cobertos duas vezes).

(259)

A Bélgica explicou que a Electrabel e o Estado belga celebraram acordos individuais e idênticos relativamente aos empréstimos acionistas com a BE-NUC. As taxas de juro não foram fixadas, mas os acordos de empréstimos de acionistas preveem que a taxa de juro de cada empréstimo de acionista será uma taxa de plena concorrência determinada pelo conselho de administração da BE-NUC em conformidade com o acordo de acionistas, por referência às taxas de mercado prevalecentes e a qualquer financiamento por dívida de terceiros comparável que possa estar disponível no momento pertinente. As condições de reembolso dos montantes e as taxas de juro são idênticas.

(260)

A Bélgica explicou que o MFM serve para suprir a necessidade de fundo de maneio decorrente do funcionamento das unidades OLP. A BE-NUC será autorizada a retirar o MFM se a diferença entre as suas entradas de caixa e saídas de caixa for inferior às despesas operacionais estimadas do próximo período de despesas estabelecido no AR. O montante do MFM deve corresponder, pelo menos, à média das despesas operacionais agregadas estimadas para um período de três meses. A Bélgica esclareceu que, com efeito, o MFM serve de ponte intra-anual para o MOCP anual, atuando como uma facilidade de crédito renovável que seria reembolsada anualmente, se fosse utilizada, pelo MOCP fornecido pelo Estado belga.

(261)

A Bélgica esclareceu que a Electrabel proporá uma metodologia para o empréstimo de acionista da Electrabel, apresentada numa ficha descritiva, a comunicar ao conselho de administração da BE-NUC e, em seguida, replicada para o empréstimo estatal belga, bem como para o MFM. As condições de reembolso dos montantes e as taxas de juro são idênticas. A Bélgica alegou que a metodologia ainda estava a ser debatida e seria comunicada numa fase posterior.

(262)

No que diz respeito à aquisição de serviços de gestão de energia ao abrigo do AGSE, a Bélgica alegou que a aquisição dos mesmos é efetuada através de um procedimento de concurso competitivo, transparente, não discriminatório e incondicional. Em especial, o AGSE será adjudicado através de um procedimento por negociação com abertura prévia de concurso (artigo 120.o da lei belga sobre os contratos públicos, de 17 de junho de 2016), que é um procedimento normal no setor dos serviços públicos. Por conseguinte, a Bélgica conclui que o AGSE não confere uma vantagem ao gestor de energia (parceiro do AGSE) e que o parceiro do AGSE não beneficia de auxílios estatais.

(263)

A Bélgica alegou que, embora a aplicação das diretivas relativas aos contratos públicos já ofereça uma série de garantias, dada a importância dos serviços a concurso e a sensibilidade do ponto de vista da concorrência, foram aplicadas disposições e salvaguardas adicionais, a fim de garantir uma concorrência suficiente no concurso.

(264)

Mais especificamente, a Bélgica explicou que, antes da elaboração dos documentos do concurso, foi lançado um PI sobre o AGSE para recolher pontos de vista do mercado, nomeadamente sobre múltiplas questões relacionadas com o conteúdo do AGSE. Além disso, a proposta impõe critérios de seleção específicos que garantem que os participantes qualificados/selecionados são adequados à finalidade prevista, tendo em conta a importância e a sensibilidade do serviço a concurso. A secção 3.3.1.5.1 contém mais informações sobre o procedimento de concurso e os critérios de seleção.

(265)

Tal como referido na secção 3.3.1.5.2, na sequência do procedimento formal de investigação, a Bélgica decidiu conceder ao parceiro do AGSE o poder de decisão sobre as modulações económicas, substituindo a remuneração fixa do parceiro do AGSE por uma combinação de uma taxa fixa e variável, o que proporciona maiores incentivos à modulação em função dos sinais do mercado, tendo simultaneamente em conta os condicionalismos técnicos (e os potenciais riscos de paragem automática) das unidades OLP.

(266)

A Bélgica alegou que estão previstas medidas específicas relativas à potencial participação da GEMS, a entidade comercial da Engie (uma unidade empresarial do grupo Engie, administrativamente independente da unidade de negócio Nuclear), no procedimento de concurso.

