(1)

Genom en skrivelse av den 21 juni 2024 underrättade Belgien kommissionen om åtgärden till stöd för förlängningen av livslängden för två kärnreaktorer i Belgien (Doel 4 [”D4”] and Tihange 3 [”T3”], tillsammans kallade de två reaktorerna. Efter kommissionens begäran om upplysningar av den 4 juli 2024 lämnade Belgien ytterligare upplysningar till kommissionen genom skrivelser av den 9 och 10 juli 2024.

(2)

Genom en skrivelse av den 22 juli 2024 underrättade kommissionen Belgien om sitt beslut att inleda det förfarande som anges i artikel 108.2 i fördraget om Europeiska unionens funktionssätt (EUF-fördraget) avseende denna åtgärd (beslutet om att inleda förfarandet).

(3)

Belgien inkom med sina synpunkter på beslutet om att inleda förfarandet den 22 augusti 2024.

(4)

Kommissionens beslut om att inleda förfarandet offentliggjordes i Europeiska unionens officiella tidning (2). Kommissionen uppmanade berörda parter att inkomma med synpunkter.

(5)

Kommissionen mottog synpunkter från berörda parter. Den har översänt dessa synpunkter till Belgien som givits tillfälle att bemöta dem. Belgiens synpunkter mottogs genom en skrivelse av den 30 oktober 2024.

(6)

Ytterligare upplysningar lämnades av Belgien den 2 september 2024, den 23, 27 och 30 oktober 2024, den 8, 14, 18, 22, 25, 27 och 30 november 2024, den 2, 4, 5, 12, 13, 17 och 20 december 2024, den 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 och 31 januari 2025 samt den 1 februari 2025 (3).

(7)

Genom en skrivelse av den 24 oktober 2024 samtyckte Belgien till att undantagsvis avstå från sina rättigheter enligt artikel 342 i EUF-fördraget jämförd med artikel 3 i rådets förordning nr 1/1958 (4), och till att detta beslut skulle antas och meddelas på engelska.

(8)

Fram till 2022 bestod Belgiens kärnkraftsflotta av sju kärnreaktorer: fyra i Flandern (Doel) och tre i Vallonien (Tihange). Alla reaktorer togs i drift mellan 1975 och 1985 (5) och byggdes av allmännyttiga företag (Ebes, Intercom och Unerg) som så småningom slogs samman till Electrabel SA (majoritetsägt av Tractebel) år 1990 (Electrabel). År 1996 blev Société Générale de Belgique (SGB) majoritetsägare i Tractebel och år 1999 förvärvade Suez nästan 100 % av SGB. Efter sammanslagningen mellan Suez och Gaz de France (GDF) år 2008 har Electrabels verkliga ägare varit Engie S.A. (Engie).

(9)

Electrabel, ett helägt dotterbolag till Engie, har varit kärnkraftsoperatör och majoritetsägare i de sju belgiska kärnreaktorerna sedan deras verksamhet inleddes. I dag ser ägandet av de belgiska kärnreaktorerna ut som följer:

(10)

De två reaktorernas kapacitet (se tabell 2) är som följer:

(11)

Belgien förklarar att alla belgiska kärnreaktorer, inklusive de två reaktorerna, har utformats och drivits som baslastenheter baserat på tekniken för tryckvattenreaktorer. Konstruktionen är från 1970-talet och typisk för baslastenheter, liksom för äldre kärnreaktorer runt om i världen. Dessa enheter drivs vanligen med maximal nominell kapacitet när de är online, i motsats till nyare teknik (generation III) som kan drivas flexibelt, t.ex. med en uteffekt som kan ändras över tid (effektändring eller lastföljning), och tillhandahålla frekvensreglering och driftsreserver (11). Vid baslastdrift minskas eller stängs kraften vanligtvis endast när så krävs på grund av planerat bränslebyte och/eller periodiskt underhåll, oplanerat brådskande underhåll för att korrigera problem med anläggningens utrustning eller oväntade konstruktions- och/eller säkerhetsbegränsningar. En minskning av uteffekten beror därför snarare på behoven hos kärnkraftsoperatören eller den som är systemansvarig för överföringssystemet än på marknadssignaler.

(12)

Belgien klargör att de belgiska kärnreaktorerna är tekniskt begränsade av en utformning som starkt begränsar möjligheterna till reglering av uteffekten, som under en lång tid begränsades till nätreglering. Detta beror på att belgiska kärnreaktorer uteslutande är utrustade med svarta styrstavar, som i motsats till grå styrstavar kraftigt begränsar regleringsförmågan (12). Däremot är t.ex. några av de senaste franska kärnreaktorerna utrustade med både svarta och grå styrstavar, och både utformas och byggs för att kunna utföra regleringar och lastföljning. På grund av de belgiska kärnreaktorernas utformning med svarta styrstänger förbjöd den belgiska kärnsäkerhetsmyndigheten (AFCN/FANC) (13) fram till nyligen reglering av ekonomiska skäl. Reglering godtogs endast på grund av tekniska skäl eller på begäran av Belgiens systemansvariga för överföringssystemet (Elia) för att undvika strömavbrott (14).

(13)

Belgien uppger dock att man som svar på den allmänna utvecklingen på elmarknaderna och behovet av att införa flexibilitet i driften har genomfört studier om att tillåta vissa fall av reglering av ekonomiska skäl (ekonomisk reglering). År 2015 inledde Engie, Electrabel och de belgiska tillsynsmyndigheterna säkerhetsstudier (15) för att analysera vilka villkor som måste vara uppfyllda för att tillåta viss reglering av ekonomiska skäl, bl.a. genom att titta på hur sådan reglering påverkar kärnbränslet. I studien drogs slutsatsen att högst 30 ekonomiska regleringar per bränslecykel kunde godtas för Tihange 3 och Doel 4, under förutsättning att ett antal tekniska villkor – främst kopplade till uppvärmning och nedkylning av bränsleelementet – respekteras:

(14)

Dessutom skulle reglering inte vara möjlig under vissa perioder (17), t.ex.

(15)

Efter dessa studier gav AFNC/FANC operatören tillstånd att genomföra upp till 30 regleringar per cykel (18), vilket motsvarar det maximala antalet regleringar som kan utföras inom gränserna för den nuvarande driftslicensen. Givet dessa begränsningar påpekade Engie att varje beslut om reglering bedöms med försiktighet från operatörens sida eftersom det medför flera risker (t.ex. produktion av flytande avfall på grund av reglering, snabbare åldrande av anläggningarna, risk för automatisk nedstängning, potentiella skador som kan göra det omöjligt att återstarta reaktorn osv.) som är allmänt dokumenterade i akademisk litteratur (19).

(16)

Enligt Belgien (baserat på uppgifter från Electrabel) finns det i det nuvarande kunskapsläget inga tekniska lösningar för att öka flexibiliteten till en rimlig kostnad och inom en rimlig tidsram. Den tekniska uppgraderingen för att omvandla en baslastreaktor till en lastföljande anläggning och för att möjliggöra större flexibilitet skulle kräva att utformningen förändras i sin helhet och särskilt att reaktortryckkärlets huvud byts ut, något som är en väldigt tidskrävande och komplicerad procedur. Dessutom skulle det krävas nya säkerhetsanalysrapporter (SAR-studier) och en betydande ändring av driftslicensen som skulle behöva utfärdas av de belgiska kärnsäkerhetsmyndigheterna.

(17)

Dessutom förklarar Belgien (baserat på uppgifter från Electrabel) att reaktorernas flexibilitet även begränsas av bränslets särdrag och avbrottshanteringen:

(18)

Som beskrivs i avsnitt 2.1 i beslutet om att inleda förfarandet antog det belgiska federala parlamentet 2003 en lag som förbjöd uppförandet av nya kärnkraftsenheter i Belgien som syftar till industriell produktion av el genom kärnklyvning, och som begränsade driften av de redan befintliga reaktorerna till 40 år och därmed införde en utfasning av kärnkraften mellan 2015 och 2025 (2003 års lag, eller lagen om avveckling av kärnkraft) (23). I enlighet med vad som ursprungligen föreskrevs i lagen om avveckling av kärnkraft kopplades Doel 3 och Tihange 2 permanent bort från nätet den 23 september 2022 respektive den 31 januari 2023. Genom lagarna av den 18 december 2013 och den 28 juni 2015 (24) ändrades lagen om avveckling av kärnkraft och livslängden för de tre äldsta reaktorerna – Tihange 1, Doel 1 och Doel 2 – förlängdes med tio år, fram till den 30 september 2025, den 14 februari 2025 respektive den 30 november 2025 (den tioåriga förlängningen av livslängden) (25).

(19)

Enligt lagen om avveckling av kärnkraft skulle Doel 4 och Doel 3 stängas senast 2025. Till följd av detta har Engies strategiska mål för kärnenergiverksamheten sedan 2020 varit att i) dra sig ur kärnkraftsproduktionen i Belgien för att minska risken kopplad till företagets exponering för prisvolatilitet på marknaden i egenskap av kärnkraftsoperatör, och ii) inte längre ha kärnkraftsproduktion som en del av Engies huvudsakliga verksamhet. Sedan 2020 har detta tillbakadragande lett till att alla studier om förlängning vid dess kärnkraftverk (som alla ligger i Belgien) har stoppats. Engies finansiella meddelanden sedan 2020 har varit i linje med detta strategiska mål om tillbakadragande och har beaktats i de redovisningsantaganden som använts vid upprättande av koncernredovisningen, särskilt vid nedskrivningsprövningar (26).

(20)

Tabell 1 ger en översikt över de sju belgiska kärnreaktorerna, inklusive deras ägarstatus, nettokapacitet och ursprungliga avvecklingsdatum enligt lagen om avveckling av kärnkraft och dess efterföljande revideringar.

Tabell 1

Översikt över kärnkraftverk i Belgien

(21)

Den 18 mars 2022 beslutade den belgiska federala regeringen (nedan även kallad den belgiska regeringen) att ompröva avvecklingen av kärnkraft genom att tillåta en förlängning av driftstiden (långtidsdrift) för de två yngsta kärnreaktorerna, Doel 4 och Tihange 3, med en period på tio år (projektet för långtidsdrift). Belgiens beslut fattades mot bakgrund av det europeiska svaret på Rysslands krig mot Ukraina (inbegripet behovet av att EU:s medlemsstater minskar sin gasförbrukning och sitt beroende av gas) och den gaskris som det gav upphov till, samt de redan befintliga farhågorna om försörjningstryggheten i Belgien (se även avsnitt 2.4) med tanke på de ökade elektrifieringsbehoven (för att möjliggöra energiomställningen) och den låga tillgängligheten hos den franska kärnkraftsflottan 2021–2022 (på grund av oförutsedda korrosionsproblem och omfattande underhåll för att förlänga dess operationella livslängd) (27).

(22)

Därefter inledde den belgiska regeringen 2022 förhandlingar med den belgiska kärnkraftsoperatören Electrabel om genomförandet av förlängningen av livslängden. Skälen till att inte ha anordnat något anbudsförfarande, som meddelats av Belgien och som kommissionen inte ifrågasatte i beslutet om att inleda förfarandet, anges i skäl 38 i beslutet om att inleda förfarandet och omfattar följande:

(23)

Engie, Electrabels moderbolag, tvekade inledningsvis till att inleda förhandlingar med Belgien gällande projektet för långtidsdrift och hävdade att kärntekniken hade blivit för dyr och riskfylld, samt hänvisade till Engies avsikt att avsluta kärnkraftverksamheten i Belgien efter 2025 (se skäl 19). Den belgiska staten kom därför överens med Engie om att inrätta en mekanism för att på ett balanserat och öppet sätt dela risker och avkastning i samband med förlängningen av de två reaktorernas livslängd. Enligt Belgien klargjorde Engie redan från början att man utan en mekanism för riskdelning och ett avtal om kärnavfall från driften av de sju kärnkraftverken i Belgien inte skulle överväga en förlängning av de två kärnreaktorernas livslängd, som i sig skulle tvinga Engie att väsentligt ändra sin företagsstrategi och riskexponering (28).

(24)

Förhandlingsprocessen har beskrivits i detalj i avsnitt 3.1 i beslutet om att inleda förfarandet och ledde till att ett genomförandeavtal ingicks den 13 december 2023, med målsättningen att återuppta driften av de två reaktorerna före vintern 2025–2026. Som nämns i skäl 36 i beslutet om att inleda förfarandet består genomförandeavtalet av tre huvudkomponenter, alla med syftet att stödja genomförandet av projektet för långtidsdrift:

(25)

Genomförandeavtalet har ändrats två gånger under 2024 (29). Innehållet beskrivs mer ingående i avsnitt 3.

(26)

Några viktiga milstolpar i projektet för långtidsdrift är följande:

(27)

Detta innebär att elproduktionen under perioden 2026–2028 kommer att vara relativt låg på grund av fler planerade avbrott än vanligt vid de två reaktorerna under omstartsfasen (planerade avbrott kopplade till långtidsdriften (31)). De två reaktorernas driftavbrott under de planerade avbrotten kopplade till långtidsdriften förväntas vara 24 veckor per år och detta under de första tre åren efter reaktorernas omstartsdatum.

(28)

Utöver de planerade avbrotten kopplade till långtidsdriften förväntas ett årligt normalt avbrott för kärnkraftverk (planerade avbrott som inte är kopplade till långtidsdriften (32)) under hela förlängningen av livslängden (dvs. under omstartsfasen och driftfasen), fram till ett år innan verksamheten vid Doel 4 avslutas och fram till det sista verksamhetsåret för Tihange 3. Varje planerat avbrott som inte är kopplat till långtidsdriften förväntas pågå i sex veckor. Under de första tre åren efter omstarten av de två reaktorerna förväntas således reaktorerna stängas ned 30 veckor per år.

(29)

Utöver de planerade avbrotten (både avbrott kopplade till projektet för långtidsdrift och avbrott som inte är kopplade till projektet för långtidsdrift) kan det uppstå oplanerade och oförutsedda problem som kräver ytterligare nedstängning av de två reaktorerna. En frekvens på 10 % för oplanerade avbrott har antagits i den finansiella modell som användes vid undertecknandet, som ligger till grund för ersättningsavtalet (33). Detta innebär att målsättningen för både Doel 4 och Tihange 3 är en tillgänglighetsgrad på 90 % över tio års tid, utan beaktande av de två typerna av planerade avbrott.

(30)

Om man inkluderar alla schemalagda och icke schemalagda avbrott är målsättningen för tillgänglighetsgraden vid Doel 4 och Tihange 3 omkring 68,4 % respektive 67,4 %.

(31)

Den nominella elproduktionskapaciteten, den årliga elproduktionen och andelen i den nationella efterfrågan på el i Belgien för Doel 4 och Tihange 3, före och efter förlängningen av livslängden, sammanfattas i tabell 2. Som framgår av tabell 2 förväntas en fördubbling av de två reaktorernas uppskattade årliga elproduktion efter omstartsfasen.

Tabell 2

De viktigaste egenskaperna hos Doel 4 och Tihange 3 (före och efter långtidsdriften)

(32)

Som anges i skäl 17 i beslutet om att inleda förfarandet har den belgiska systemansvariga för överföringssystemet, Elia, sedan 2019 genomfört tre nationella studier om resurstillräcklighet (2019, 2021 och 2023), och i alla dessa identifierades ett behov av ny kapacitet före vintern 2025–2026 som följer av den (delvisa) avvecklingen av kärnkraft i Belgien, som inleddes med nedläggningen av Doel 3 och Tihange 2 år 2022 och 2023 (se tabell 1), och förstärks på grund av avvecklingen av värmeproduktionskapacitet i grannländerna och problem med de franska kärntekniska tillgångarna.

(33)

För att ta itu med dessa resurstillräcklighetsproblem inrättade Belgien en kapacitetsmekanism som godkändes av kommissionen 2021 och som har ändrats två gånger sedan dess (34). Kapacitetsmekanismen är en marknadsomfattande åtgärd som kompenserar anläggningarnas beredskap att leverera el under på förhand fastställda perioder, oavsett om de producerar el eller inte. Kapacitetsmekanismen syftar till att ta itu med resurstillräcklighetsproblem kopplade till el samtidigt som den stöder energiomställningen, och kommer att börja gälla från och med vintern 2025, vid den tidpunkt då de två reaktorerna förväntas starta om (se skäl 26).

(34)

Belgiens energimix domineras för närvarande av gas- och kärnkraftsbaserad elproduktion, även om andelen förnybara energikällor har ökat stadigt under de senaste åren. År 2023 var andelen kärnkraft, gas och förnybara energikällor i produktionsmixen 39,9 %, 21,4 % respektive 32,7 % (35).

(35)

Enligt Belgien är de viktigaste aktörerna på marknaden för elproduktion när det gäller installerad kapacitet ansluten till överföringsnätet Electrabel (9,3 GW 2023 – 65 %), Luminus (2,2 GW 2023 – 15 %), RWE (0,7 GW 2023 – 5 %), Eneco (0,7 GW 2023 – 5 %) och TotalEnergies (0,6 GW 2023 – 4 %). Belgien uppger att HHI-indikatorn (36) för marknadskoncentration minskade från 5 510 år 2016 till 4 431 år 2023, vilket delvis förklaras av den ökade utvecklingen av förnybara energikällor (sol- och vindkraft) via andra aktörer än de dominerande marknadsaktörerna (37).

(36)

Enligt Belgien är de viktigaste aktörerna inom elproduktion från anläggningar anslutna till överföringsnätet i Belgien Electrabel (39,1 TWh 2023 – 70 %), Luminus (6,8 TWh 2023 – 12 %), Eneco (2,5 TWh 2023 – 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh 2023 – 4 %) och RWE (2 TWh 2023 – 4 %). Belgien uppger att HHI-indikatorn för marknadskoncentration minskade från 6 372 år 2016 till 5 143 år 2023 tack vare den ökade elproduktionen från förnybara energikällor (38).

(37)

Enligt Belgien fanns det totalt 16 elleverantörer på slutkundsmarknaden i Belgien år 2023. Huvudleverantörerna när det gäller levererad el är Electrabel (47 % 2023), Luminus (18,2 % 2023), TotalEnergies (5,5 % 2023) och Eneco (5,3 % 2023); många aktörer är mycket små (39).