(267)

A Bélgica esclareceu ainda que são e serão tomadas e aplicadas medidas suficientes para identificar e prevenir eficazmente eventuais conflitos de interesses. Essas medidas podem resumir-se da seguinte forma:

(268)

A Bélgica esclareceu igualmente que, em última instância, se o AGSE não tiver sido celebrado em tempo útil, a GEMS prestará temporariamente os serviços do AGSE, a fim de assegurar a continuidade. A Bélgica argumentou que esta disposição é necessária e adequada para assegurar a continuidade do serviço público (ou seja, a venda da eletricidade produzida pelas unidades OLP), mas esta solução é estritamente limitada no tempo e ao mínimo necessário.

(269)

A Bélgica concluiu que o procedimento de concurso do AGSE exclui qualquer potencial auxílio estatal, uma vez que: i) o Estado belga assegurará que a BE-NUC cumpra rigorosamente a legislação e os princípios em matéria de contratos públicos e ii) o amplo processo de consulta antes do lançamento efetivo do concurso prevê salvaguardas adicionais que garantem que a aquisição de serviços é efetuada através de um procedimento de concurso competitivo, transparente, não discriminatório e incondicional.

(270)

Além disso, a Bélgica concluiu que é evitado qualquer risco de encerramento do mercado e outras potenciais práticas anticoncorrenciais por parte da Engie e que foram adotadas todas as medidas e salvaguardas para assegurar a nomeação de um parceiro independente para o AGSE. A GEMS prestaria temporariamente estes serviços apenas em último recurso, o que é necessário e adequado para assegurar a continuidade do serviço público.

(271)

A Bélgica esclareceu que as responsabilidades de desativação e desmantelamento da OLP resultantes do projeto OLP («assinergias»), se forem comprovadas pela Electrabel, serão suportadas pelo Estado belga através de um pagamento único (total e final) na data de encerramento da transação. A Bélgica explicou que o acordo de execução prevê que o Estado belga e a Electrabel devem chegar a acordo sobre o montante dentro de um determinado prazo e, se não o fizerem, a questão será submetida à CPN/CNV para decisão.

(272)

A Bélgica recordou que, uma vez que a questão estava pendente ao nível da CPN/CNV no momento da decisão de início do procedimento, esta não avaliou a respetiva proporcionalidade.

(273)

A Bélgica explicou que o Estado belga e a Electrabel não chegaram a acordo sobre o montante dentro do prazo fixado, pelo que a questão foi submetida à CPN/CNV para decisão. Mais precisamente, a Bélgica esclareceu que:

(274)

Por conseguinte, a Bélgica concluiu que o montante para a transferência de responsabilidades adicionais de desativação resultantes do projeto OLP, tal como estabelecido pela CPN/CNV no seu parecer de 24 de junho de 2024, é proporcionado.

(275)

Além disso, a Bélgica apresentou, em 30 de agosto de 2024, uma análise independente adicional efetuada pela Compass Lexecon, que apresentou uma análise económica da conceção do limite máximo para resíduos, incluindo uma análise da taxa de desconto de 3 % e explicações adicionais sobre a forma como os riscos suplementares identificados pela CPN/CNV já estão cobertos pelo prémio de risco calculado pelo Estado belga ou apresentam uma probabilidade ou um impacto limitado.

(276)

A Bélgica alegou que as preocupações da Comissão relacionadas com a taxa de desconto têm origem numa análise da CPN/CNV, no seu parecer de 7 de março de 2023 dirigido ao ministro da Energia (113), em que a CPN/CNV considera que a taxa de desconto que deve ser utilizada para as despesas com combustível irradiado tem de se aproximar gradualmente da taxa de rendibilidade isenta de risco a longo prazo (calculada como 2,17 %) e sugere a utilização de uma taxa de desconto em duas fases (3,17 % nos primeiros 30 anos e 2,17 % após o primeiro período de 30 anos).

(277)

A Bélgica remeteu para uma análise independente elaborada pela Compass Lexecon (114), que demonstrou que a taxa de desconto de 3 % retida pelo Estado belga é proporcionada, com base: i) numa análise económica da abordagem recomendada pela CPN/CNV, ii) noutras abordagens pertinentes e iii) no precedente alemão no processo SA.45296.