(38)

Förlängningen av de två reaktorernas livslängd kommer att underlätta utvecklingen av en näringsverksamhet och bidra till att åtgärda Belgiens resurstillräcklighetsproblem (se avsnitt 2.4). Dessutom uppger Belgien att förlängningen av kärnreaktorernas livslängd också syftar till att minska beroendet av import i allmänhet och importerade fossila bränslen (i linje med REPowerEU-målen) i synnerhet, vilket också bidrar till utfasningen av fossila bränslen i det belgiska elsystemet samt till att tillhandahålla baslastkapacitet i samband med ett ökat elektrifieringsbehov i Belgien inom den närmaste framtiden.

(39)

Belgien uppger att syftet med stödåtgärden är att avhjälpa ett antal marknadsmisslyckanden som hindrar Electrabel från att fortsätta driva kärnreaktorerna i Belgien utan ytterligare bidrag från den belgiska regeringen (40).

(40)

Mot bakgrund av dessa allmänna marknadsmisslyckanden i samband med koldioxidsnåla investeringar på elmarknaderna, och de ytterligare risker som en kärnkraftsoperatör exponeras för, menar Belgien att det behövs ett åtagande från den belgiska regeringen om att stödja förlängningen av de två reaktorernas livslängd. Belgien hävdar därför att syftet med den anmälda åtgärden är att avhjälpa dessa marknadsmisslyckanden.

(41)

Som svar på de tvivel som kommissionen uttryckte i sitt beslut om att inleda förfarandet (se avsnitt 3.8) ändrade Belgien vissa delar av åtgärden.

(42)

Dessa ändringar gäller särskilt följande:

(43)

Ovannämnda ändringar beskrivs i detalj i avsnitt 3.3 av detta beslut.

(44)

I detta underavsnitt beskrivs de olika komponenterna i stödpaketet för projektet för långtidsdrift, inklusive de ändringar som Belgien har gjort till följd av de tvivel som kommissionen gav uttryck för i beslutet om att inleda förfarandet (se avsnitten 3.3.1, 3.3.2 och 3.3.3), samt de alternativa finansieringsalternativ som Belgien har övervägt (se avsnitt 3.3.4).

(45)

En uppsättning finansiella stödmekanismer har planerats för att möjliggöra finansiering av en snabb och säker förlängning av de två kärnreaktorernas livslängd. Alla delåtgärder i komponent 1 beskrivs i detalj i resten av detta avsnitt.

(46)

Under den formella granskningen lade Belgien fram motiveringen bakom alla delar av det finansiella stödet:

(47)

Som nämns i skäl 22 ledde den strikta tidsplanen för omstarten av de två reaktorerna till att kärnkraftsoperatören, Electrabel, identifierade och kom överens med Belgien om att man skulle inleda viss utvecklingsverksamhet som krävs för att de två reaktorerna ska kunna omstartas i tid och som är nödvändig för att uppfylla säkerhetsmyndighetens krav och förväntningar innan den slutliga transaktionen inleds. Denna utvecklingsverksamhet har fastställts i det gemensamma utvecklingsavtalet som senast ändrades den 18 juli 2024 (det gemensamma utvecklingsavtalet++) (44).

(48)

I det gemensamma utvecklingsavtalet++ fastställs de villkor enligt vilka Belgien förfinansierar Electrabels kostnader och utgifter för utvecklingsverksamheten (45) till dess att alla nödvändiga lagändringar har antagits och trätt i kraft (lagstiftningsvillkoret). Kort efter att ha uppfyllt lagstiftningsvillkoret (den 15 juli 2024) började Electrabel att finansiera sina egna kostnader och utgifter för utvecklingsverksamheten och kommer att fortsätta göra det till dess Electrabels finansiering motsvarar det belopp som förfinansierades av den belgiska staten (detta förväntas vara i början av 2025), varefter Electrabel och den belgiska staten kommer att finansiera kostnaderna och utgifterna för utvecklingsverksamheten med en kostnadsfördelning på 50/50.

(49)

Belgien uppger att den belgiska statens förhandsfinansiering av kostnader och utgifter för utvecklingsverksamhet är begränsad till de kostnader och utgifter som Electrabel faktiskt står för (ska bära), vilket motsvarar 89,807 % av de totala kostnaderna för utvecklingsverksamheten. En kontrollmekanism har inrättats, samt en slutavräkning i slutet av avtalsperioden. Belgien hävdar också att finansieringsarrangemangen inom ramen för det gemensamma utvecklingsavtalet++ följer principerna om armlängd och valuta för pengarna.

(50)

Den belgiska staten kommer tillsammans med kärnkraftsoperatören Electrabel att investera i ett samriskföretag med namnet BE-NUC, som kommer att äga 89,807 % av de två reaktorerna (vilket är Electrabels nuvarande ägande). Återstående 10,193 % av de två reaktorerna kommer att fortsätta ägas av Luminus. Electrabel och den belgiska staten kommer att äga 50 % vardera av BE-NUC och har lika stora andelar i fråga om finansiellt deltagande (avsättning av eget kapital och aktieägarlån) och andel av intäkterna från energiförsäljningen. BE-NUC kommer i egenskap av delägare att stå för 89,807 % av de investeringar som krävs för att förlänga verksamheten, och den belgiska staten kommer därför indirekt att stå för 44,9035 % av investeringskostnaderna i samband med projektet för långtidsdrift. Återstående 10,193 % kommer att bäras av Luminus.

(51)

Electrabel är och kommer att förbli den enda operatören av de två kärnreaktorerna genom ett avtal om drift och underhåll (se avsnitt 3.3.1.4). BE-NUC kommer inte att bli en kärnkraftsoperatör, utan kommer att ha kontrollrättigheter över driftskostnaderna genom avtalet om drift och underhåll.

(52)

Belgien uppgav att man inte förväntar sig någon möjlighet att öka utlandsskulderna för att finansiera projektet för långtidsdrift. Projektet för långtidsdrift kommer i sin helhet att finansieras av dess aktieägare med eget kapital och aktieägarlån (se avsnitt 3.3.1.2.2 nedan).

(53)

Den belgiska staten kommer inte att köpa ett innehav som delägare i de två reaktorerna, utan en överföring (partiell delning av de relevanta tillgångarna) görs från Electrabel till samriskföretaget enligt de steg som beskrivs i skäl 49 i beslutet om att inleda förfarandet.

(54)

Electrabel kommer att överföra sina 89,807 % av äganderätten till de två reaktorerna (liksom tillhörande tillstånd och andra nödvändiga tillgångar) till BE-NUC i utbyte mot att BE-NUC-aktierna fördelas till Engie (som vid den tidpunkten var Electrabels enda aktieägare). Electrabels bidrag till BE-NUC kommer att värderas med hänsyn till byggnadens skrotvärde, markens värde och värdet på fasta anläggningar, som beskrivs i skäl 51 i beslutet om att inleda förfarandet.

(55)

Denna värdering av Electrabels bidrag återspeglas i inköpspriset på 24,7 miljoner euro (med förbehåll för justeringar) som den belgiska staten ska betala för att förvärva nya aktier och behålla en andel på 50 % i BE-NUC. Styrelsen för BE-NUC kommer att begära att en (lagstadgad) revisor eller en auktoriserad revisor upprättar en rapport om apportegendomen, med en särskild bedömning av den värdering som tillämpas och de värderingsmetoder som använts för detta ändamål.

(56)

Belgien hävdar att värderingen av tillgångar inte har någon inverkan på analysen av det kontrafaktiska scenariot och lade fram bevis för att överföringen av tillgångar (byggnader och mark) inom ramen för projektet för långtidsdrift är neutral. Enligt Belgien säkerställer användningen av försiktiga metoder för värdering av tillgångar (baserat på skrot eller verkligt värde) att Engie inte drar någon fördel av överföringen av tillgångar.

(57)

Dessutom motsvarar de fasta installationerna utrustning för långtidsdrift, som köps in inom ramen för tjänsterna kopplade till långtidsdrift, drifts- och underhållstjänsterna samt tjänsterna för gemensam utveckling, och som installerades och införlivades vid de två reaktorerna före den partiella delningen. Av skäl som är kopplade till belgisk egendomsrätt och för att undvika dubbelräkning betalas inte dessa specifika delar av utrustningen för långtidsdrift direkt, utan beaktas i den partiella delningen tillsammans med marken och byggnaderna. Dessutom bekräftar Belgien att de relaterade kassaflödena för dessa delar av utrustningen för långtidsdrift redan återspeglas i den finansiella modell som användes vid undertecknandet.

(58)

Ett aktieägaravtal ingicks mellan Electrabel, den belgiska regeringen och BE-NUC för att inrätta bolagsstyrelsen för BE-NUC och var och en av aktieägarnas rättigheter. Enligt detta avtal består BE-NUC:s styrelse av fyra styrelseledamöter: två som utses efter nominering av den belgiska regeringen och två som utses efter nominering av Electrabel. BE-NUC:s ordförande och finansdirektör kommer alltid att vara styrelseledamöter som utsetts av den belgiska regeringen. Beslutsförhet i styrelsen uppnås med enkel majoritet och styrelsens beslut röstas igenom med enkel majoritet. Bestämmelser om intressekonflikter har införts.

(59)

Som nämns i skäl 55 i beslutet om att inleda förfarandet kommer icke-europeiska tillgångar som för närvarande innehas av Electrabel att överföras till Engie. Som moderbolag till Electrabel garanterar Engie att tillgångar till ett värde av minst 4 miljarder euro finns kvar i Electrabel vid tidpunkten för transaktionens avslutande (baserat på ett värde på det egna kapitalet beräknat den 30 juni 2023). Efter avslutandet gäller dessutom andra skyddsåtgärder, t.ex. en fortsatt och förstärkt övervakning av kärnkraftsoperatörens finansiella ställning som CPN/CNV ansvarar för, samt den obegränsade och oåterkalleliga moderbolagsgaranti som Engie beviljat för vissa av kärnkraftsoperatörens skyldigheter.

(60)

Belgien gör gällande att samriskföretaget utgör en investering på lika villkor, eftersom de två aktieägarna ingår i samriskbolaget på lika villkor och, som aktieägare, med lika hög risk och avkastning.

(61)

Den belgiska statens roll som aktieägare förutsätter bl.a. finansiering av BE-NUC:s kapitalutgifter och driftskostnader, förvaltning av aktier och utövande av aktieägarrättigheter (t.ex. rösträtt) samt stöd från BE-NUC:s två styrelseledamöter som utses efter nominering av belgiska staten (se skäl 58).

(62)

Aktieägartillskottet består av följande:

(63)

Belgien förklarar att villkoren för Electrabels aktieägarlån och den belgiska statens aktieägarlån är identiska. Båda aktieägarlånen kommer att beviljas på marknadsmässiga villkor till räntesatser som ännu inte har fastställts, men som enligt aktieägarlåneavtalen kommer att fastställas av BE-NUC:s styrelse i enlighet med aktieägaravtalet med hänvisning till rådande marknadsräntor och eventuell jämförbar tredjepartsfinansiering som finns tillgänglig vid den aktuella tidpunkten. Enligt det förfarande som överenskommits mellan den belgiska regeringen och Engie har Engie utarbetat en villkorsförteckning för båda aktieägarlånen. I villkorsförteckningen beskrivs metoden för att fastställa räntesatsen. Belgien uppger att denna metod är förenlig med Engies policy för internprissättning av lån och att den är förenlig med OECD:s BEPS-princip (46), vilket säkerställer att den ränta som fastställs är armlängdsmässig. Enligt villkorsförteckningen förväntas räntesatsen vara en rörlig ränta, fastställd till 6-månaders Euribor (med undre gräns 0 %) plus en förväntad marginal på cirka [0–3] %.

(64)

Belgien hävdar att införandet av ett aktieägarlån utöver kapitaltillskottet följer av finansiella och transaktionsmässiga överväganden. Å ena sidan ger tillhandahållandet av aktieägarlån mer flexibilitet i utformningen av kreditutnyttjandet och återbetalningsplanerna. I synnerhet kan bestämmelser om återbetalning av lån komma att antas med färre regleringsmässiga begränsningar än utbetalning av utdelning eller återbetalning av eget kapital. Å andra sidan kan lånet optimera den finansiella strukturen med avseende på beskattningsbar inkomst (upp till 30 % av EBITDA kan lösas in för att dra av ränta).

(65)

Baserat på preliminära beräkningar i den finansiella modell som användes vid undertecknandet uppgår det totala aktieägartillskottet (kapitaltillskott och aktieägarlån) till [2 000–2 500] miljoner euro (47), som ska tillhandahållas till 89,807 % av både den belgiska regeringen och Electrabel på lika villkor i form av […] avbetalningar från […] till […] för att finansiera bl.a. kapitalutgifter för projektet för långtidsdrift (återstående 10,193 % finansieras av Luminus). Aktieägartillskottet ska betalas tillbaka till BE-NUC.s aktieägare genom en rad minskningar av aktiekapitalet och återbetalning av aktieägarlånet, och ersättas genom utdelningar och ränta på aktieägarlånen. Uppdelningen av aktieägartillskottet ([2 000–2 500] miljoner euro) i kapitaltillskott och aktieägarlån har ännu inte beslutats.

(66)

Belgien gör gällande att aktieägarnas finansieringsskyldighet och aktieägarlånet kan betraktas som likställd finansiering, och att aktieägarlånet kommer att beviljas på marknadsvillkor så att aktieägarfinansieringen inte ger stödmottagarna en selektiv fördel.

(67)

Ett ersättningsavtal har ingåtts mellan BE-NUC, Luminus och motparten i ersättningsavtalet, som kommer att vara en självständig tjänst med bokföringsmässig självständighet inom den belgiska staten (BE-WATT). Ersättningsavtalet syftar till att ta itu med osäkerheten kring marknadspriserna och minska risken kopplad till intäkterna från projektet för långtidsdrift för de två reaktorernas ägare, BE-NUC och Luminus. BE-NUC och Luminus bör därigenom få tillräckliga intäkter från driften av de två reaktorerna för att säkerställa säker och tillförlitlig drift samt ekonomisk bärkraft, samtidigt som aktieägarna kan tillgodogöra sig en marknadsmässig avkastning på sitt kapital.

(68)

Belgien klargör särskilt att finansieringsprinciperna för transaktionen är följande:

(69)

De finansiella stödmekanismerna (differenskontraktet, betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning samt lånen för nedstängningskostnader) förklaras närmare i avsnitten 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 och 3.3.1.3.4.

(70)

Generellt sett är (målet för) internräntan den minimiavkastning som investerare godtar som kompensation för en viss risknivå i ett investeringsprojekt. Målet för internräntan kallas ofta för en tröskelnivå, dvs. den nivå som ett projekts internränta måste nå eller överskrida innan projektet kommer att genomföras. I teorin motsvarar tröskelnivån summan av kapitalkostnaden (t.ex. vägd genomsnittlig kapitalkostnad – WACC) och en tröskelpremie. Med andra ord är det en kombination av avkastningen från jämförbara projekt/tillgångar och justeringar för anpassning till en specifik riskprofil, inbegripet projektspecifika premier för att täcka ytterligare, icke-diversifierbara risker.

(71)

I detta fall motsvarar den totala utjämnade kostnaden för att producera energi miniminivån för det genomsnittliga elpriset (eller lösenpriset i differenskontraktets utformning) som måste erhållas för att projektet för långtidsdrift ska uppnå målet för internräntan. Som nämns i skäl 72 i beslutet om att inleda förfarandet fastställdes det preliminära lösenpriset i den finansiella modell som användes vid undertecknandet, baserat på antagandet om en kostnad för att modernisera de två reaktorerna på omkring [2–2,5] miljarder euro, till [80–90] euro per MWh (2022 års värden). Belgien uppger att när det gäller tillämpningen av den (förstärkta) mekanismen för delning av vinst och förlust (justeringen av marknadsprisrisken) kan lösenpriset, baserat på den finansiella modell som användes vid undertecknandet, variera från [80–90] euro per MWh till [80–90] euro per MWh (2022 års värden).

(72)

Belgien anser att målet för internräntan ger en konservativ avkastningsgrad med tanke på riskexponeringen i projektet för långtidsdrift, på grundval av i) en riktmärkning av avkastningen för andra kärnkraftsinvesteringar globalt och andra tillgångar i energisektorn i Belgien (se avsnitt 3.3.1.3.1.1), ii) en bedömning av BE-NUC:s kapitalkostnad (både WACC och kostnaden för eget kapital) baserat på prissättningsmodellen för kapitaltillgångar (CAPM) (se avsnitt 3.3.1.3.1.2) samt iii) en simulering av den förväntade internräntan som justerats mot marknadsprisrisken med hänsyn till uppdaterade marknadsförhållanden, som visar att den förväntade internräntan för projektet för långtidsdrift har minskat jämfört med tidpunkten för förhandlingarna om genomförandeavtalet (se avsnitt 3.3.1.3.1.3).

(73)

Belgien tillhandahöll ett internationellt riktmärke för målnivåerna för avkastning och kapitalkostnader för företag som driver kärnkraftverk i olika geografiska områden, liksom gaseldade kraftverk som ersätts genom den belgiska kapacitetsmekanismen samt företag som driver andra typer av infrastruktur för överföring och lagring av energi i Belgien. Riktmärkningen finjusterades efter antagandet av beslutet om att inleda förfarandet, särskilt när det gäller en närmare beskrivning av regelverkens karaktär och eventuella ytterligare system som påverkar riskfördelningen för de företag och projekt som beaktas. Tabell 3 ger en översikt över den offentliga målavkastningsgraden eller uppskattad WACC för de projekt och företag som används som riktmärke.

Tabell 3

Offentliga uppskattningar av WACC för projekt/företag som används som riktmärke

(74)

Tabell 4 ger en översikt över riskhanteringskomponenter i de projekt eller företag som används som riktmärke.

Tabell 4

Riskhanteringskomponenter i projekt/företag som används som riktmärke

(75)

Enligt Belgien belyser denna riktmärkning följande tre faktorer:

(76)

Belgien anser därför att målet för projektets internränta på 6–8 % ligger inom det sannolika intervallet för marknadsbaserad avkastning som inte kommer att leda till överkompensation.

(77)

Utöver riktmärkningen lämnade Belgien in en bedömning av kapitalkostnaden med hjälp av två mått, WACC och kostnad för eget kapital utan skuldsättning (eftersom BE-NUC inte är skuldfinansierat) för att bekräfta att målet för internräntan på 7 % ligger inom det sannolika intervallet för marknadsmässig avkastning.

(78)

Belgien erhöll uppskattningar för WACC och kostnad för eget kapital utan skuldsättning på mellan 6,2 och 7,4 % (vilket motsvarar en riskpremie för projektet på 3,1–4,3 % över den riskfria räntan). Enligt Belgien visar och bekräftar detta ytterligare att målet för internräntan på 7 % är proportionell och inte leder till överkompensation. I avsnitten nedan förklaras mer ingående hur intervallet för WACC och kostnad för eget kapital uppskattades.

(79)

Det första måttet som används för att uppskatta kapitalkostnaden är WACC, som motsvarar den lägsta avkastningsgrad projektet måste erbjuda för att dra till sig kapital. Denna minimiavkastning motsvarar den avkastning som potentiella investerare skulle kunna få om de beslutade sig för att investera i ett annat projekt med motsvarande egenskaper vad gäller kassaflöde, tidpunkt och risk. WACC efter skatt beräknas med följande formel:

(80)

WACC är således summan av i) kostnad för eget kapital viktat i förhållande till marknadsvärdet av eget kapital inom det totala kapitalet (wE) och ii) lånekostnad (efter skatt) viktat efter den andel skuldernas marknadsvärde har i det totala kapitalet (1-wE). Kostnaden för eget kapital beräknas på grundval av prissättningsmodellen för kapitaltillgångar (CAPM), en standardmodell för att mäta den avkastning en investerare kräver för att täcka alternativkostnaden för kapitalets tidsvärde över en viss investeringshorisont (den riskfria räntan) samt för exponeringen för marknadsrisk (51). Exponeringen för marknadsrisk fångas upp av betavärdet för eget kapital (β E ). På grund av parametrarnas volatilitet beräknades indatan för CAPM i intervall.

(81)

När det gäller beräkningen av betavärdet för eget kapital inklusive skuldsättning hävdar Belgien att eftersom samriskföretaget är ett nytt och privatägt företag som innehar två befintliga kärnreaktorer med långtidsdrift och en förväntad produktion på tio år, kan dess beta inte beräknas utifrån marknadsuppgifter eller historiska uppgifter och måste därför uppskattas med hjälp av en grupp jämförbara börsnoterade företag. Eftersom det inte finns några jämförbara allmännyttiga företag som till 100 % exponeras mot kärnkraftsproduktion använde Belgien i stället ett urval bestående av fem börsnoterade europeiska allmännyttiga företag som hade den största exponeringen mot kärnverksamhet, dvs. jämförbara projekt med 15–65 % produktion från kärnkraftverk, inom en diversifierad portfölj (se tabell 5).

Tabell 5

Betavärden för tillgångar hos jämförbara allmännyttiga företag med varierande exponering mot kärnkraft

(82)

Belgien förklarade att vart och ett av de allmännyttiga företagen är ett diversifierat börsnoterat allmännyttigt företag med en betydande exponering mot nättillgångar med en regleringsmässig tillgångsbas och/eller förnybara energitillgångar som erhåller stöd; detta till skillnad från samriskföretaget som är en privat enhet med en 100-procentig exponering mot kärnkraft som omfattas av ersättningsavtalet. En uppskattning av systemrisker utifrån dessa jämförbara företag skulle därför sannolikt innebära en underskattning av systemrisken för BE-NUC.

(83)

Belgien använde parametrarna från tabell 6 i WACC-formeln, och baserat på dessa och ytterligare indata som observerats under 2023 erhöll man en teoretisk WACC som ligger i intervallet 6,2–7,4 %, inklusive en premie på 3,1–4,3 % över den riskfria räntan.

Tabell 6

BE-NUC:s uppskattade WACC och de viktigaste underliggande parametrarna

(84)

Den andra metoden bygger på kostnad för eget kapital, som mäter den avkastningsgrad som krävs för aktieägarna förutsatt att det inte finns någon skuldfinansiering, vilket är fallet för projektet för långtidsdrift. Även om metoden för att beräkna kostnad för eget kapital också använder CAPM utgår den från den obelånade kostnaden för eget kapital (dvs. utan skuldsättning) (52). Kostnad för eget kapital utan skuldsättning beräknas enligt följande

(85)

Följande metod användes för att uppskatta varje parameter i ekvationen för kostnaden för eget kapital (se tabell 7):

(86)

Genom att använda ovanstående uppskattningar i ekvationen för kostnaden för eget kapital erhålls en beräknad kostnad för eget kapital utan skuldsättning i intervallet 6,2–7,5 % (se tabell 7), inklusive en premie på 3,1–4,3 % över den riskfria räntan; detta är i linje med de resultat som erhölls för WACC.

Tabell 7

Beräkningar av BE-NUC:s kostnad för eget kapital utan skuldsättning och underliggande parametrar (fullständigt intervall)

(87)

Med beaktande av de parametrar som uppskattas ovan (för möjliga intervall under 2023) uppskattar Belgien tre sannolika scenarier för kostnaden för eget kapital utan skuldsättning vid tidpunkten för avtalet mellan parterna 2023, motsvarande ett intervall på 6,8–7,3 % (se tabell 8).

Tabell 8

Tre scenarier för BE-NUC:s kostnad för eget kapital utan skuldsättning (minskat intervall)

(88)

Belgien medger att CAPM-metoden för att uppskatta BE-NUC:s kapitalkostnader har sina begränsningar på grund av avsaknaden av direkt jämförbara börsnoterade företag och de särskilda egenskaperna hos projektets riskprofil och finansieringsstrategi (54). Belgien framhåller särskilt kärnenergisektorns särdrag och den begränsade jämförbarheten med andra grupper av tillgångar.

(89)

Dessutom diskuterar Belgien olika premier som investerare i praktiken normalt kräver för att investera i jämförbara långsiktiga investeringsprojekt, utöver det WACC-värde som beräknas enligt CAPM-metoden. Belgien lägger fram en möjlig motivering till behovet av att redovisa denna premie utöver WACC-beräkningen när det gäller risken vid kapitalbindning i långsiktiga investeringsprojekt som inte kan diversifieras, och som inte kompenseras enligt CAPM (55). Ett annat argument som lades fram för att motivera behovet av att redovisa en premie gäller dessutom bristen på kapital för att uppnå energipolitiska mål i Europa, eftersom det råder betydande konkurrens om investeringar bland tillgängliga projekt, vilket ökar den avkastningsgrad som krävs för att locka kapital. Belgien hävdar att det är allmän praxis bland allmännyttiga företag att lägga till en premie på 1,5–4 % och ger några exempel för att bevisa detta (56). Slutligen uppger Belgien även att en annan motivering för att redovisa en finansieringspremie utöver WACC-uppskattningen är illikviditetspremierisken (57), med tanke på investeringens karaktär, något som stöds av både akademiska studier (som pekar på ett relevant intervall på 0,7–7,3 %) (58) och aktörer inom branschen (59). Dessa premier skulle kunna läggas till uppskattningarna av WACC eller kostnaden för eget kapital enligt CAPM-metoden, såsom förklaras i tidigare avsnitt, och motivera Belgiens argument att internräntan är en konservativ avkastningsgrad med tanke på projektets riskexponering.

(90)

Belgien förklarar att justeringen av marknadsprisrisken får till följd att målet för internräntan efter denna justering varierar dynamiskt mellan 6 och 8 %. Belgien gör gällande att även om målet för internräntan fastställs till 7 % före justeringen av marknadsprisrisken innebär rådande marknadsförhållanden (med lägre förväntade marknadspriser än vid tidpunkten för den finansiella modell som användes vid undertecknandet) att en lägre internränta kan förväntas än vad som uppskattades vid tidpunkten för förhandlingarna om ersättningsavtalet.

(91)

För att visa detta lämnade Belgien in en analys av marknadsförväntningarnas utveckling under perioden 2025–2035 efter förhandlingarna om ersättningsavtalet, baserat på olika källor, och dessa reviderade prognosers inverkan på den förväntade internräntan för projektet för långtidsdrift (genom justering av marknadsprisrisken).

(92)

Figur 1 visar de ursprungliga priskurvorna i slutet av 2023 (dvs. när avtalen undertecknades). Över de olika prisprognoserna börjar marknadspriserna (i det centrala scenario som illustreras med heldragna linjer) med ett värde på 120 euro per MWh år 2025 och sjunker till ett genomsnittligt värde på 87 euro per MWh under perioden fram till 2033.

Figur 1

Ursprungliga baslastpriskurvor i den finansiella modell som användes vid undertecknandet (euro/MWh) (2022 års värden)

(93)

Figur 2 visar att elprisprognoserna i det aktuella centrala scenariot (60), visat med heldragna linjer, har minskat jämfört med dem som användes vid tidpunkten för den finansiella modell som användes vid undertecknandet. […] prisprognos i det centrala scenariot under fjärde kvartalet 2022, som bland annat används som referenskurva i den finansiella modell som användes vid undertecknandet, visas t.ex. med en röd prickad linje i detta diagram. Även om priserna i slutet av 2022 beräknades till 120 euro per MWh 2025 beräknas de för närvarande till 85 euro per MWh eller ännu lägre 2025. Marknadsutvecklingen sedan 2022 har minskat de beräknade grossistpriserna på el under det kommande årtiondet, särskilt på grund av sjunkande råvaruprisprognoser (gas och koldioxid), bland annat. Figur 2 visar också att de nuvarande prognoserna för det centrala scenariot förutspår relativt oförändrade priser mellan 2025 och 2035, från 69 till 86 euro per MWh.

Figur 2

Baslastpriskurvor uppdaterade hösten 2024 (euro/MWh) (2022 års värden)

(94)

På grundval av ovanstående drar Belgien slutsatsen att förväntningarna på marknadspriserna har sänkts.

(95)

Belgien uppger att det grå område som visas ovan visar priskorridoren (som ursprungligen planerades i ersättningsavtalet) för justeringar av marknadsprisrisken med avseende på målet för internräntan, dvs. det marknadsprisintervall inom vilket målet för internräntan justeras (61). De minskade förväntningarna på marknadspriset tyder följaktligen på en minskning av den förväntade internräntan, justerad enligt marknadsprisrisken. Enligt de parametrar för justering av marknadsprisrisken som ursprungligen föreskrevs i avtalet skulle den förväntade internräntan för projektet för långtidsdrift under tredje kvartalet 2024 beräknas till 6,7 % (om alla antaganden från den finansiella modell som användes vid undertecknandet uppfylls). Med de uppdaterade parametrarna för justering av marknadsprisrisken (se avsnitt 3.3.1.3.2), som gör BE-NUC:s intäkter och internränta mer känsliga för marknadsprisförhållanden, skulle den förväntade internräntan minskas till 6,5 % (om alla antaganden från den finansiella modell som användes vid undertecknandet uppfylls) med beaktande av samma prisprognoser (se tabell 9).

Tabell 9

Förväntad internränta (med ursprunglig och uppdaterad justering av marknadsprisrisken) jämfört med målsättningen för internräntan (tredje kvartalet 2024)

(96)

Differenskontraktet kommer att tillämpas mellan den belgiska staten och BE-NUC samt mellan den belgiska staten och Luminus, den andra delägaren i de två kärnreaktorerna. Det innebär att ett fördefinierat målpris (lösenpriset), som kommer att indexeras under hela avtalsperioden för ersättningsavtalet, kommer att garanteras av den belgiska staten för den sammanlagda elproduktionen från de två reaktorerna. Om marknadsreferenspriset är högre än lösenpriset kommer BE-NUC och Luminus att betala den positiva skillnaden multiplicerad med den faktiska uppmätta produktionen till den belgiska staten. Om marknadsreferenspriset är lägre kommer den negativa skillnaden multiplicerad med den faktiska uppmätta produktionen att betalas av den belgiska staten till BE-NUC och Luminus. Dessa differensbetalningar ska betalas ut från och med det första effektdatumet (det datum då den berörda reaktorn tillför el till högspänningsnätet för första gången efter det ursprungliga rättsliga slutdatumet) och ska göras i proportion till BE-NUC:s och Luminus andel av den el som genereras av de två reaktorerna.

(97)

De viktigaste parametrarna i differenskontraktet är följande:

(98)

Enligt Belgien är det, på grundval av en oberoende analys av Compass Lexecon (62), lämpligt att först använda dagen före-marknaden som marknadsreferenspris i differenskontraktet för projektet för långtidsdrift, särskilt under perioden med arbeten kopplade till långtidsdriften (omstartsfasen fram till den 31 december 2028). Dessutom hävdar Belgien att den flexibilitet som är inbyggd i ersättningsavtalet ger möjlighet att använda andra marknadsreferenspriser under avtalets löptid, beroende på utvecklingen av den belgiska marknadens situation och behov, samtidigt som balansen mellan risk och avkastning i den ursprungliga utformningen av differenskontraktet bibehålls. Belgien motiverar även användningen av dagen före-marknaden med följande:

(99)

En undersökning om BE-WATT:s strategi för att hantera marknadsrisk (BE-WATT är motparten i differenskontraktet) har beställts av den federala offentliga förbundstjänsten för ekonomi, SPF Economie. Den pågående undersökningens syfte är att vidta förberedande åtgärder för driften av BE-WATT, specifikt när det gäller denna enhets riskhanteringsuppgift. I detta ingår särskilt följande:

(100)

I egenskap av motpart i ersättningsavtalet kan den belgiska regeringen ompröva det ursprungliga valet av marknadsreferenspris upp till tre gånger under avtalets löptid, med förbehåll för BE-NUC:s och Luminus godkännande, från och med slutet av den inledande perioden med arbeten kopplade till långtidsdriften, t.ex. beroende på utvecklingen av den belgiska marknadens situation och behov, samtidigt som balansen mellan risk och avkastning i den ursprungliga utformningen av differenskontraktet bibehålls.

(101)

Lösenpriset kommer att indexeras årligen med hänvisning till en viktad indexberäkning, och kan ändras vid vissa tidpunkter:

(102)

Lösenpriset kommer att beräknas med hjälp av uppgifter från den detaljerade finansiella modell som kommer att utarbetas och uppdateras av BE-NUC inom ramen för de parametrar som anmälts av Belgien. Den finansiella modellen (och eventuella uppdateringar av den) måste godkännas av motparten i ersättningsavtalet. Om ett sådant godkännande inte ges får BE-NUC och motparten i ersättningsavtalet hänskjuta fastställandet av en sådan finansiell modell till en oberoende sakkunnig i enlighet med ett särskilt förfarande för fastställande av sakkunniga.

(103)

Belgien hävdar att differenskontraktet minskar BE-NUC:s exponering för marknadsrisk och variationer i marknadspriset.

(104)

Belgien hävdar att även om differenskontraktet minskar BE-NUC:s exponering för marknadsrisk och variationer i marknadspriset innehåller det mekanismer för riskdelning som bör säkerställa att BE-NUC ändå exponeras för viss marknadsrisk och incitament. Ersättningsavtalet innehåller framför allt en mekanism för delning av vinst och förlust (justeringen av marknadsprisrisken) när marknadspriserna visar sig vara lägre eller högre än lösenpriset.

(105)

Syftet med justeringen av marknadsprisrisken är att uppmuntra BE-NUC att optimera sin kostnadsstruktur innan lösenpriset fastställs och revideras (2025/2029), maximera reaktorernas produktion när högre priser förväntas och elsystemet är nära brist samt minska exceptionella vinster.

(106)

Justeringen av marknadsprisrisken härleds och beräknas enligt följande:

(107)

I den ursprungliga utformningen av justeringen av marknadsprisrisken (den ursprungliga justeringen av marknadsprisrisken) delades intervallet mellan lösenpriset och det övre (respektive lägre) tröskelvärdet upp i 30 positiva (respektive negativa) värden för justering av marknadsprisrisken. Jämfört med den ursprungliga justeringen av marknadsprisrisken utlöses den uppdaterade justeringen av marknadsprisrisken snabbare, dvs. mekanismen för delning av vinst och förlust motsvarar en marknadspriskorridor med intervaller på ± 20 % i stället för ± 30 %.

(108)

Belgien hävdar därför att den (uppdaterade) justeringen av marknadsprisrisken ger BE-NUC starka(re) incitament för följande åtgärder:

(109)

Dessutom uppger Belgien att enligt den ändrade utformningen av differenskontraktet överförs befogenheten att fatta beslut om när ekonomisk reglering ska ske till partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster (se avsnitt 3.3.1.5). Ersättningen enligt avtalet om energiförvaltningstjänster kommer inte bara att fastställas som ursprungligen var planerat, utan kommer utöver en fast andel att vara rörligt och därmed uppmuntra till att på bästa sätt utnyttja det begränsade antalet regleringar på 30 per bränslecykel (se skäl 13). Jämfört med den ursprungliga utformningen av differenskontraktet, där beslut om reglering skulle tas på grundval av ett fast tröskelvärde för reglering, har den ändrade utformningen av differenskontraktet inget sådant fast tröskelvärde utan uppmuntrar till att reglering ska ske när det lönar sig bäst (dvs. när priserna förväntas vara djupt negativa under en tillräckligt lång tid). Ersättningen enligt avtalet om energiförvaltningstjänster beskrivs i avsnitt 3.3.1.5.2.

(110)

Belgien hävdar slutligen att på grund av anledningarna som anges i skäl 80 i beslutet om att inleda förfarandet är differenskontraktet ett lämpligt och proportionellt instrument för att hantera de identifierade marknadsmisslyckanden och risker som är utmärkande för kärnkraft, och därigenom uppnå åtgärdens mål samtidigt som effektiva marknadssignaler bibehålls. Belgien förtydligar att intäkter från differenskontraktet kommer att gå in i den allmänna statsbudgeten, men redovisas separat. De kommer främst att användas för att finansiera betalningarna till motparten i ersättningsavtalet enligt differenskontraktet. Om intäkterna från differenskontraktet skulle överstiga de belopp som krävs för att finansiera kostnaderna för differenskontraktet kan de användas för att finansiera kostnaderna för ett annat differenskontrakt. Belgien garanterar att eventuella återstående intäkter från differenskontraktet skulle fördelas till företag. Belgien åtar sig dessutom att informera kommissionen om intäkterna från differenskontraktet skulle komma att delas ut till företag och, vid behov, anmäla en sådan åtgärd. Belgien bekräftar även att sanktionsklausuler har införts som är tillämpliga vid omotiverad ensidig förtida uppsägning av differenskontraktet.