(278)

A Bélgica alegou que as preocupações da Comissão relacionadas com os riscos considerados no acordo sobre o limite máximo para resíduos também têm origem no parecer da CPN/CNV ao ministro da Energia (ver nota de rodapé 113), no âmbito do qual devem ser considerados três riscos:

(279)

A análise independente da Compass Lexecon revelou que estes riscos foram tidos em conta e demonstrou que a abordagem adotada pelo Estado belga é prudente e inclui contingências suficientes para cobrir esses riscos.

(280)

Esta análise foi completada pela resposta à pergunta 5.4 do PI de 1 de outubro de 2024. A Bélgica alegou que, na prática, a carteira da Hedera deveria ser concebida de modo a enfrentar todos os cenários económicos plausíveis para o período, nomeadamente em termos do nível de inflação. O objetivo da Hedera consiste em obter uma rendibilidade de 1 % em termos reais (ou seja, 1 % acima do nível de inflação). Para o efeito, a Hedera desenvolverá uma estratégia que tenha em conta o risco de essa rendibilidade não ser alcançada ao abrigo de determinados regimes económicos (por exemplo, no caso de um período prolongado de inflação elevada) com uma carteira composta apenas por obrigações. Por conseguinte, a Hedera centrar-se-á numa gestão dinâmica dos ativos e passivos, baseada numa carteira diversificada que inclui ativos que permitem ao fundo proporcionar cobertura face à inflação. Por exemplo, a Hedera poderia conceber uma carteira baseada (ainda que não exclusivamente) em obrigações e instrumentos de dívida, capitais próprios, imobiliário e derivados, com o objetivo a longo prazo de obter uma rendibilidade de 1 % em termos reais, minimizando simultaneamente o risco de volatilidade. Por último, importa salientar que a Hedera limitará a sua exposição ao mercado belga de ações, obrigações e imobiliário. O objetivo é assegurar a diversificação e garantir que o fundo está suficientemente dissociado da economia belga.

(281)

A Bélgica alegou que as diferentes componentes e submedidas do projeto OLP faziam parte dos pedidos da Engie para chegar a acordo sobre o prolongamento da vida útil e estavam todas incluídas nos documentos de transação globais assinados em 13 de dezembro de 2023. No entanto, a Bélgica observou igualmente que as componentes do projeto OLP diferem em vários elementos e são complementares entre si, o que limita eventuais efeitos cumulativos.

(282)

A Bélgica remeteu para a jurisprudência, que tem em conta, nomeadamente, os seguintes aspetos na avaliação de medidas consecutivas:

(283)

A Bélgica alegou que o objeto e a natureza das três componentes do projeto OLP são intrinsecamente diferentes e observou que a Comissão, na sua decisão de início do procedimento, não teve especificamente em conta as diferenças ou semelhanças do objeto e da natureza das componentes 1, 2 e 3. A este respeito, a Bélgica alegou o seguinte:

(284)

A Bélgica observou que a finalidade global das três componentes está relacionada com o prolongamento da vida útil das unidades OLP. No entanto, a Bélgica alegou que a finalidade específica de cada componente é um elemento relevante na apreciação:

(285)

A Bélgica alegou igualmente que as componentes 1, 2 e 3 têm beneficiários diretos diferentes, reconhecendo que a identificação dos beneficiários de cada medida é um ponto importante na apreciação da existência de efeitos cumulativos. A este respeito, o Estado belga apresentou as seguintes observações:

(286)

As componentes 1, 2 e 3 diferem significativamente em termos de objeto e natureza, finalidade e beneficiários, tendo sido introduzidas ao mesmo tempo com a finalidade global do prolongamento da vida útil das unidades OLP. Conforme demonstrado anteriormente, cada componente corresponde a uma finalidade específica que as torna complementares entre si, o que limita quaisquer eventuais efeitos cumulativos.