(111)

Om BE-NUC:s intäkter inte är tillräckliga för att täcka de kostnader som ska betalas under någon månad enligt avtalet om drift och underhåll, eller andra kapitalutgifter för drift, bränsle och underhåll som krävs för driften av de två reaktorerna, måste motparten i ersättningsavtalet göra en kompensationsbetalning till BE-NUC för att täcka underskottet och säkerställa ett tillräckligt kassaflöde för att täcka dessa kostnader; detta för att säkerställa samriskföretagets långsiktiga ekonomiska bärkraft (63).

(112)

Betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning består av två delar: Minimidriftskostnader: i) en betalning vid bortfall av inkomster som säkerställer tillräckliga kassaflöden för att täcka kostnaderna för driften av de två reaktorerna och säkerställa samriskföretagets långsiktiga ekonomiska bärkraft samt ii) ett kostnadsskydd på 50 % för det investerade kapitalet i förhållande till de avskrivna kapitalkostnaderna för förlängningen av livslängden (vart tredje år).

(113)

Belgien uppger att varje enskild händelse som minskar tillgängligheten vid de två reaktorerna under en betydande period under året och/eller upprepade avbrott under flera års tid kan leda till betydande förluster för BE-NUC.

(114)

Belgien bad Electrabel att utvärdera risken för större oväntade händelser under de två reaktorernas livstid på grundval av historiska uppgifter. Electrabel hävdar att det finns en hög sannolikhet för en betydande oplanerad händelse (64) under den tioåriga förlängningen av de två reaktorernas livslängd. För att bevisa detta identifierade Electrabel historiska fall av driftavbrott vid var och en av de sju kärnreaktorerna under elvaårsperioden 2012–2022 (se tabell 10). Electrabel hävdar att denna historiska metod ger användbara insikter av följande skäl:

(115)

De uppgifter som anges i tabell 10 visar att det förekom betydande oplanerade driftavbrott som kärnkraftsoperatören inte kunde påverka vid alla sju kärnkraftsenheter under perioden 2012–2022, vilket ledde till genomsnittliga driftavbrott på 59 % per enhet (utöver planerade avbrott), motsvarande ett genomsnittligt driftavbrott på sju månader per händelse. För de sju belgiska kärnkraftsenheterna tillsammans inträffade 11 betydande oplanerade driftavbrott under perioden 2012–2022. Händelser som orsakade oväntade driftavbrott var bl.a. inre sprickor i reaktortryckkärlet, nedbrytning av betong (som krävde större reparationer), utrustningsfel, läckor och ett fall av sabotage. Belgien uppger därför att genomsnittet för händelser som orsakar betydande oplanerade driftavbrott var omkring 1,6 (11/7) per reaktor per årtionde.

(116)

Belgien gör gällande att om det finns flera kärnkraftsenheter (eller en kärnkraftsflotta) i drift kan intäktsförlusterna under en period då en eller flera enheter är otillgängliga delvis kompenseras genom intäkter från de andra enheterna. När det gäller projektet för långtidsdrift förväntas dock dessa systemrisker (kopplade till driftavbrott som påverkar de flesta enheter samtidigt) att intensifieras eftersom Belgiens kärnkraftsflotta krymper från 2025 och blir mindre diversifierad, särskilt med tanke på att de två reaktorerna drivs med samma teknik. En större händelse som påverkar båda reaktorerna under en betydande del av året anses därför inte vara osannolik.

(117)

Sannolikheten på 59 % för att enheten ska vara otillgänglig motsvarar omkring sju månader, vilket även motsvarar den genomsnittliga varaktigheten för en händelse som orsakar betydande oplanerade driftavbrott. Electrabel anser att denna varaktighet är en realistisk uppskattning på grundval av sin egen erfarenhet av driften vid de två belgiska reaktorerna, eftersom betydande händelser kräver större tekniska arbeten, upphandling av reservdelar, en analys av inverkan på säkerheten samt utökade diskussioner med kärnsäkerhetsmyndigheten innan kärnreaktorerna kan startas igen.

(118)

Belgien förklarar vidare att de regelbundna periodiska säkerhetsöversynerna baserade på IAEA:s riktlinje SSG-25 (66), som har genomförts vart tionde år från det att verksamheten inleddes, har lett till betydande uppgraderingar av konstruktionen och investeringar för att hantera kärnkraftsenheternas åldrande och föråldring, och bidrar till att upprätthålla deras säkerhet och tillförlitlighet. Trots dessa regelbundna översyner kan kärnkraftsoperatören dock inte utesluta att det kommer att uppstå nya problem som leder till betydande perioder av driftavbrott vid kärnkraftsenheterna.

(119)

För att uppskatta hur BE-NUC skulle påverkas av betydande oplanerade driftavbrott under de två reaktorernas utökade livslängd, och effekten av betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning, har Belgien övervägt sannolika scenarier för större händelser som orsakar driftavbrott (se tabell 11) baserat på uppgifter från tabell 10. I likhet med andra bedömningar förlitade sig Belgien på den finansiella modell som användes vid undertecknandet av den 13 december 2023 för de illustrativa beräkningarna.

(120)

Belgien hävdar att analysen ovan visar att betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning är utformad för att täcka effekterna av potentiella större händelser som hotar samriskföretagets ekonomiska bärkraft samtidigt som samriskföretaget lämnas att bära många risker kopplade till driftavbrott: I scenario 1 utlöses inte betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning om en genomsnittlig sådan större händelse skulle inträffa, och garanterar inte avkastningen för aktieägarna, som fortsätter att bära risken att inte kunna återvinna sina investeringar.

(121)

Betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning kan i vissa scenarier potentiellt leda till en relativt betydande kostnad för den belgiska staten, eftersom den skulle utlösas för att hantera händelser som leder till driftavbrott med stor påverkan, vilket visas ovan. För att ta itu med detta problem införde Belgien ett tak för betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning. Följaktligen kommer motparten i ersättningsavtalet (den belgiska staten) att utöva sin uppsägningsrätt enligt ersättningsavtalet (67) om betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning uppnår ett utbetalt belopp på 2 miljarder euro, förutsatt att detta förefaller lämpligt mot bakgrund av bland annat

(122)

Belgien hävdar att det finns omständigheter där en uppsägning inte skulle vara lämplig, t.ex. om

(123)

Om motparten i ersättningsavtalet beslutar sig för att inte utöva sin uppsägningsrättighet eller sina uppsägningsrättigheter kommer Belgien att lämna in sin motivering till kommissionen för utvärderingsändamål.

(124)

Taket för betalningarna av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning motsvarar den övre gränsen för dessa betalningar i ett scenario där de två reaktorerna är otillgängliga samtidigt under två på varandra följande år. De förväntade betalningarna av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning i händelse av två års driftstopp kommer dock att bero på vilket år dessa driftstopp äger rum. Belgien tillhandahöll årliga beräkningar för årliga betalningar av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning under två på varandra följande år (se tabell 12) på grundval av preliminära prognoser från den finansiella modell som användes vid undertecknandet av den 13 december 2023.

Tabell 12

Simulering av betalningarna av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning

(125)

Den tvååriga referensperiod som används för att beräkna det föreslagna taket på 2 miljarder euro för betalningarna av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning motiveras av Belgien med hjälp av exempel på kärnreaktorer som har stängts ned permanent av tekniska skäl i USA (eftersom detta hittills aldrig har skett i Europa) (68). Enligt Belgien visar dessa exempel att den tvååriga referensperioden ligger i linje med verkligheten i branschen, eftersom en period på två år efter att ha upptäckt ett problem som kräver nedstängning av de två reaktorerna normalt kan betraktas som en rimlig brytpunkt för att ifrågasätta fortsatta reparationer och överväga en slutgiltig nedstängning.

(126)

För att betalningarna av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning ska fungera kommer BE-NUC att anskaffa en rörelsekapitalfacilitet, antingen från sina aktieägare eller från en extern part, senast det datum långtidsdriftens första omstart äger rum. Rörelsekapitalfacilitetens syfte är att finansiera behovet av rörelsekapital som härrör från driften av de två reaktorerna. BE-NUC får utnyttja rörelsekapitalfaciliteten om skillnaden mellan kassainflöden och kassautflöden är mindre än de beräknade driftskostnaderna för den kommande utgiftsperiod som anges i ersättningsavtalet. Rörelsekapitalfacilitetens belopp ska vara minst de genomsnittliga uppskattade driftskostnaderna för en tremånadersperiod. Faciliteten fungerar i själva verket under varje givet år som en länk till den årliga betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning i form av en revolverande kredit som, om den utnyttjas, årligen återbetalas av den betalning av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning som görs av Belgien.

(127)

Villkoren för rörelsekapitalfaciliteten, som ska anskaffas enligt marknadsvillkor senast det datum långtidsdriftens första omstart äger rum, är ännu inte kända. Belgien klargjorde dock vidare att räntesatsen för rörelsekapitalfaciliteten kommer att fastställas enligt samma metod som den som överenskommits för aktieägarlånen (se skäl 63).

(128)

Utöver betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning som ger finansiell stabilitet under hela den tioåriga förlängningen av livslängden kommer den belgiska regeringen att bevilja ett lån med identiska villkor till BE-NUC och Luminus under de tre första åren av projektet för långtidsdrift (omstartsfasen). Lånen kommer att storleksbestämmas med hänvisning till deras proportionella andel i de två reaktorerna och följaktligen deras respektive andel av nedstängnings- och driftskostnaderna per den 1 juli 2025. Som Belgien nämnde tillhandahålls lånen för nedstängningskostnader för att säkerställa likviditet fram till 2028, eftersom driftskostnader inte kan finansieras genom kassaflöden på grund av arbeten kopplade till långtidsdriften.

(129)

Lånen för nedstängningskostnader beviljas till en begränsad ränta, ska återbetalas enligt en angiven återbetalningsplan och består av två olika faciliteter (dvs. en per reaktor) som var och en består av följande två trancher:

(130)

Villkoren för lånen för nedstängningskostnader anges i skäl 96 i beslutet om att inleda förfarandet och har inte ändrats. Lånen för nedstängningskostnader återbetalas med en ränta på upp till 6 % och likställs med aktieägarnas avkastning. Belgien förklarar att metoden som används för att fastställa räntesatsen var resultatet av en förhandling mellan parterna i ersättningsavtalet, och att den högsta räntesatsen på 6 % motsvarar den lägre gränsen för målintervallet för internräntan på 6–8 % (med beaktande av justeringen av marknadsprisrisken).

(131)

Som anges i skäl 97 i beslutet om att inleda förfarandet förväntas lånen för nedstängningskostnader utnyttjas till ett sammanlagt belopp på [500–700] miljoner euro i […] omgångar från […] till […] och återbetalas i tre återbetalningar från […] till […], inklusive kapitaliserade räntor. Dessa beräkningar och belopp kommer att uppdateras i den finansiella modell som godkänts av motparten i ersättningsavtalet under loppet av 2025, före datumet för långtidsdriftens omstart, på grundval av kostnaden för att förlänga driften enligt de kärnsäkerhetskrav som fastställs av den belgiska kärnsäkerhetsmyndigheten, uppskattad på grundval av inlämnade bud från entreprenörer.

(132)

Belgien hävdar att lånen för nedstängningskostnader inte på ett oproportionellt sätt gynnar aktieägarna: Riskerna med att inte realisera den förväntade avkastningen delas proportionellt mellan samriskföretagets aktieägare och motparten i ersättningsavtalet, eftersom lägre vinst kommer att minska både internräntan för projektet för långtidsdrift och lånen för nedstängningskostnader . Det är i själva verket endast om projektet för långtidsdrift inte genererar tillräcklig vinst för att betala någon avkastning på aktieägarnas investering (69) som lånen för nedstängningskostnader inte kommer att återbetalas (alls). Belgien hävdar följaktligen att lånen för nedstängningskostnader inte medför några ytterligare risker för leverantören i ersättningsavtalet utöver riskerna kopplade till resultat och lönsamhet hos projektet för långtidsdrift, eftersom faciliteten inte används för att finansiera kapitalutgifterna (endast de avskrivna kapitalkostnaderna för förlängningen av livslängden under omstartsfasen).

(133)

Enligt avtalet om drift och underhåll ska Electrabel utföra följande för BE-NUC:

(134)

Vissa tjänster är uttryckligen undantagna från avtalet om drift och underhåll, inbegripet tjänster, arbeten eller verksamhet i samband med nedläggning och nedmontering av de två reaktorerna, vilket förblir Electrabels ansvar (se avsnitt 3.3.2.4).

(135)

Enligt artikel 12.1 i avtalet om drift och underhåll och med förbehåll för vissa justeringar och undantag ska BE-NUC betala Electrabel 89,807 % (vilket återspeglar Luminus innehav på 10,193 % av de två reaktorerna) av alla kostnader som uppstår vid tillhandahållandet av tjänster kopplade till långtidsdrift och tjänster kopplade till drift och underhåll, plus relevant marginal som är

(136)

Belgien uppger att marginalerna är anpassade till dem som tillämpas enligt partnerskapsavtalet om långtidsdrift med Luminus (som i sig omfattar ett brett utbud av tjänster, inbegripet men inte begränsat till drift och underhåll). Det ursprungliga avtalet som omfattar liknande tjänster till en tredje part, Luminus, som ingicks den 26 juni 2003 och bekräftades på nytt den 13 december 2023, är en relevant hänvisning till stöd för ståndpunkten att avtalet om drift och underhåll motsvarar armlängdsmässiga kostnader för kärnteknisk verksamhet. Dessutom gör Belgien gällande att Electrabels finansiella risker är större än enligt partnerskapsavtalet med Luminus, eftersom marginalen för Electrabel enligt avtalet om drift och underhåll kommer att minskas vid (icke-försvarsbara) kostnadsöverskridanden (dvs. kostnader som inte ingår i budgeten som lagts fram av Electrabel och bekräftats av parterna) och om anläggningens driftavbrott överstiger ett målvärde.

(137)

Belgien uppger vidare att avtalet om drift och underhåll innehåller vissa kostnadskontroller, däribland BE-NUC:s rätt att granska Electrabels beräkning av avgifter och tjänsternas utförande, samt att begära en referensöversyn av priserna som Electrabel tar ut för tekniska tjänster från närstående företag.

(138)

Slutligen, i egenskap av (ensam) operatör av de två reaktorerna och tjänsteleverantör till BE-NUC enligt avtalet om drift och underhåll kommer Electrabel att stimuleras att uppnå tekniska och ekonomiska resultat för de två reaktorerna. Enligt avtalet om drift och underhåll gäller framför allt följande:

(139)

Belgien drar därför slutsatsen att avtalet om drift och underhåll är begränsat till att täcka kostnader som uppstår och att avtalets finansiella villkor har fastställts för att återspegla marknadsvillkoren.

(140)

Även om BE-NUC kommer att vara teknisk ägare till 89,807 % av den el som de två reaktorerna producerar (återstående 10,193 % ägs av Luminus) överlåter BE-NUC äganderätten till denna el till energiförvaltaren, som kommer att sälja den (70). BE-NUC kommer i detta syfte att ingå ett avtal om energiförvaltningstjänster med en partner som köper elen från BE-NUC och säljer den.

(141)

Avtalet om energiförvaltningstjänster kommer att fastställa väsentliga villkor och riskallokeringar samt på ett detaljerat sätt fastställa en strategi för budgivning och obalans och den roll energidistributören (partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster) har i förhållande till detta, inom ramen för de fastställda parametrarna. Partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster, som utses enligt avtalet om energiförvaltningstjänster, kommer att vara köparen och ägaren av BE-NUC:s andel av den el som produceras av de två reaktorerna, och omfattas av en på förhand fastställd strategi för budgivning och obalans. Denna strategi kan ses över och ändras med jämna mellanrum enligt ett förfarande som anges i ersättningsavtalet. Den belgiska regeringen (BE-WATT) kan i egenskap av motpart i ersättningsavtalet genomdriva strategin för budgivning och obalans i den mån den respekterar de villkor för strategin som fastställs i ersättningsavtalet. Partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster har en rådgivande roll i frågan.

(142)

För att på ett konkurrenskraftigt och öppet sätt förse grossistmarknaden för el med den el som produceras har Electrabel och den belgiska staten gått med på att genomföra ett offentligt anbudsförfarande för dessa tjänster, vilket säkerställer öppenhet och konkurrens (se avsnitt 3.3.1.5.1). Lagstiftningen om offentlig upphandling och alla därmed sammanhängande nödvändiga skyddsåtgärder gäller för anbudsförfarandet.

(143)

Belgien hävdar att anbudsförfarandet genomförs frivilligt i enlighet med den belgiska lagen om offentlig upphandling av den 17 juni 2016 och det kungliga dekretet av den 18 juni 2017 om offentlig upphandling för allmännyttiga tjänster (71).

(144)

Avtalet om energiförvaltningstjänster kommer att tilldelas genom ett förhandlat förfarande med en föregående anbudsinfordran (72), som är ett standardförfarande inom den allmännyttiga sektorn. Denna anbudsinfordran har offentliggjorts på relevanta belgiska plattformar (73) och EU-plattformar (74), så att alla potentiella anbudssökande kan delta i anbudsförfarandet.

(145)

Med tanke på den upphandlade tjänstens betydelse och känsligheten ur konkurrenssynpunkt införde Belgien ytterligare bestämmelser och skyddsåtgärder för att säkerställa att målen i avtalet om energiförvaltningstjänster kommer att uppnås och att de förväntade tjänsterna kommer att tillhandahållas på lämpligt sätt:

(146)

Dessutom hävdar Belgien att anbudet innehåller en uppsättning urvalskriterier för att säkerställa att villkoren gällande professionalism och nödvändig infrastruktur för ett ordnat genomförande av avtalet om energiförvaltningstjänster uppfylls av alla anbudssökande. Dessa kvalificeringskriterier är dock begränsade till vad som är absolut nödvändigt, och hänför sig vart och ett till ett nödvändigt krav för de avsedda tjänsterna, i syfte att säkerställa maximal konkurrens under anbudsförfarandet.