(287)

No que diz respeito a uma possível alteração do perfil de risco da Electrabel devido às componentes 2 e 3, estas medidas podem efetivamente beneficiar a Electrabel enquanto operador nuclear e, consequentemente, melhorar o perfil de risco global da Electrabel. As componentes 2 e 3 não alteram o perfil de risco da BE-NUC, o principal beneficiário da componente 1. Tal como avaliado numa análise independente realizada pela Compass Lexecon, o perfil de risco da BE-NUC, tendo em conta os riscos específicos que afetam o projeto, e a repartição dos riscos entre o Estado belga e BE-NUC, constituem o fator pertinente para avaliar a proporcionalidade da componente 1.

(288)

Em 9 de setembro de 2024, a Engie apresentou as suas observações sobre a decisão de início do procedimento. Nas suas observações, a Engie apresenta elementos de prova e análises em apoio do seu argumento de que as dúvidas suscitadas pela Comissão na sua decisão de início do procedimento não seriam fundadas. A resposta da Engie à decisão de início do procedimento analisa a medida inicial, tal como descrita na decisão de início do procedimento. A medida atual inclui alterações (introduzidas para responder às dúvidas suscitadas pela Comissão na sua decisão de início do procedimento) em comparação com a medida inicial e é descrita em pormenor na secção 3 da presente decisão. A posição da Engie está alinhada com a posição das autoridades belgas.

(289)

A Engie alegou que o projeto OLP é um acordo global e resulta de negociações aprofundadas e sustentadas com o Governo belga, tendo como princípio orientador o compromisso contínuo com a Bélgica e o contributo para a segurança do aprovisionamento do país, tendo a empresa aceitado o pedido da Bélgica no sentido de prolongar a vida útil de dois reatores nucleares e, assim, revogar a sua estratégia pública de pôr termo às operações nucleares na Bélgica após 2025 (ver considerando 23). Além disso, a Engie alegou que o projeto OLP tem efeitos positivos no mercado interno, pelas seguintes razões:

(290)

A Engie alegou igualmente que existem várias diferenças entre o projeto OLP (prolongamento da vida útil do Doel 4 e do Tihange 3) e o prolongamento da vida útil do Doel 1, do Doel 2 e do Tihange 1 em 2015 («OLP existente»):

(291)

A Engie alegou que todos estes fatores levaram a Engie e o Estado belga a celebrar um acordo global que prevê tanto o prolongamento da vida útil solicitado (sujeito a uma redução da exposição da Engie ao risco) como a gestão do combustível irradiado e dos resíduos nucleares transferidos e considerou que a OLP existente não é uma referência relevante para avaliar a necessidade e a adequação das várias medidas do presente projeto OLP.

(292)

Os principais argumentos da Engie relativos às dúvidas da Comissão suscitadas na decisão de início do procedimento são descritos mais pormenorizadamente a seguir.

(293)

A Comissão considera que as três componentes da medida podem ser avaliadas como parte de uma única intervenção do Estado belga, na medida em que estão todas relacionadas com o mesmo evento, ou seja, o prolongamento da vida útil das unidades OLP.

(294)

A Engie alegou que não tem objeções à qualificação como intervenção única, na medida em que corresponde aos critérios estabelecidos pela jurisprudência do Tribunal de Justiça da União Europeia (119). Em especial, a Engie concordou com a opinião da Comissão, expressa no considerando 208 da decisão de início do procedimento, de que as três componentes da medida são interdependentes e contribuem em conjunto para a execução do acordo sobre o prolongamento da vida útil, o que permite que sejam consideradas como uma única intervenção. A Engie reconheceu que tinha pré-requisitos relativos à sua exposição ao risco e à gestão do combustível irradiado e dos resíduos nucleares, o que conduziu a um acordo global e abrangente que vai além da mera criação de um mecanismo de remuneração para o funcionamento prolongado das unidades nucleares. No entanto, sem pôr em causa esta proposta de qualificação de uma intervenção única, a Engie salientou que algumas das submedidas do projeto OLP não constituem um auxílio estatal, uma vez que não conferem uma vantagem seletiva à Electrabel, em especial:

(295)

A Engie salientou que o efeito de incentivo, que a Comissão considerou plausível na sua apreciação nos considerandos 229 e 239 da decisão de início do procedimento, não é hipotético, sendo inquestionável que a Electrabel não teria prosseguido a exploração das unidades OLP na ausência do projeto OLP, incluindo as três componentes. A Engie alegou, a este respeito, o seguinte:

(296)