(147)

Belgien lämnade ytterligare information om kvalifikationskriterierna jämfört med de uppgifter som kommissionen hade tillgång till vid tidpunkten för beslutet om att inleda förfarandet. Anbudsgivaren (eller, för de fyra första kriterier som beskrivs nedan, genom att förlita sig på en annan enhets kapacitet) måste

(148)

Under löptiden för avtalet om energiförvaltningstjänster är villkoren bl.a. att partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster ska

(149)

När det gäller tidpunkten för anbudsförfarandet hävdar Belgien att målsättningen är att slutföra anbudsförfarandet i god tid, senast den 15 maj 2025, så att partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster har tillräckligt med tid för de förberedelser som krävs före de två reaktorernas omstart.

(150)

De upphandlade tjänsterna omfattar, vad gäller eltillgångarna, bl.a. i) ”tjänster för representation av krafttillgångar i terminshandel och realiserad handel”, ii) ”tjänster för optimering och drift på dygnsmarknaden och intradagsmarknaden”, iii) tjänster kopplade till tillsynsmässiga marknadskrav, iv) avtalstjänster gentemot Belgiens systemansvariga för överföringssystemet samt v) handelstjänster, marknadstillträde och marknadsanalys. På grund av det ömsesidiga beroendet mellan de olika uppgifter som anges och den normala marknadspraxisen att kombinera dessa tjänster till ett enda kommersiellt avtal för att säkerställa operativ effektivitet kommer dessa tjänster att integreras till en enda definition av tjänster som ingår i avtalet om energiförvaltningstjänster.

(151)

Belgien har klargjort att partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster inte bedriver handel som agent eller för BE-NUC:s räkning, utan säljer den inköpta elen i egenskap av ägare till den. Enligt den ändrade utformningen av differenskontraktet får dessutom partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster beslutsbefogenhet när det gäller ekonomiska regleringar för att ge incitament till en effektiv användning av det begränsade antalet regleringar, och för att bättre reagera på marknadssignaler (se skäl 153 och följande).

(152)

Belgien uppger att överenskommelsen mellan partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster och BE-NUC grundar sig på dagen före-marknaden för att begränsa basrisken för BE-NUC, eftersom detta innebär att BE-NUC, i kombination med BE-NUC:s differensbetalning genom differenskontraktet där marknadsreferenspriset är dagen före-marknadspriset, erhåller lösenpriset (se avsnitt 3.3.1.3.2) (82). Belgien bekräftar att partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster kommer att vara fri att handla på den marknad som den själv väljer och inte är skyldig att lämna anbud på dagen före-marknaden.

(153)

Som förklaras i avsnitt 2.1 och skäl 109 har ersättningen till partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster ändrats eftersom de två reaktorerna är begränsade till 30 regleringar per cykel och därför inte har teknisk och regleringsmässig möjlighet att ändra sin produktion vid en given tidpunkt; ändringen ger incitament till att utnyttja det begränsade antalet godkända regleringar på bästa sätt. I stället för enbart en fast avgift (fastställd genom anbudsförfarandet) innehåller den ändrade formeln för ersättningen även en rörlig avgift (baserat på en förutbestämd formel och beroende av korrigeringsavräkningen). Den typen av ersättning exponerar partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster för en del av den potentiella intäktsökningen från reglering vid negativa priser (och en del av det potentiella inkomstbortfallet från reglering vid positiva priser, i förekommande fall), och partnern exponeras även direkt för kostnader för obalanser och intradagshandel enligt nedan. Den rörliga avgiften kommer att bestå av en fast procentandel (alfa) av den intäktsökning som utlöser en reglering på dagen före-marknaden samt en differentierad procentsats (beta) av kostnader och intäkter från intradagshandel och obalanser, dvs. korrigeringsavräkningar (som kan bestå av intäktsökningar från reglering på intradagsmarknaden), enligt följande:

(154)

Den formel som anges i figur 3 gäller hela volymen under regleringar, även om reglering sker när priserna är positiva (t.ex. under lastföljningsperioder) och inte enbart under perioder då priset är negativt (84). Den rörliga avgiften betalas av BE-NUC inom ramen för avtalet om energiförvaltningstjänster, men dessa kostnader och/eller intäkter kommer att överföras till BE-WATT inom ramen för ersättningsavtalet.

(155)

Enligt Belgien uppmuntrar den ändrade ersättningsformeln partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster att bl.a. använda ekonomiska regleringar på ett optimalt sätt och under hela tidsramen för dagen före-handeln och intradagshandeln samt att minska kostnader för intradagshandel och obalanser. Belgien hävdar att alfa- och betaparametrarna väljs för att upprätthålla en effektiv marknadsfunktion, samtidigt som man undviker att avskräcka riskaverta anbudsgivare.

(156)

Den ändrade ersättningsformeln kommer att påverka beteendet hos deltagarna i anbudsförfarandet vad gäller den fasta avgiften. Anbudsgivarna kommer att ta hänsyn till de förväntade fördelarna med reglering (optionsvärde) i sina anbud, samt till kostnaderna och de potentiella intäkterna i samband med intradags- och obalansbetalningar. Belgien uppger att anbudshandlingarna kommer att förklara ersättningsstrukturen (incitamenten) så att den ändrade ersättningsformelns positiva/negativa potential är överblickbar för anbudsgivarna. Belgien kommer att utvärdera lämpligheten av (den ändrade) ersättningsformeln för partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster samt marknadsmässighet och effektivitet hos de incitament som den tillhandahåller på de olika marknaderna. Utvärderingen kommer att göras senast två år efter det att verksamheten har inletts för att på så sätt möjliggöra en översyn i god tid av avtalet eller anordnandet av ett nytt anbud, vilket är möjligt efter 3,5 år (85). För att behålla lämpliga incitament för partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster är det dock endast möjligt att justera alfa- och betaparametrarna uppåt (86).

(157)

Belgien hävdar att ändringen av ersättningen i avtalet om energiförvaltningstjänster innebär att incitamenten för partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster, som har befogenhet att fatta beslut om ekonomisk reglering (med förbehåll för operatörens slutliga beslut, t.ex. om det rör sig om säkerhetsfrågor eller rättsliga frågor), anpassas till marknadssignalerna, och åtgärdar därmed kommissionens farhågor i detta avseende. Samtidigt har partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster lämpliga incitament att fullgöra sin uppgift som balansansvarig partner utan att vara helt exponerad för obalanser som ligger utanför dennes kontroll. Dessutom uppger Belgien att BE-NUC, kärnkraftsoperatören och partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster kontinuerligt kommer att utbyta korrekt information (inklusive regelbundna uppdateringar om de två reaktorernas tillgänglighet, tekniska kapacitet osv.) så att partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster förses med vad som krävs för effektiva beslut och kan fatta välgrundade beslut om ekonomisk reglering.

(158)

Belgien bekräftar också att motparten i differenskontraktet (BE-WATT) kommer att utarbeta en riskhanteringsstrategi för sin öppna position, såsom föreskrivs i lag, och att dess genomförande kommer att bidra till likviditeten på terminsmarknaderna för el (se skäl 99). Antagandet av strategin är föremål för en rekommendation från tillsynsmyndigheten, som kommer att inbegripa en bedömning av strategins påverkan på de relevanta elmarknaderna.

(159)

Partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster kommer i princip att väljas ut genom ett transparent, öppet och konkurrensutsatt anbudsförfarande (se avsnitt 3.3.1.5.1). Engies handelsenhet GEMS (Global Energy Management & Sales), en affärsenhet inom Engiekoncernen som är ledningsmässigt oberoende av affärsenheten Nuclear, kan också delta i anbudsförfarandet. Särskilda bestämmelser och åtgärder har planerats för att säkerställa ett rättvist förfarande om GEMS deltar i anbudsförfarandet.

(160)

Belgien hävdar att tillräckliga åtgärder vidtas och kommer att genomföras för att på ett effektivt sätt identifiera och förebygga eventuella intressekonflikter. Dessa åtgärder kan sammanfattas på följande sätt:

(161)

Om anbudsförfarandet inte leder till att en lämplig anbudssökande utses och om avtalet om energiförvaltningstjänster inte ingås i tid, senast den 15 maj 2025, kommer GEMS som reservlösning att tillfälligt utföra tjänsterna som ingår i avtalet om energiförvaltningstjänster. Dessa tjänster kommer att tillhandahållas under en begränsad period i enlighet med villkor som parterna kommer överens om, så att BE-NUC kan tilldela avtalet om energiförvaltningstjänster genom ett nytt anbudsförfarande. Om anbudsförfarandet leder till ett vinnande anbud kommer den utvalda anbudssökanden att ta över utförandet av tjänsterna som ingår i avtalet om energiförvaltningstjänster från GEMS så snart den relevanta period under vilken GEMS har utfört dessa tjänster har löpt ut. Det finns ingen gräns för antalet nya upphandlingar.

(162)

Belgien gör gällande att detta arrangemang är nödvändigt och lämpligt för att säkerställa kontinuiteten hos den allmännyttiga tjänsten (dvs. försäljningen av den el som produceras av kärnkraftsenheterna), men att lösningen är strikt begränsad tidsmässigt och till vad som är absolut nödvändigt.

(163)

Sammanfattningsvis hävdar Belgien att man kommer att säkerställa att BE-NUC noggrant följer lagstiftningen och principerna om offentlig upphandling. Den omfattande samrådsprocessen ger ytterligare garantier för att inköp av tjänster sker genom ett konkurrensutsatt, transparent, icke-diskriminerande och villkorslöst anbudsförfarande. Belgien anser därför att alla risker för utestängning från marknaden och andra potentiella konkurrensbegränsande metoder från Engies sida undviks och att alla åtgärder och skyddsåtgärder har vidtagits för att säkerställa att en oberoende partner i avtalet om energiförvaltningstjänster utses. GEMS skulle endast tillfälligt tillhandahålla dessa tjänster som en reservlösning, något som är nödvändigt och lämpligt för att säkerställa den allmännyttiga tjänstens kontinuitet.

(164)

Två andra delåtgärder som ingår i transaktionen är avtalet om administrativa tjänster mellan Electrabel och BE-NUC och ett avtal om ersättningsvillkor för bristande kostnadstäckning om avtalet inte slutförs. Dessa delåtgärder har förklarats i avsnitten 3.3.10 och 3.3.11 i beslutet om att inleda förfarandet.

(165)

Som förklaras i skäl 121 i beslutet om att inleda förfarandet bygger den rättsliga ram som är tillämplig på radioaktivt avfall och använt kärnbränsle i EU på två grundläggande principer: i) principen att förorenaren betalar (87) och ii) medlemsstaternas slutliga ansvar (inklusive ekonomiskt ansvar) för ansvarsfull och säker hantering (inklusive bortskaffande) av använt kärnbränsle och radioaktivt avfall (88).

(166)

Som förklaras i avsnitt 3.4.2 i beslutet om att inleda förfarandet är kärnkraftsoperatören enligt de gällande bestämmelserna i Belgien ekonomiskt (genom förvaltningsföretaget för kärntekniska avsättningar, Synatom, och tillsammans med EDF Belgien och Luminus [de bidragande företagen]) och operativt ansvarig för nedläggningen av de sju kärnkraftverken samt för konditionering och hantering av det radioaktiva avfallet och det använda kärnbränslet, och för den långsiktiga förvaringen efter godkännande från ONDRAF/NIRAS fram till slutförvaring. De kärntekniska avsättningarna för använt kärnbränsle och avfall vid nedläggning finansieras av Electrabel och de bidragande företagen, förvaltas av Synatom och står under tillsyn av en oberoende offentlig myndighet: kommissionen för kärntekniska avsättningar (CPN/CNV). Som anges i skälen 123–125 i beslutet om att inleda förfarandet uppger Belgien att Electrabel kommer att behålla vissa ansvarsområden som ensam operatör för de två reaktorerna till följd av i) europeisk och belgisk lagstiftning och ii) avtalsförpliktelser enligt genomförandeavtalet, och därmed respektera principen att förorenaren betalar.

(167)

CPN/CNV och ONDRAF/NIRAS är tillsynsmyndigheterna i Belgien:

(168)

Som nämns i skäl 129 och tabell 4 i beslutet om att inleda förfarandet uppgår det nuvarande totala beloppet för kärntekniska avsättningar till 18 225 miljoner euro, baserat på CPN/CNV:s senaste treåriga granskning från juli 2023, och består av avsättningar för nedmontering (8 122 miljoner euro), hantering av använt kärnbränsle (9 070 miljoner euro) och driftsavfall (1 033 miljoner euro) (89).

(169)

Som en del av förhandlingarna om projektet för långtidsdrift kom Engie och den belgiska staten överens om ett tak för de långsiktiga förpliktelserna för producenter av radioaktivt avfall som är en följd av kärnkraftsproducerad el (avtalet om avfallstak) för att minska osäkerheten i detta avseende (se avsnitt 3.4.3 i beslutet om att inleda förfarandet). I avtalet om avfallstak föreskrivs en överföring av finansiella förpliktelser i samband med produktion, kvarhållande eller ägande av konditionerat radioaktivt avfall och använt kärnbränsle från alla sju belgiska kärnkraftsenheter, under förutsättning att relevanta överföringskriterier uppfylls, från kärnkraftsoperatören (Electrabel) till den belgiska staten mot betalning av ett engångsbelopp (90).

(170)

Beloppet för engångsbetalningen har fastställts per kategori av kärnavfall. Som förklaras i skäl 131 i beslutet om att inleda förfarandet kan radioaktivt kärnavfall delas in i tre kategorier, i enlighet med ONDRAF/NIRAS historiska radiologiska klassificering och i överensstämmelse med Internationella atomenergiorganets (IAEA) klassificering: avfall i kategori A (kortlivat avfall med låg eller medelhög radioaktivitet), avfall i kategori B (långlivat avfall med låg eller medelhög radioaktivitet) och avfall i kategori C (kort- och långlivat avfall med hög radioaktivitet) samt använt kärnbränsle.

(171)

Tabell 13 nedan visar fördelningen av de befintliga avsättningarna på 18 225 miljoner euro mellan Electrabel (8 410 miljoner euro) och den belgiska regeringen (9 815 miljoner euro) enligt avtalet om avfallstak, och inkluderar tilldelning per avfallskategori.

Tabell 13

Fördelningen i avtalet om avfallstak

(172)

Principerna i avtalet om avfallstak har inte ändrats och beskrivs i skäl 133 i beslutet om att inleda förfarandet. De kan sammanfattas på följande sätt:

(173)

Som nämns i skäl 107 a och förklaras i detalj i avsnitten 3.4.5.1 och 3.4.5.2 i beslutet om att inleda förfarandet baseras inrättandet av ett tak på 15 miljarder euro på kärnkraftsoperatörens nuvarande kärntekniska avsättningar (basbeloppet) och en riskpremie. Belgien har klargjort att basbeloppet redan inkluderar marginaler för oförutsedda händelser, osäkerhetsfaktorer och andra risker som kan uppstå i samband med nedmontering, hantering av radioaktivt avfall och hantering av använt kärnbränsle. Bestämmelserna om utbetalning av takbeloppen förklaras i avsnitt 3.4.5.3 i beslutet om att inleda förfarandet och har inte ändrats.

(174)

Belgien har klargjort att de takbelopp som ska överföras till den belgiska staten redan inkluderar alla historiska och beräknade framtida förpliktelser för kärnavfall (fram till det ursprungliga rättsliga slutdatumet för alla belgiska kärnkraftverk 2025). Allt kärnavfall och använt kärnbränsle som produceras, eller kommer att produceras, av de belgiska kraftverken under deras rättsliga livstid beaktas därför redan i takbeloppen.

(175)

Belgien klargör också att den faktiska avfallsvolymen inte kommer att vara känd förrän avfallet har konditionerats och fysiskt överförts till den belgiska staten. Engångsbeloppet på 15 miljarder euro täcker därför endast de förutbestämda volymerna av det berörda avfallet (volymkrediterna) som överenskommits i genomförandeavtalet. Om den faktiska volymen av det berörda avfallet som produceras är större än volymkrediterna kommer Engie att betala en volymjusteringsavgift för varje ytterligare volymkredit (se skäl 133 i beslutet om att inleda förfarandet).

(176)

På samma sätt kommer allt driftsavfall (avfall från långtidsdriften) och använt kärnbränsle (använt kärnbränsle från långtidsdriften) till följd av förlängningen av de två reaktorernas livslängd att finansieras av BE-NUC och Luminus för varje tillkommande avfallsmängd. För varje tillkommande mängd avfall från långtidsdriften och använt kärnbränsle från långtidsdriften kommer två betalningar att krävas:

(177)

Belgien klargör vidare att den finansiella modell som användes vid undertecknandet tar hänsyn till kostnaderna för hantering av avfall från långtidsdriften och använt kärnbränsle från långtidsdriften, eller slutkostnader, som beräknas till cirka 0,9 miljoner euro per patron (2022 års värden) varav cirka 0,3 miljoner per patron för lagring på plats och cirka 0,6 miljoner euro per patron för volymjusteringsavgiften för avfall från långtidsdriften, för använt kärnbränsle.

(178)

Som förklaras i avsnitt 3.4.4 i beslutet om att inleda förfarandet skapade Belgien en ny offentlig sui generis-institution, Hedera, med ett dubbelt uppdrag som består av

(179)

Beloppen som Hedera tar emot för avfallstaket måste säkras och investeras för att generera den avkastning som krävs för att betala kostnaderna för hantering av det överförda avfallet när de uppstår. Hedera är en avskild fond som står under tillsyn av CPN/CNV, det särskilda nationella organet som spelar en nyckelroll för att säkerställa korrekt förvaltning, kontroll och användning av medlen (93). Detta återspeglas i Hederas dubbla roll och säkerställer att i) de mottagna beloppen är säkrade och genererar nödvändig avkastning (94), och ii) kostnaderna för hantering av avfall och använt kärnbränsle samt för de överförda förpliktelserna är tillräckligt kontrollerade (95). Dessutom måste de finansiella medlen vara tillräckligt avskilda från den belgiska statens allmänna budget (enligt Hedera-lagen) så att de endast används för att betala kostnaderna för långsiktig förvaring och slutförvaring, och inte kan användas för andra ändamål eller för att täcka framtida budgetunderskott.

(180)

Belgien uppger att avtalet om avfallstak innehåller och åtföljs av andra riskreducerande åtgärder, bl.a. följande:

(181)

Som anges i skäl 172 i beslutet om att inleda förfarandet medger Belgien att avtalet om kärnavfall har en positiv inverkan på kärnkraftsoperatörens riskprofil, eftersom en betydande del av dennes kärntekniska förpliktelser kommer att täckas av takbeloppen, och att denna alternativa riskprofil motiverar och kräver en översyn av åtgärdspaketet för att säkerställa säkerhet och övervakning av kärnkraftsoperatörens finansiella ställning: Engångsbetalningen på 15 miljarder euro till Hedera motiverar frigörandet av Electrabels icke-europeiska tillgångar från omfattningen av Electrabel (och den åtföljande övervakningen av CPN/CNV). Engie, som franskt moderbolag till Electrabel, kommer att säkerställa att minst 4 miljarder euro i tillgångar (värde på eget kapital per den 30 juni 2023) kommer att finnas kvar i Electrabel när avtalet mellan den belgiska staten och Electrabel ingås. Vidare ställer Engie en obegränsad och oåterkallelig moderbolagsgaranti vid första begäran för i) Electrabels skyldigheter vid nedläggning (vilket även omfattar risken att avsättningarnas värde är otillräckligt), ii) volymrisk inom ramen för taket och iii) återbetalning av (nuvarande eller framtida) lån hos Synatom.

(182)

Belgien anser att de överförda förpliktelserna för kärnavfall och de ytterligare nedläggningsförpliktelserna till följd av projektet för långtidsdrift inte ger Electrabel och de bidragande företagen någon ekonomisk fördel, eftersom de på ett lämpligt sätt återspeglar risken för senare kostnadsfluktuationer som staten tar över och att risköverföringen är utformad på ett sådant sätt att en privat investerare skulle ha gått med på att bära den.

(183)

Belgien uppger att de kärntekniska avsättningar som har samlats in av kärnkraftsoperatören/Synatom före avtalet om avfallstak beräknades med hjälp av en diskonteringsfaktor på 2,5 % för nedmonteringsverksamhet (inklusive nedmonteringsavfall) och en diskonteringsfaktor på 3 % för all verksamhet avseende använt kärnbränsle (enligt beslut av CPN/CNV under den treåriga översynen i slutet av 2022).

(184)

Belgien klargör att användningen av två olika diskonteringsräntor för att beräkna avsättningarna (förpliktelser för nedmontering jämfört med förpliktelser för använt kärnbränsle) motiveras av skillnaden i tidsrymd och återspeglar pengars tidsvärde (97).

(185)

Som konstateras i skäl 198 innebär avtalet om avfallstak att endast förpliktelserna för överfört kärnavfall och använt kärnbränsle överförs till den belgiska staten, medan ansvaret för nedstängning och nedmontering kvarstår hos kärnkraftsoperatören (med undantag för negativa synergier som har orsakats av projektet för långtidsdrift, se skäl 199). Belgien uppger att en enda diskonteringsfaktor på 3 % (1 % realränta + 2 % inflation) därför behölls i beräkningen av nuvärdet av de överförda förpliktelserna för kärnavfall och använt kärnbränsle, för att ta hänsyn till att förpliktelserna för kärnavfall och använt kärnbränsle har en längre varaktighet än förpliktelserna för nedläggning (se skäl 148 i beslutet om att inleda förfarandet).

(186)

Belgien bad om råd från CPN/CNV om den lämpligaste diskonteringsfaktorn för beräkning av avfallstaket (98). Som nämns i skäl 149 i beslutet om att inleda förfarandet föreslog CPN/CNV att diskonteringsfaktorn för förpliktelser för kärnavfall/nedläggning och använt kärnbränsle skulle justeras genom att tillämpa en tvåstegsmetod där man använder en diskonteringsfaktor baserad på den faktiska 30-åriga OLO-räntan på 3,17 % under de första 30 åren, och en diskonteringsfaktor på 2,17 % på grundval av en uppskattning av den riskfria räntan baserat på OLO-räntan under de 30 åren därefter.

(187)

Belgien påminner om att förhandlingsperioden var lång (1,5 år) och att valet av en enda diskonteringsfaktor på 3 % motiverades av behovet av en viss grad av förutsägbarhet när det gäller den diskonteringsfaktor som användes i förhandlingarna med Engie. Detta eftersom diskonteringsfaktorn har en direkt inverkan på beräkningen av det engångsbelopp som ska överföras. Belgien förklarar att den metod som CPN/CNV använde i sitt råd från 2023 senare användes, tillsammans med den långsiktiga jämviktsräntan från Europeiska försäkrings- och tjänstepensionsmyndigheten (Eiopa) (99) som en efterhandsbekräftelse på att diskonteringsfaktorn på 3 % var ett försiktigt val av långsiktig ränta.

(188)

För det första begärde Belgien att en oberoende konsult skulle beräkna den ”enhetliga” diskonteringsfaktorn som skulle motsvara CPN/CNV:s tvåstegsmetod, med hjälp av de riskfria räntesatser som föreslagits av CPN/CNV samt med hjälp av andra uppgifter gällande OLO-räntan (100). Analysen visar att den metod som föreslagits av CPN/CNV är särskilt känslig för perioden som används i beräkningen. Tvåstegsmetoden ger t.ex. en likvärdig diskonteringsfaktor på 2,8 % om man använder de riskfria räntesatser som föreslagits av CPN/CNV, en likvärdig ränta på 3,1 % om man använder CPN/CNV-metoden med de uppgifter om OLO-räntan som fanns tillgängliga vid tidpunkten för beslutet om att inleda förfarandet och en likvärdig ränta på 3,2 % vid tidpunkten för undertecknandet av genomförandeavtalet. Som framgår av tabell 14 ger den tvåstegsmetod som CPN/CNV föreslår två likvärdiga diskonteringsräntor med en skillnad på 40 baspunkter vid användning av två olika tidsperioder som bara är nio månader från varandra.

(189)

För det andra visar tabell 14 även jämförelsen med Eiopas långsiktiga jämviktsränta eftersom Eiopa-referensen också användes i det prejudicerande tyska ärendet (SA.45296 (101)) där man fann att en diskonteringsfaktor på 4,58 % var proportionell.

Tabell 14

CPN-likvärdig ränta och Eiopas ränteutveckling sedan CPN:s råd från mars 2023

(190)

Som framgår av tabell 14 hamnar den valda diskonteringsfaktorn på 3 % mellan

(191)

Dessutom förefaller faktorn på 3 % vara mer konservativ än CPN/CNV:s förslag och den långsiktiga jämviktsräntan vid tidpunkten för undertecknandet av avtalet och därefter.

(192)

Belgien hävdar vidare att en diskonteringsfaktor på 1 % i reala termer framstår som försiktig i jämförelse med den avkastningsgrad som Hedera kan förvänta sig med användning av en lämplig tillgångs- och skuldstrategi. Som ett jämförande exempel hänvisar Belgien till EDF:s särskilda tillgångsportfölj för säkerställande av säker finansiering av dess långsiktiga kärntekniska förpliktelser, som beskrivs i EDF:s universella registreringsdokument 2023 (103). Portföljen förvaltas enligt en tillgångs- och skuldstrategi och består av en portfölj med diversifierade tillgångar som är jämförbar med beskrivningen av den hypotetiska portfölj som ska förvaltas av Hedera, för vilken en jämförbar avkastning därför rimligen kan antas.

(193)

Slutligen utgår Belgien vid beräkningen av avfallstaket från en konstant inflationstakt på 2 %, vilket är Europeiska centralbankens (ECB) uttryckliga långsiktiga inflationsmål. ECB anser att konsumentprisindex (KPI) är ett lämpligt mått på inflationen. Som nämns i skäl 150 b i beslutet om att inleda förfarandet uttryckte CPN/CNV farhågor om att den faktiska inflationen på kärntekniska byggkostnader (baserat på ABEX-index) kan vara högre än inflationen enligt KPI. Belgien gör gällande att ECB:s inflationsmål på 2 % är det korrekta inflationsmåttet för beräkningen av avfallstaket, av följande skäl:

(194)

Av de skäl som anges ovan anser Belgien att diskonteringsfaktorn på 3 % är en lämplig och försiktig ränta för diskontering av långfristiga skulder.

(195)

Som anges i skäl 153 i beslutet om att inleda förfarandet uppger Belgien att en riskpremie på 5 185 miljoner euro har lagts till basbeloppet på 9 815 miljoner euro för att täcka återstående osäkerhetsfaktorer. Som anges i skäl 154 i beslutet om att inleda förfarandet grundar sig riskpremien på en teknisk anmärkning från ONDRAF/NIRAS (104) som analyserar osäkerheter och risker i samband med överföringen av finansiella förpliktelser för hanteringen av kärnavfall och använt kärnbränsle från de sju belgiska kärnkraftverken till den belgiska staten (se fotnot 80 i beslutet om att inleda förfarandet). Som anges i skäl 156 i beslutet om att inleda förfarandet gör Belgien gällande att riskpremien på 52,83 % är tillräcklig och överstiger den riskpremie på 35,47 % som användes i det tyska ärendet (SA.45296 [se fotnot 101]).

(196)

Utöver de förtydliganden gällande riskpremien som anges i skäl 154 i beslutet om att inleda förfarandet har Belgien under den formella granskningen förtydligat hur riskpremien beräknades på grundval av ONDRAF/NIRAS tekniska anmärkning. tabell 15 innehåller detaljerade förtydliganden om riskpremien och dess sammansättning som gav beloppen 5 033 miljoner euro och 5 133 miljoner euro som lägre respektive övre gräns. Som en del av förhandlingarna om avtalet om avfallstak har riskpremien fastställts till ett något högre belopp på 5 185 miljoner euro för att komma fram till en engångsbetalning på 15 miljarder euro (se tabell 13).

Tabell 15

Detaljerad sammansättning och beräkning av riskpremien

(197)

Belgien uppger att ONDRAF/NIRAS yttrande i den tekniska anmärkningen innehåller en förteckning över risker i samband med överföringen av kärntekniska förpliktelser till den belgiska staten, som med hjälp av ONDRAF/NIRAS sakkunniga lades till i 2022 års avsättningsdokument för att uppskatta vilken minsta riskpremie som krävs för att täcka alla kända risker. Belgien hävdar därför att riskpremien i avtalet om avfallstak är avsedd att täcka alla de risker som identifierats som ”mer osannolika än sannolika” i ONDRAF/NIRAS anmärkning samt de ytterligare risker som identifierats under förhandlingarna genom samverkan med Electrabel och från de sakkunnigas yttranden. Slutligen erinrar Belgien om att sakkunniga från ONDRAF/NIRAS deltog i förhandlingarna om avtalet om avfallstak för att hjälpa den belgiska regeringen att ta hänsyn till deras rekommendationer i den tekniska anmärkningen från mars 2023.

(198)

Som nämns i skäl 163 i beslutet om att inleda förfarandet är kärnkraftsoperatören, till skillnad från vad som är fallet gällande det överförda kärnavfallet och förpliktelserna avseende använt kärnbränsle, ensamt ansvarig för nedläggning och nedmontering av hela kärnkraftsparken (där de bidragande företagen bidrar ekonomiskt till kostnaderna för nedläggning och nedmontering). Förpliktelserna för nedläggning och nedmontering har således inget tak.

(199)

Som en del av transaktionen tog den belgiska staten emellertid ekonomiskt ansvar för ”ytterligare nedläggningsförpliktelser till följd av projektet för långtidsdrift”, eller ”negativa synergier vid nedläggning”. De två huvudkategorier som beaktas är kostnadsökningar efter driftsfasen (drifts- och projektkostnader) och kostnaderna för nedläggning och nedmontering som orsakas av projektet för långtidsdrift (drifts-, projekt- och investeringskostnader). Exempel på vad dessa negativa synergier vid nedläggning konkret består av finns i fotnoterna 85 och 86 i beslutet om att inleda förfarandet. Det slutliga beloppet för ”negativa synergier vid nedläggning” följer av utvärderingen av effekterna av projektet för långtidsdrift och täcker inte några driftskostnader kopplade till daglig ledning eller vanlig verksamhet. Det slutliga beloppet för ”negativa synergier vid nedläggning” följer av utvärderingen av hur projektet för långtidsdrift påverkar olika kostnadsunderkategorier, eftersom den flyttade nedläggningen av de två reaktorerna påverkar planering, organisation, tidsstyrning och behov av vissa investeringar vid en given tidpunkt (105). Varken BE-NUC eller den belgiska staten bär något ytterligare ansvar för nedläggningsförpliktelser.

(200)

Som förklaras i skäl 168 i beslutet om att inleda förfarandet rådde det oenighet mellan Electrabel och den belgiska staten gällande beloppet för de negativa synergierna, och CPN/CNV fick därför i uppdrag att fatta beslutet; det slutliga beloppet var ännu inte känt vid tidpunkten för beslutet om att inleda förfarandet. Den 24 juni 2024 godkände CPN/CNV beloppet [100–500] miljoner euro (i nominella termer) och den 16 oktober 2024 underrättade CPN/CNV Belgien och Engie om att det slutliga belopp som skulle betalas uppgick till [100–500] miljoner euro i slutet av 2024 (106). Beloppet för de negativa synergierna vid nedläggning som den belgiska staten ska betala är ett fast engångsbelopp som inte kan höjas om merkostnaderna blir högre än planerat; den belgiska staten kommer dock att ersättas om projektet för långtidsdrift inte genomförs som förväntat.

(201)

Belgien uppger att avfallsavtalet också innehåller ett omfattande säkerhetspaket för att garantera att kärntekniska förpliktelser utan tak bärs av en ekonomiskt livskraftig kärnkraftsoperatör:

(202)

Belgien hävdar att avfallsavtalet kan bedömas separat från övriga delar av stödåtgärden.

(203)

För det första uppger Belgien att avfallsavtalet inte bara gäller de två reaktorerna, utan alla sju kärnreaktorer i Belgien. De kärntekniska avsättningar som ligger till grund för takbeloppen tar hänsyn till alla kärntekniska avsättningar som ska göras fram till de ursprungliga rättsliga slutdatumen för de sju kärnreaktorerna (se tabell 1).

(204)

För det andra, som nämns i skäl 170 i beslutet om att inleda förfarandet, kommer kostnaderna för driftsavfall och använt kärnbränsle som har producerats av de två reaktorerna under långtidsdriften att betalas av de två reaktorernas delägare (BE-NUC och Luminus), vilket inbegriper kostnaderna för att göra driftsavfallet förenligt med de avtalsenliga kriterierna för överföring samt en volymjusteringsavgift för dessa ytterligare volymer. Electrabel och de bidragande företagen kommer att fastställa avsättningar för radioaktivt driftsavfall i enlighet med tillämpliga redovisningsregler. Dessa ytterligare kostnader återspeglas i den finansiella modell som användes vid undertecknandet, som ligger till grund för de finansiella stödåtgärderna i komponent 1 i projektet för långtidsdrift, och beaktas således vid kalibreringen av delåtgärderna i komponent 1.

(205)

För det tredje förblir kärnkraftsoperatören ansvarig för nedläggningen och nedmonteringen av alla sju kärnreaktorer i Belgien. Dessa kostnader återspeglas varken i avfallsavtalet eller i den finansiella modell som användes vid undertecknandet. Ett undantag görs för de ökade nedläggningsförpliktelserna (för de två reaktorerna liksom för de andra enheterna) som följer av projektet för långtidsdrift, för vilka ett fast engångsbelopp fastställdes och godkändes av CPN/CNV, och som de belgiska myndigheterna kommer att betala som en engångssumma. Beloppet för dessa negativa synergier har beaktats i den finansiella modell som användes vid undertecknandet.

(206)

Som anges i avsnitt 3.5 i beslutet om att inleda förfarandet innehåller avtalet mellan den belgiska staten och Engie även bestämmelser om rättsligt skydd, där riskdelningen vid vissa framtida lagändringar definieras. Kapitel 4 i Phoenix-lagen utgör den rättsliga grunden för att skydda Engie mot vissa lagändringar. Förhållandet mellan parterna när det gäller skadeersättning om dessa lagändringar skulle ske kommer dock endast att regleras av bestämmelserna i genomförandeavtalet.

(207)

I dessa bestämmelser som ingåtts med Engie och Electrabel föreskrivs att om den belgiska federala regeringen eller det belgiska federala parlamentet antar nya förordningar som specifikt rör kärnkraftsoperatörer i Belgien eller Electrabels kärntekniska verksamhet, och som har en negativ inverkan på transaktionens materiella villkor, ska den belgiska staten ersätta Engie (eller ett av de berörda företagen i Engiekoncernen) för de direkta förluster som det faktiskt ådrar sig till följd av detta. Detta inbegriper även de betalningar som Engie måste göra till Luminus inom ramen för denna ersättning. I enlighet med belgisk lagstiftning måste den sökande bevisa sin fordran och ersättningsbeloppet ska fastställas av en domstol eller i ett skiljedomsförfarande. Belgiska domstolar är behöriga, men det finns ett ömsesidigt skiljedomsalternativ i form av Uncitrals skiljedomsförfarande.

(208)

Denna bestämmelse är inte tillämplig om lagändringen sker på grund av införlivande av europeisk eller internationell rätt, såvida inte den belgiska federala regeringen eller det belgiska federala parlamentet har föranlett eller aktivt främjat förekomsten av och innehållet i sådan lagstiftning på en annan nivå (internationell, överstatlig, europeisk regional, kommunal osv.), eller har föranlett eller aktivt främjat ett rättsligt beslut.

(209)

Som anges i skäl 180 i beslutet om att inleda förfarandet hävdar Belgien att kommissionens beslutspraxis tyder på att skydd mot lagändringar kan utgöra statligt stöd. Belgien hänvisar i detta avseende till kommissionens beslut om förlängning av livslängden för tre andra kärnreaktorer i Belgien, där kommissionen granskade skadeståndsklausulerna i avtalen mellan den belgiska staten och kärnkraftverkens ägare. Belgien drar därför slutsatsen att avtalet om rättsligt skydd mellan den belgiska staten och Engie kan innebära att Engie beviljas en selektiv ekonomisk fördel.