Além disso, a Engie salientou que o incentivo à Electrabel para continuar a explorar as unidades OLP decorre de todo o pacote de medidas de apoio proporcionado pelo projeto OLP, que foi devidamente calibrado para o efeito. Nenhuma das submedidas tomadas isoladamente poderia ter proporcionado incentivos suficientes. Do mesmo modo, a supressão de qualquer elemento do pacote teria levado a Engie a recusar-se a levar por diante o projeto OLP. A Engie conclui que, por conseguinte, as medidas referidas no considerando 235 da decisão de início do procedimento não devem ser consideradas individualmente como proporcionando um incentivo específico (ou adicional), mas devem ser consideradas no seu conjunto.

(297)

A Engie considerou que a criação de uma estrutura comum na qual o Estado belga detém uma participação de 50 % é necessária para alcançar os objetivos do projeto OLP, ou seja, o reinício atempado das unidades OLP até novembro de 2025. A Engie alegou ter solicitado um mecanismo de partilha de riscos a 50/50 com o Estado belga antes de adotar o acordo sobre o projeto OLP.

(298)

Segundo a Engie, ter apenas os mecanismos de remuneração em vigor era inadequado para este efeito, por várias razões: i) o AR deixa riscos residuais para a Engie, ii) sem a EC, a Engie teria tido de suportar temporariamente 100 % das perdas na pendência da indemnização/compensação prevista nos contratos, e iii) a Engie estava a limitar a sua exposição à energia nuclear e não queria investir sozinha as CAPEX necessárias de mais de [2-2,5] mil milhões de EUR para o projeto OLP e suportar sozinha todas as perdas potenciais devidas a indisponibilidades inesperadas e a derrapagens de custos.

(299)

Além disso, a Engie alegou que, através da participação financeira do Estado belga nos lucros e perdas decorrentes das unidades OLP (nomeadamente dividendos), a Engie esperava que o Estado belga fosse incentivado a ter em conta as unidades OLP nas suas futuras decisões políticas. Por conseguinte, a Engie concluiu que a criação da estrutura comum alinha os interesses do Estado belga e da Engie.

(300)

A Engie alegou igualmente que a JV é adequada e proporcionada, uma vez que a Engie, um operador privado, poderá contrabalançar qualquer risco de o Estado belga agir parcialmente através do seu controlo conjunto sobre as decisões estratégicas relativas à BE-NUC, e que o Estado belga e a Engie exercerão os seus direitos na governação da BE-NUC em pé de igualdade.

(301)

No que diz respeito à necessidade do CD, a Engie alegou, tendo em conta as deficiências do mercado relacionadas com a indústria nuclear e a elevada volatilidade do mercado da eletricidade nos próximos anos, que o projeto OLP está exposto a um forte risco de défice de financiamento, o que torna o CD um instrumento necessário para alcançar um objetivo de interesse comum. A Engie referiu igualmente a curta duração do prolongamento da vida útil (10 anos) em comparação com os investimentos médios no setor nuclear, os custos significativos e o facto de as unidades OLP não funcionarem a 100 % de capacidade durante os primeiros três anos, uma vez que, simultaneamente, serão concluídos os trabalhos de prolongamento da OLP.

(302)

A Engie alegou que a conceção do CD e o ARPM são adequados e proporcionados para preservar os incentivos das unidades OLP para reagir eficazmente aos sinais do mercado. A este respeito, a Engie apresenta os mesmos argumentos do Estado belga relativamente às restrições técnicas, regulamentares e económicas das unidades OLP (ver secção 2.1). A Engie argumentou que, mesmo hoje, na ausência do CD e com um parque de cinco reatores que permite uma maior estratégia de diversificação, a Engie tem uma flexibilidade muito limitada para ajustar a produção de eletricidade nuclear em resposta aos sinais do mercado a curto e médio prazo. Segundo a Engie, dentro desta margem de manobra limitada, o CD foi concebido para incentivar plenamente a BE-NUC a reagir aos sinais de preços, na medida em que tal seja tecnicamente viável.

(303)

Por último, no que diz respeito aos parâmetros da conceção do CD, a Engie alegou que o preço do MDS é o PMR adequado.