(210)

Belgien gör gällande att förlängningen av de två kärnreaktorernas livslängd kräver ett särskilt stödpaket på grund av den specifika ekonomiska situationen och kärnenergins specifika riskprofil.

(211)

Som anges i skäl 22 i beslutet om att inleda förfarandet har Electrabel inte gjort några avsättningar för långtidsdriften eftersom planen för alla belgiska kärntekniska tillgångar fram till mars 2022 var att de skulle läggas ned senast 2025, i enlighet med lagen om avveckling av kärnkraft. Till följd av beslutet om förlängning av livslängden för Doel 4 och Tihange 3 fanns ett brådskande behov av att renovera de två reaktorerna. Med tanke på den snäva tidsplanen och de ökade kostnaderna för bränsle och andra nödvändiga delar under de senaste åren är osäkerheten kring investeringskostnaderna för projektet för långtidsdrift betydande.

(212)

De belgiska myndigheterna har undersökt alternativa stödmekanismer, t.ex. deltagande av kärnteknik i den belgiska kapacitetsmekanismen, en fast inmatningspremie, ett enkelriktat differenskontrakt eller en modell med en regleringsmässig tillgångsbas.

(213)

Enligt de belgiska myndigheterna ansågs dessa alternativ, givet de marknadsmisslyckanden som nämns i avsnitt 3.1, vara mindre lämpliga för att stödja projektet för långtidsdrift av följande skäl:

(214)

Belgien uppger att det dubbelriktade differenskontraktet i kombination med de andra delåtgärderna i stödpaketet ger det stöd som krävs till en lägre kostnad för konsumenterna jämfört med alternativa ersättningsmekanismer.

(215)

Som anges i skäl 181 i beslutet om att inleda förfarandet är de slutliga stödmottagarna för den anmälda åtgärden i) Engie, som moderbolag till Electrabel, ensam operatör och delägare till de två reaktorerna (89,807 %), och som direkt part i det genomförandeavtal som ingåtts med den belgiska regeringen, samt ii) EDF S.A. (EDF) som yttersta moderbolag till Luminus, delägare i de två reaktorerna (10,193 %) och en del av de bidragande företagen, och, i egenskap av moderbolag till EDF Belgium, som en del av de bidragande företagen. Kommissionen har under det formella granskningsförfarandets gång inte funnit några skäl att ändra sin bedömning av de huvudsakliga stödmottagarna.

(216)

Kommissionen instämmer dock i Belgiens synpunkt när det gäller identifieringen av stödmottagarna för komponent 1 i åtgärden. Belgien hävdade särskilt i sina kommentarer till beslutet om att inleda förfarandet att BE-NUC (samriskföretaget mellan den belgiska staten och Electrabel) och Luminus, snarare än Electrabel och Luminus, är direkta stödmottagare när det gäller differenskontraktet, lånen för nedstängningskostnader, betalning av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning samt rörelsekapitalfaciliteten. Electrabel, som aktieägare i BE-NUC och nuvarande delägare i de två reaktorerna, kan ändå betraktas som en viktig stödmottagare av dessa delåtgärder i komponent 1. När det gäller de andra delåtgärderna i komponent 1, som ger stöd till drift och underhåll av de två reaktorerna, är Electrabel en direkt stödmottagare i egenskap av kärnkraftsoperatör och aktieägare i BE-NUC tillsammans med den belgiska staten, medan Luminus är en indirekt stödmottagare i egenskap av delägare till de två reaktorerna. Enligt punkterna 115 och 116 i kommissionens tillkännagivande om begreppet stöd kan en fördel även beviljas ett annat företag än de till vilka statligt stöd överförs direkt (indirekt fördel). Luminus drar nytta av kombinationen av delåtgärder i komponent 1 genom minskade operativa risker och insolvensrisker för projektet för långtidsdrift, utan att Luminus är direkt involverat i dessa delåtgärder. Luminus kan därför anses få en indirekt fördel av dessa delåtgärder. Denna indirekta fördel är inte tillämplig på avtalet om energiförvaltningstjänster eftersom Luminus äger sin andel av den el som produceras av de två reaktorerna och kommer att förvalta försäljningen av elen oberoende, och inte heller på avtalet om administrativa tjänster som ska ingås mellan Electrabel och BE-NUC.

(217)

När det gäller komponent 2 i den anmälda åtgärden gynnar överföringen av förpliktelser för kärnavfall och använt kärnbränsle samt avtalet om nedläggningsförpliktelser kärnkraftsoperatören, Electrabel, liksom Luminus och EDF Belgium i deras roll som bidragande företag som tillsammans med kärnkraftsoperatören är ekonomiskt ansvariga för förpliktelserna för kärnavfall och nedläggning.

(218)

När det gäller komponent 3 i den anmälda åtgärden föreskrivs det i det rättsliga skyddet att ensidiga åtgärder som antas av den belgiska staten och som särskilt påverkar eller gäller operatörer av kärnkraftsenheter i Belgien, och som negativt ändrar transaktionens materiella villkor, skulle ge rätt till ersättning. De direkta stödmottagarna är därmed Engie som moderbolag till Electrabel, operatör (och delägare) av kärnreaktorerna i Belgien, samt BE-NUC. På samma sätt som för några av delåtgärderna i komponent 1 är Luminus inte direkt involverat i de rättsliga skyddsåtgärderna enligt komponent 3, men ges en indirekt fördel eftersom även Luminus skulle erhålla ersättning vid rättsliga ändringar som påverkar projektet för långtidsdrift (se avsnitt 3.3.3). Luminus är därför indirekt stödmottagare av komponent 3 i åtgärden.

(219)

Som förklaras i avsnitt 3.7 i beslutet om att inleda förfarandet kräver projektet för långtidsdrift ett antal lagändringar, som sammanfattas i detta avsnitt.

(220)

Lagen om avveckling av kärnkraft organiserar sedan 2003 den gradvisa utfasningen av elproduktionen genom kärnkraft i Belgien och har redan ändrats tre gånger för att möjliggöra en förlängning av livslängden för Tihange 1, Doel 1 och Doel 2.

(221)

Den tioåriga förlängningen av livslängden för Doel 4 och Tihange 3 kräver ytterligare en ändring av lagen om avveckling av kärnkraft. Dessa ändringar har genomförts genom lagen om ändring av lagen om avveckling av kärnkraft, som godkändes av parlamentet i plenum den 18 april 2024, undertecknad av kungen den 26 april 2024 och offentliggjord i Belgiens officiella kungörelseorgan den 5 juni 2024.

(222)

I enlighet med Europaparlamentets och rådets direktiv 2011/92/EU (107), rådets direktiv 92/43/EEG (108) och Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/147/EG (109) uppger Belgien att en miljökonsekvensbedömning med gränsöverskridande samråd (110) krävs och har genomförts.

(223)

De olika delarna av projektet för långtidsdrift genomförs genom en separat lag för att garantera försörjningstryggheten inom energisektorn och reformera kärnenergisektorn, även kallad Phoenix-lagen. En detaljerad beskrivning av de olika kapitlen i Phoenix-lagen finns i skäl 191 i beslutet om att inleda förfarandet. Phoenix-lagen godkändes av parlamentet i plenum den 18 april 2024 och undertecknades av kungen den 26 april 2024. Den offentliggjordes i Belgiens officiella kungörelseorgan den 5 juni 2024.

(224)

Som anges i skäl 193 i beslutet om att inleda förfarandet har den belgiska staten inrättat två nya offentliga organ som kommer att ta på sig vissa ansvarsområden i samband med projektet för långtidsdrift:

(225)

BE-WATT-lagen och Hedera-lagen godkändes av parlamentet i plenum den 18 april 2024 och undertecknades av kungen den 26 april 2024. De offentliggjordes i Belgiens officiella kungörelseorgan den 5 juni 2024.

(226)

För det första regleras tillstånd för anläggningar som konditionerar kärnavfall i det kungliga dekretet om tillstånd. Detta kungliga dekret har ändrats för att tillåta att tillstånd ges till konditioneringsanläggningar som konditionerar kärnavfall i enlighet med de avtalsenliga kriterierna för överföring. En separat kategori kommer att införas för tillstånd för konditioneringsanläggningar som uppfyller de avtalsenliga kriterierna för överföring. Det antogs den 11 juli 2024 och offentliggjordes i Belgiens officiella kungörelseorgan den 15 juli 2024.

(227)

För det andra fastställer det kungliga dekretet om avtalsenliga kriterier för överföring de avtalsenliga kriterierna för överföring och kategoriseringen av avfallspaketen, samt hur de förbrukar volymkrediten. Det antogs den 11 juli 2024 och offentliggjordes i Belgiens officiella kungörelseorgan den 15 juli 2024.

(228)

Belgien kommer att finansiera det totala finansieringsbehovet för projektet för långtidsdrift via den allmänna statsbudgeten, inbegripet eventuella återbetalningar från det dubbelriktade differenskontraktet.

(229)

Som anges i skäl 200 i beslutet om att inleda förfarandet uppskattar Belgien kapitalutgifterna för projektet för långtidsdrift till [2–2,5] miljarder euro och de totala driftskostnaderna under löptiden till [7 000–8 000] miljoner euro.

(230)

Nettoeffekten på den belgiska statsbudgeten är dubbel: först genom kapitaltillskottet på 24,7 miljoner euro till samriskföretaget och sedan genom nettokostnaden för de åtgärder som ska betalas av motparten i ersättningsavtalet. Belgien uppger att de förväntade budgetutgifterna inte bara bygger på kostnadsprognoser utan även på prognoser för energimarknadspriser och intäkter, eftersom projektet för långtidsdrift kommer att finansieras genom en kombination av marknadsintäkter, differensbetalningar enligt differenskontraktet, betalning av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning samt lån för nedstängningskostnader.

(231)

Enligt prognosen i grundscenariot för den finansiella modell som användes vid undertecknandet kommer motparten under projektets löptid att erhålla ett totalt nominellt nettobelopp på [0–500] miljoner euro.

(232)

Om elpriserna skulle utvecklas enligt en lägre prognos skulle dock den belgiska regeringens kostnad för åtgärden öka med [4 000–4 500] miljoner euro på grund av högre betalningar via differenskontraktet. Om en oväntad händelse inträffar där båda kärnkraftverken blir otillgängliga skulle motparten i ersättningsavtalet också behöva betala ytterligare stöd på [500–1 000] miljoner euro per år av otillgänglighet. I ett negativt scenario med låga elpriser och en händelse som orsakar driftavbrott i 12 månader skulle motparten i ersättningsavtalet bli tvungen att tillhandahålla ett totalt nettobelopp (nominellt) på [4 000–4 500] miljoner euro under projektets löptid, dvs. åtgärdens budget skulle ligga nära [40–50] % av de totala kapital- och driftskostnaderna.

(233)

Belgien bekräftar att åtgärden inte kan kumuleras med annat stöd som mottagits för att täcka samma kostnader inom ramen för projektet för långtidsdrift. Belgien uppger att inga andra medel än statsbudgeten planeras ingå i finansieringen av projektet för långtidsdrift och bekräftar att inga unionsmedel kommer att ingå.

(234)

Kommissionen antog beslutet att inleda förfarandet den 22 juli 2024. Kommissionen ansåg preliminärt att åtgärden utgjorde statligt stöd och uttryckte tvivel om dess förenlighet med den inre marknaden enligt artikel 107.3 c i EUF-fördraget. I beslutet om att inleda förfarandet uttryckte kommissionen tvivel om stödets nödvändighet, lämplighet och proportionalitet, om icke-överträdelse av unionsrätten och om potentiell otillbörlig snedvridning av konkurrens och handel.

(235)

För det första, beträffande stödets nödvändighet, uttryckte kommissionen tvivel om de finansiella stödåtgärderna i komponent 1. Även om kommissionen medger att kärnkraftsoperatören och kärnreaktorernas ägare kan behöva en stabil intäktskälla med tanke på osäkerheten kring det framtida elmarknadspriset ifrågasatte kommissionen om de ytterligare finansiella stödåtgärderna utöver det dubbelriktade differenskontraktet var nödvändiga. Kommissionen hyste framför allt tvivel om inrättandet av ett samriskföretag som den belgiska regeringen kommer att vara aktieägare i, betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning samt lånen för nedstängningskostnader.

(236)

För det andra, beträffande stödets lämplighet, uttryckte kommissionen återigen tvivel om de finansiella stödåtgärderna i komponent 1. Kommissionen ville ytterligare undersöka det dubbelriktade differenskontraktet som Belgien föreslagit, eftersom det verkade sakna lämpliga incitament att reagera på marknadsförhållanden och planera underhåll så effektivt som möjligt (inbegripet användningen av dagen före-marknadspriset som referensmarknadspris i utformningen av differenskontraktet). Dessutom ifrågasatte kommissionen om kombinationen av ersättningsåtgärder inte befriar stödmottagarna från en alltför stor andel av marknadsriskerna och de operativa riskerna.

(237)

För det tredje, beträffande stödets proportionalitet, uttryckte kommissionen tvivel om proportionaliteten i flera av åtgärderna för ekonomisk ersättning (däribland lånen för nedstängningskostnader samt betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning). Kommissionen ansåg att dessa åtgärder kombineras med ett differenskontrakt och är utformade för att nå målavkastningsgraden 7 %, vilket endast kan bedömas med avseende på åtgärderna i sig och den riskminskning som de ger. Kommissionen ansåg därför att den vid tidpunkten för beslutet om att inleda förfarandet inte kunde bedöma proportionaliteten hos denna målavkastningsgrad abstrakt och drog slutsatsen att proportionalitetsbedömningen endast kan följa bedömningen av åtgärdernas lämplighet. Kommissionen hyste dessutom tvivel om fastställandet av engångsbeloppet på 15 miljarder euro för överföringen av förpliktelserna för kärnavfall och använt kärnbränsle (särskilt den diskonteringsränta som används och riskpremiens storlek) samt om beloppet för ytterligare nedläggningsförpliktelser till följd av projektet för långtidsdrift (som ännu inte var känt vid tidpunkten för beslutet om att inleda förfarandet).

(238)

Kommissionen ifrågasatte slutligen om inte en olämplig utformning av differenskontraktet och kumuleringen av alla finansiella stödåtgärder skulle kunna leda till otillbörlig snedvridning av marknaden. Dessutom behövde kommissionen ytterligare garantier för identitet och oberoende med avseende på den enhet som säljer de två reaktorernas produktion på marknaden enligt avtalet om energiförvaltningstjänster.

(239)

Belgien besvarade beslutet om att inleda förfarandet den 22 augusti 2024. I Belgiens inlaga fanns ytterligare oberoende analyser utarbetade av Compass Lexecon om differenskontraktets utformning, lånen för nedstängningskostnader och betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning (tillhandahölls den 22 augusti) samt om avfallstaket (tillhandahölls den 30 augusti 2024) till svar på de tvivel som kommissionen anförde i beslutet om att inleda förfarandet i fråga om det finansiella stödpaketets nödvändighet, lämplighet och proportionalitet (komponent 1 i stödåtgärden), avfallsavtalets proportionalitet (komponent 2 i stödåtgärden), överensstämmelsen mellan differenskontraktets utformning och unionslagstiftningen samt potentiell otillbörlig snedvridning av konkurrens och handel.

(240)

I Belgiens svar på beslutet om att inleda förfarandet diskuteras den ursprungliga åtgärden (projektet för långtidsdrift) enligt beskrivningen i beslutet om att inleda förfarandet. Den aktuella åtgärden omfattar ändringar (som införts för att skingra de tvivel som kommissionen uttryckte i sitt beslut om att inleda förfarandet) i förhållande till den ursprungliga åtgärden och beskrivs närmare i avsnitt 3 i detta beslut.

(241)

Belgiens argument beskrivs närmare nedan.

(242)

Belgien höll med kommissionen om att främjande av incitament för marknadsmässighet och minimering av eventuella otillbörliga snedvridningar är grundläggande inslag i stödmekanismers utformning.

(243)

Enligt Belgien, och med stöd av en ytterligare oberoende ekonomisk analys som utarbetats av Compass Lexecon (111), är det de två reaktorernas tekniska, regleringsmässiga och ekonomiska begränsningar (se även avsnitt 2.1) som formar differenskontraktets genomförbarhet och lämplighet. Belgien hävdade särskilt att tillhandahållande av ekonomiska incitament för kärnkraftsoperatören att reagera på marknadsförhållanden i situationer där förmågan att reagera är begränsad kan innebära en mindre fördelaktig riskfördelning och öka osäkerheten gällande framtida intäkter utan reduceringsmöjligheter. Högre risker för stödmottagaren som inte kan hanteras genom driftsavgifter kan således leda till en försämrad risk- och avkastningsprofil för investeringen och ekonomisk obalans i stödordningen (t.ex. krav på ett högre mål för internräntan). Den förväntade effekten på stödkostnaderna måste därför vägas mot de kostnader som motparten i ersättningsavtalet ådrar sig genom att direkt bära den risken.

(244)

Belgien hävdar vidare att den affärsmässiga driften av de två reaktorerna och de motsvarande anbudsbesluten utgör det ekonomiska riktmärket för en utformning av differenskontraktet som upprätthåller ett marknadsmässigt beteende.

(245)

I det aktuella fallet erinrar Belgien om att det finns olika tekniska och driftsmässiga begränsningar som starkt begränsar handlingsutrymmet vid planering av underhåll och för reglering, och därmed möjligheten för värdeskapande som förknippas med ökade ekonomiska incitament:

(246)

Belgien hävdade att med tanke på de två reaktorernas driftsmässiga och säkerhetsmässiga begränsningar skulle vissa alternativa utformningar av differenskontraktet som anges nedan inte fördela risker och uppmuntra marknadsmässigt beteende mer effektivt än den föreslagna utformningen. Belgien gör särskilt gällande att det i vissa fall kan främja effektiva beslut gällande dirigering/drift om man använder långsiktiga referenspriser och referensvolymer eftersom det minskar sambandet mellan betalningarna enligt differenskontraktet och det faktiskt erhållna marknadspriset. Detta kan dock vara olämpligt i det aktuella fallet på grund av de två reaktorernas driftsmässiga begränsningar och de unika tillgänglighetsmönstret under perioden med arbeten kopplade till långtidsdriften, såsom förklaras nedan:

(247)

Enligt Belgien är syftet med den valda utformningen av differenskontraktet, tillsammans med dess särskilda arrangemang (justeringen av marknadsprisrisken och regleringsarrangemanget), att balansera marknadsriskexponeringen med driftsincitament för att stödja både investeringar och kortsiktig marknadseffektivitet. Den uppmuntrar till snabba reaktioner på marknadssignaler utan att skapa onödig komplexitet och är förenlig med de två reaktorernas tekniska och regleringsmässiga begränsningar. Belgien hänvisade i detta avseende till

(248)

Av de anledningar som anges ovan kom Belgien fram till att kommissionens farhågor gällande lämpligheten av utformningen av differenskontraktet i beslutet om att inleda förfarandet var ogrundade.