(304)

A Engie salientou que a necessidade do MOCP e dos empréstimos SDC está principalmente relacionada com o contexto específico do projeto OLP, como consequência dos seguintes factos: i) a decisão tardia de prolongar a vida útil do Doel 4 e do Tihange 3 e o calendário restrito para preparar e aplicar os trabalhos OLP necessários, ii) os ativos envelhecidos e o risco sistémico acrescido pelo facto de as duas unidades utilizarem a mesma tecnologia, iii) o reinício e funcionamento simultâneos das unidades OLP durante os primeiros três anos, e iv) o custo nivelado da eletricidade no prolongamento da atividade nuclear, em que a E&M tem mais peso do que num ativo nuclear de raiz.

(305)

A Engie alegou ainda que tanto o MOCP como os empréstimos SDC são estritamente necessários, uma vez que: i) os pagamentos devidos pelo Estado belga ao abrigo do AR não abrangem eventos de indisponibilidade importantes, causados por problemas técnicos ou decorrentes de contingências regulamentares internacionais ou emergências nucleares; ii) contrariamente à afirmação constante do considerando 269, alínea b), da decisão de início do procedimento, tais eventos imprevistos não são cenários «extremos e pouco prováveis», antes são suscetíveis de ocorrer nos próximos 10 anos; e iii) apenas são abrangidos os eventos acima de um determinado limiar.

(306)

A Engie alegou que o MOCP não é uma subvenção ilimitada (contrariamente ao que a Comissão sugeriu na sua decisão de início do procedimento) à luz dos direitos de rescisão da contraparte no AR, tal como estabelecidos neste último, que permitiriam limitar a sua exposição.

(307)

A Engie alegou que o princípio da extensão dos empréstimos SDC para cobrir a parte dos custos para além da data de reinício foi concedido pelo Estado belga na sequência da antecipação da data de reinício da OLP (de 2026 para 2025), a seu pedido, o que implica que os trabalhos OLP devem ser realizados enquanto as unidades estão em funcionamento, o que conduzirá à geração de receitas inferiores durante os primeiros três anos de funcionamento. Seguiu o princípio fundamental acordado entre a Engie e o Estado belga de que os acionistas estão expostos a quaisquer custos decorrentes do prolongamento da OLP, enquanto a BE-NUC financia os custos de E&M com as suas próprias receitas.

(308)

No que diz respeito à proporcionalidade dos mecanismos financeiros previstos pelo projeto OLP, a Engie alegou que não protegem a BE-NUC de qualquer risco operacional, tal como sugerido pela Comissão na decisão de início do procedimento. A BE-NUC está parcialmente exposta, nomeadamente, ao risco de disponibilidade durante o prolongamento da vida útil das unidades OLP, bem como a derrapagens dos custos operacionais após a data de acerto, o que pode impedir a sua geração de receitas e ter um impacto negativo na taxa de rendibilidade da BE-NUC. Esses custos dizem respeito, nomeadamente, a aumentos dos custos de pessoal (programas de retenção e custos adicionais de recrutamento/formação para a continuação das operações), custos de E&M (aumentos dos preços dos materiais, escassez na cadeia de abastecimento de peças e componentes sobresselentes essenciais, requisitos da ANFC/FANC, uma vez que todas as alterações do projeto estão sujeitas a uma análise exaustiva e a contestação por parte da AFCN/FANC antes da aprovação, avarias importantes imprevistas do equipamento antes do reinício, etc.) e custos de combustível (os contratos estão parcialmente ligados à evolução do mercado).

(309)

Além disso, a Engie alegou que a Electrabel, enquanto operador das unidades OLP, tem fortes incentivos para maximizar a disponibilidade das unidades OLP em condições normais de funcionamento, a fim de evitar o pagamento de indemnizações fixas se a disponibilidade descer abaixo de [90-100] % em qualquer ano contratual.

(310)

A Engie apresentou uma simulação que mostra o impacto na rendibilidade da OLP de eventos que não seriam abrangidos pelo MOCP: i) redução dos eventos de disponibilidade durante a fase de exploração como objetivo ilustrativo [aumento da taxa de paragens forçadas («TPF»)] e ii) aumentos de alguns custos de funcionamento após a data de acerto em resultado de custos imprevistos, bem como uma combinação de ambas as situações. O quadro 16 demonstra que estas situações podem ter um efeito negativo significativo na TIR da BE-NUC.

Quadro 16

Impacto na rendibilidade da OLP (100 %) de eventos não abrangidos pelo MOCP

(311)

A Engie alegou igualmente que a taxa de juro dos empréstimos SDC é proporcionada e adequada, tal como demonstrado por uma análise independente (127). A Engie acrescentou que os empréstimos SDC se destinam a ser reembolsados, desde que a BE-NUC produza liquidez suficiente, acrescidos de juros, no final do período da OLP.

(312)

A Engie esclareceu que a taxa de juro dos empréstimos de acionistas e do MFM será uma taxa de plena concorrência determinada pelo conselho de administração da BE-NUC, por referência às taxas de mercado prevalecentes e a qualquer financiamento por dívida de terceiros comparável que possa estar disponível no momento pertinente.

(313)

A Engie esclareceu igualmente que elaborou uma ficha descritiva que apresenta a metodologia seguida para fixar as taxas de juro. A Engie explicou que esta metodologia é coerente com as políticas da Engie em matéria de preços de transferência para empréstimos e está em conformidade com o princípio BEPS da OCDE, garantindo que a taxa de juro seja fixada a um nível de plena concorrência (ver considerando 63).

(314)

Por conseguinte, a Engie concluiu que a taxa de juro tanto do MFM como dos empréstimos de acionistas é proporcional.

(315)

Em primeiro lugar, a Engie sublinhou que a entidade do grupo Engie («GEMS») que poderia ser selecionada como parceiro do AGSE na sequência do procedimento de concurso, ou como solução de recurso temporária, será totalmente independente da unidade de negócio Nuclear. A Engie esclareceu que, desde janeiro de 2024, foram estabelecidos os procedimentos de concurso adequados, por um lado, e mecanismos de separação no seio do grupo Engie, por outro, para evitar qualquer envolvimento da Electrabel na seleção do parceiro do AGSE.

(316)

Em segundo lugar, a Engie alegou que a potencial seleção da GEMS no concurso do AGSE não implica qualquer risco de encerramento do mercado decorrente. A Engie alegou que a GEMS atuará como parte ao abrigo de um mandato preciso que especificará a ELD (da qual não pode derrogar), sendo remunerada através de uma taxa, e que a eletricidade continuará a ser detida pela BE-NUC até à sua venda. Por conseguinte, uma vez que as vendas correspondentes da BE-NUC não podiam ser atribuídas à GEMS/ao grupo Engie, não poderia haver qualquer reforço da posição da Electrabel no mercado belga se a GEMS fosse nomeada parceira do AGSE.

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Em terceiro lugar, o procedimento de concurso para selecionar o parceiro do AGSE cumpre os requisitos de competitividade, transparência e caráter não discriminatório e incondicional estabelecidos na prática da Comissão. Foi publicado a nível da UE e especificará os critérios de qualificação (em especial no que diz respeito à capacidade financeira e à experiência operacional do candidato). Por conseguinte, se a GEMS for selecionado através do procedimento de concurso, esta nomeação da GEMS como parceiro do AGSE pode ser considerada proporcionada. A Engie alegou igualmente que, mesmo que o procedimento de concurso não seja bem-sucedido e a GEMS seja nomeada parceira do AGSE como solução de recurso, o critério da proporcionalidade será cumprido: a GEMS será remunerada em condições de mercado, a um preço determinado por um perito independente em caso de desacordo entre as partes, de modo que essa remuneração não exceda o estritamente necessário para alcançar o objetivo do AGSE. Além disso, a Engie explicou que esta solução de recurso seria apenas temporária e que o Estado belga reiniciaria imediatamente a organização de um novo concurso.

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A Engie alegou que a quantidade agregada do limite máximo para resíduos é suficiente para cobrir quaisquer riscos adicionais que não teriam sido tidos em conta no cálculo da quantidade de base. A Engie observa ainda que o limite máximo para resíduos deverá transferir significativamente menos riscos para o Estado do que no precedente alemão validado pela Comissão. A Engie alegou, nomeadamente, o seguinte:

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