(249)

Belgien beslutade sig under det formella granskningsförfarandet för att ändra differenskontraktets utformning och mekanismen för justering av marknadsprisrisken i syfte att förstärka incitamenten för marknadsmässighet och för att ta marknadsutvecklingen i beaktande.

(250)

Electrabel och den belgiska staten planerar att bilda ett samriskföretag som ägs till hälften av vardera part och som kommer att inneha de relevanta tillgångarna för fortsatt drift av de två reaktorerna.

(251)

Belgien uppgav att denna metod ger den belgiska staten medbestämmande i projektföretaget, eftersom de två aktieägarna går in i samriskföretaget på lika villkor och, som aktieägare, med samma risknivå (motsvarande vanlig aktieägarrisk och finansiering) och fördelar (särskilt utdelningar). Den gör det också möjligt för den belgiska staten att behålla ett visst ägande av kritisk infrastruktur.

(252)

Belgien förklarade att om BE-NUC:s intäkter inte är tillräckliga för att täcka kostnaderna som driften av de två reaktorerna innebär (kostnaderna i avtalet om drift och underhåll och andra kapitalutgifter för drift, bränsle och underhåll) är den belgiska staten, i egenskap av motpart i ersättningsavtalet, skyldig att betala underskottskompensation till BE-NUC (och Luminus). BE-NUC måste lämna in en årlig avstämningsrapport i detta syfte. Denna betalning av minimidriftskostnader ska säkerställa att det finns tillräckligt med likvida medel för att täcka dessa kostnader, och säkra BE-NUC:s långsiktiga lönsamhet och solvens. Dessutom kommer motparten i ersättningsavtalet att tillhandahålla en kapitalbetalning som består av ett kostnadsskydd på 50 % av det investerade kapitalet utifrån de periodiserade kapitalkostnaderna för förlängningen av de två reaktorernas livslängd. Både betalningen av minimidriftskostnader och kapitalbetalningen gäller från och med datum för långtidsdriftens omstart.

(253)

Belgien förklarade att man också kommer att ställa kreditfaciliteter till förfogande för både BE-NUC och Luminus från och med den 1 juli 2025 för att finansiera drift- och underhållskostnader under vissa nedstängningsperioder enligt klausul 3.2 A (anskaffning av lån för nedstängningskostnader) i ersättningsavtalet. Närmare bestämt kommer den belgiska staten att tillhandahålla lån för nedstängningskostnader till en begränsad ränta som ska återbetalas enligt en fastställd återbetalningsplan, i stället för ytterligare kapital till BE-NUC och Luminus, för att i två trancher finansiera

(254)

Belgien förklarade att betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning hanterar risker med stor påverkan som leder till förluster under driftsfasen. Tillsammans med lånen för nedstängningskostnader under omstartsfasen är dessa åtgärder nödvändiga för att säkerställa att projektet genererar tillräckliga kassaflöden för att betala kärnkraftsoperatören och för att upprätthålla långsiktig operativ lönsamhet. Belgien hävdar att kärnkraftverket utan dessa åtgärder skulle kunna gå i konkurs i händelse av långvariga driftavbrott eller regleringsmässiga (politiska) förändringar som leder till otillgänglighet.

(255)

För att ytterligare styrka dessa påståenden lämnade Belgien följande anmärkningar, med stöd av en oberoende analys som utarbetats av Compass Lexecon (112):

(256)

Belgien drog därför slutsatsen att betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning samt lånen för nedstängningskostnader är lämpliga och proportionella.

(257)

Efter det formella granskningsförfarandet beslutade Belgien att införa ett tak för de potentiella betalningarna av minimidriftskostnader och kapitalbetalningar på högst 2 miljarder euro genom att utnyttja sin uppsägningsrätt eller sina uppsägningsrätter enligt ersättningsavtalet, såvida inte en analys utförd den belgiska staten visar att en sådan uppsägning skulle kunna inverka negativt på Belgiens försörjningstrygghet och/eller att en uppsägning inte skulle vara lämplig ur ett budgetperspektiv. Närmare uppgifter finns i avsnitt 3.3.1.3.3.

(258)

Enligt Belgien går den belgiska staten och Electrabel, som aktieägare, med på att finansiera sin proportionella andel av BE-NUC:s finansieringsbehov eller oväntade finansieringsunderskott (i den mån detta rör sig om kostnader och utgifter som inte finansieras genom andra mekanismer, såsom BE-NUC:s intäkter, differensbetalningar till BE-NUC enligt ersättningsavtalet, lån för nedstängningskostnader osv. för att säkerställa att kostnader inte täcks två gånger).

(259)

Belgien förklarade att Electrabel och den belgiska staten ingick individuella och identiska avtal om aktieägarlån med BE-NUC. Räntesatserna har inte fastställts, men i aktieägarlåneavtalen föreskrivs att räntan för varje aktieägarlån kommer att vara armlängdsmässig och fastställas av BE-NUC:s styrelse i enlighet med aktieägaravtalet, med hänvisning till rådande marknadsräntor och eventuell jämförbar tredjepartsfinansiering som finns tillgänglig vid den aktuella tidpunkten. Återbetalningsvillkoren för beloppen och räntesatserna är identiska.

(260)

Belgien förklarade att rörelsekapitalfaciliteten syftar till att finansiera behovet av rörelsekapital som härrör från driften av de två reaktorerna. BE-NUC får utnyttja rörelsekapitalfaciliteten om skillnaden mellan kassainflöden och kassautflöden är mindre än de beräknade driftskostnaderna för den kommande utgiftsperiod som anges i ersättningsavtalet. Rörelsekapitalfacilitetens belopp ska vara minst de genomsnittliga uppskattade driftskostnaderna för en tremånadersperiod. Belgien klargjorde att rörelsekapitalfaciliteten i själva verket under varje givet år fungerar som en länk till den årliga betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning i form av en revolverande kredit som, om den utnyttjas, årligen återbetalas av den betalning av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning som görs av Belgien.

(261)

Belgien klargjorde att Electrabel kommer att föreslå en metod för Electrabels aktieägarlån och beskriva detta i en villkorsförteckning som ska meddelas BE-NUC:s styrelse och sedan kopieras för den belgiska statens lån samt för rörelsekapitalfaciliteten. Återbetalningsvillkoren för beloppen och räntesatserna är identiska. Belgien uppgav att metoden fortfarande diskuterades och skulle meddelas i ett senare skede.

(262)

När det gäller köpet av energiledningstjänster inom ramen för avtalet om energiförvaltningstjänster angav Belgien att köpet av dessa tjänster sker genom ett konkurrensutsatt, transparent, icke-diskriminerande och villkorslöst anbudsförfarande. Avtalet om energiförvaltningstjänster kommer att tilldelas genom ett förhandlat förfarande med föregående anbudsinfordran (artikel 120 i den belgiska lagen om offentlig upphandling av den 17 juni 2016), som är ett standardförfarande inom den allmännyttiga sektorn. Belgien drar därför slutsatsen att avtalet om energiförvaltningstjänster inte medför någon fördel för energiförvaltaren (partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster) och att partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster inte gynnas av statligt stöd.

(263)

Belgien hävdade att även om tillämpningen av direktiven om offentlig upphandling redan ger ett antal garantier, med tanke på de upphandlade tjänsternas betydelse och känsligheten ur ett konkurrensperspektiv, har ytterligare bestämmelser och skyddsåtgärder genomförts för att säkerställa att det kommer att finnas tillräcklig konkurrens i anbudsförfarandet.

(264)

Belgien har närmare bestämt förklarat att man innan anbudshandlingarna utarbetades skickade ut en begäran om upplysningar gällande avtalet om energiförvaltningstjänster för att samla in synpunkter från marknaden, inbegripet ett stort antal ämnen som rör innehållet i avtalet om energiförvaltningstjänster. Dessutom innehåller anbudsförfarandet särskilda urvalskriterier som säkerställer att de kvalificerade/utvalda deltagarna är lämpliga med tanke på den upphandlade tjänstens betydelse och känslighet. Mer information om anbudsförfarandet och urvalskriterierna finns i avsnitt 3.3.1.5.1.

(265)

Som konstateras i avsnitt 3.3.1.5.2 beslutade Belgien efter det formella granskningsförfarandet att överföra beslutsbefogenheten när det gäller ekonomiska regleringar till partnern i avtalet om energiförvaltningstjänster och att ersätta partnerns fasta ersättning med en kombination av en fast och en rörlig avgift för att på så sätt ge större incitament att reglera i enlighet med marknadssignaler samtidigt som hänsyn tas till de två reaktorernas tekniska begränsningar (och potentiella risker för automatisk nedstängning).

(266)

Belgien uppgav att särskilda åtgärder planeras om GEMS, Engies handelsenhet (en affärsenhet inom Engiekoncernen som är oberoende av affärsenheten Nuclear), skulle delta i anbudsförfarandet.

(267)

Belgien klargjorde vidare att tillräckliga åtgärder vidtas, och kommer att vidtas och genomföras för att effektivt identifiera och förebygga eventuella intressekonflikter. Dessa åtgärder kan sammanfattas på följande sätt:

(268)

Belgien klargjorde också att GEMS som en reservlösning, om avtalet om energiförvaltningstjänster inte ingås i tid, tillfälligt kommer att utföra tjänsterna som ingår i avtalet om energiförvaltningstjänster för att säkerställa kontinuitet. Belgien hävdade att detta arrangemang är nödvändigt och lämpligt för att säkerställa den allmännyttiga tjänstens kontinuitet (försäljningen av den el som produceras av de två reaktorerna), men att lösningen är strikt begränsad tidsmässigt och till vad som är absolut nödvändigt.

(269)

Belgien drog slutsatsen att anbudsförfarandet för avtalet om energiförvaltningstjänster utesluter eventuellt statligt stöd, eftersom i) den belgiska staten kommer att se till att BE-NUC följer lagstiftningen och principerna för offentlig upphandling noggrant, och ii) det omfattande samrådet innan det faktiska anbudsförfarandet inleds ger ytterligare garantier för att inköp av tjänster genomförs genom ett konkurrensutsatt, transparent, icke-diskriminerande och villkorslöst anbudsförfarande.

(270)

Dessutom drog Belgien slutsatsen att alla risker för avskärmning av marknaden och andra eventuella konkurrensbegränsande metoder från Engies sida undviks och att alla åtgärder och skyddsåtgärder har vidtagits för att säkerställa att en oberoende partner i avtalet om energiförvaltningstjänster utses. GEMS skulle endast tillfälligt tillhandahålla dessa tjänster som en reservlösning, något som är nödvändigt och lämpligt för att säkerställa den allmännyttiga tjänstens kontinuitet.

(271)

Belgien klargjorde att förpliktelser för nedläggning och nedmontering till följd av projektet för långtidsdrift (negativa synergier), om de bevisas av Electrabel, kommer att bäras av den belgiska staten genom en engångsbetalning (fullständig och slutgiltig) på transaktionens slutdatum. Belgien förklarade att genomförandeavtalet föreskriver att den belgiska staten och Electrabel ska komma överens om beloppet inom en fastställd tidsram, och att om de inte gör det kommer ärendet att lämnas till CPN/CNV för beslut.

(272)

Belgien erinrade om att eftersom frågan var under behandling hos CPN/CNV vid tidpunkten för beslutet om att inleda förfarandet bedömdes inte dess proportionalitet i beslutet om att inleda förfarandet.

(273)

Belgien förklarade att den belgiska staten och Electrabel inte kunde enas om beloppet inom den fastställda tidsramen, så ärendet lämnades till CPN/CNV för beslut. Belgien klargjorde närmare bestämt följande:

(274)

Belgien drog därför slutsatsen att beloppet för överföringen av ytterligare nedläggningsförpliktelser till följd av projektet för långtidsdrift enligt CPN/CNV:s råd av den 24 juni 2024 är proportionellt.

(275)

Belgien inkom den 30 augusti 2024 även med ytterligare en oberoende analys från Compass Lexecon med en ekonomisk analys av utformningen av avfallstaket, inbegripet en analys av diskonteringsräntan på 3 % och närmare förklaringar av hur de ytterligare risker som identifierats av CPN/CNV antingen redan täcks av den riskpremie som beräknats av den belgiska staten eller har begränsad sannolikhet/påverkan.

(276)

Belgien angav att kommissionens farhågor i fråga om diskonteringsräntan härrör från en analys gjord av CPN/CNV i dess råd till energiministern av den 7 mars 2023 (113) där CPN/CNV anser att diskonteringsräntan som bör användas för utgifter för använt kärnbränsle gradvis måste närma sig den långsiktiga riskfria avkastningsgraden (beräknad till 2,17 %) och föreslår att en diskonteringsränta i två steg ska användas (3,17 % för de första 30 åren och 2,17 % efter den första perioden på 30 år).

(277)

Belgien hänvisade till en oberoende analys som utarbetats av Compass Lexecon (114), som visade att den diskonteringsränta på 3 % som belgiska staten satt är proportionell, baserat på i) en ekonomisk analys av CPN/CNV:s rekommenderade metod, ii) andra relevanta metoder och iii) det tyska prejudikatet i ärende SA.45296.

(278)

Belgien hävdade att kommissionens farhågor rörande riskerna som beaktas i avtalet om avfallstak också härrör från CPN/CNV:s råd till energiministern (se fotnot 113), enligt vilket följande tre risker bör beaktas:

(279)

Compass Lexecons oberoende analys visade att dessa risker har beaktats och att den belgiska statens strategi är försiktig och inbegriper tillräckliga oförutsedda utgifter för att täcka dessa risker.

(280)

Denna analys har kompletterats med svaret på fråga 5.4 i begäran om upplysningar av den 1 oktober 2024. Belgien uppgav att Hederas portfölj i praktiken bör utformas för att hantera alla ekonomiska scenarier som är rimliga för perioden, särskilt inflationsnivån. Hederas mål är att uppnå en reell avkastning på 1 % (dvs. 1 % över inflationsnivån). I detta syfte kommer Hedera att utveckla en strategi som tar hänsyn till risken för att en sådan avkastning inte kan uppnås inom ramen för vissa ekonomiska system (t.ex. under en förlängd period med hög inflation) om portföljen endast består av obligationer. Hedera kommer därför att inrikta sig på en dynamisk förvaltning av tillgångar och skulder, baserat på en diversifierad portfölj som omfattar tillgångar som låter fonden skydda sig mot inflation. Hedera skulle t.ex. kunna utforma en portfölj baserad på (men inte begränsad till) obligationer och skuldinstrument, eget kapital, fastigheter och derivat, med det långsiktiga målet att uppnå en reell avkastning på 1 % samtidigt som volatilitetsrisken minimeras. Slutligen bör det noteras att Hedera kommer att begränsa sin exponering mot belgiska aktier, obligationer och fastigheter. Detta för att säkerställa diversifiering och att fonden är tillräckligt frikopplad från den belgiska ekonomin.

(281)

Belgien hävdade att de olika komponenterna och delåtgärderna i projektet för långtidsdrift ingick i Engies krav för att nå en överenskommelse om en förlängning av livslängden och att alla ingick i de övergripande transaktionsdokument som undertecknades den 13 december 2023. Belgien påpekade dock att komponenterna i projektet för långtidsdrift skiljer sig åt på ett antal punkter och kompletterar varandra, vilket begränsar eventuella kumulativa effekter som kan uppstå.

(282)

Belgien hänvisade till rättspraxis som behandlar frågor för bedömningen av på varandra följande åtgärder, däribland

(283)

Belgien angav att föremål och karaktär för de tre komponenterna i projektet för långtidsdrift till sin natur skiljer sig åt och påpekade att kommissionen i sitt beslut om att inleda förfarandet inte specifikt beaktade skillnaderna och likheterna vad gäller föremål och karaktär för komponenterna 1, 2 och 3. I detta avseende lämnade Belgien följande uppgifter:

(284)

Belgien konstaterade att det övergripande syftet med de tre komponenterna är att förlänga de två reaktorernas livslängd. Belgien hävdade dock att varje enskild komponents särskilda syfte är en relevant del av bedömningen.

(285)

Belgien hävdade också att komponenterna 1, 2 och 3 har olika direkta stödmottagare. Belgien medgav att identifieringen av stödmottagare för varje åtgärd är en viktig punkt i bedömningen av förekomsten av kumulativa effekter. I detta avseende inkom den belgiska staten med följande iakttagelser:

(286)

Komponenterna 1, 2 och 3 skiljer sig avsevärt åt i fråga om föremål och karaktär, syfte och stödmottagare; de har ingåtts samtidigt och tjänar det övergripande syftet att förlänga de två reaktorernas livslängd. Som visas ovan motsvarar varje komponent ett specifikt syfte och de kompletterar således varandra, vilket begränsar eventuella kumulativa effekter som uppstår.

(287)

När det gäller en potentiellt förändrad riskprofil för Electrabel tack vare komponenterna 2 och 3 kan dessa åtgärder faktiskt gynna Electrabel som kärnkraftsoperatör och därmed förbättra Electrabels riskprofil generellt. Komponenterna 2 och 3 ändrar inte riskprofilen för BE-NUC, som är den främsta stödmottagaren av komponent 1. Enligt en oberoende analys som genomförts av Compass Lexecon är BE-NUC:s riskprofil den relevanta faktorn för att bedöma proportionaliteten hos komponent 1, med tanke på de specifika risker som påverkar projektet och riskfördelningen mellan den belgiska regeringen och BE-NUC.

(288)

Engie lämnade in sina synpunkter på beslutet om att inleda förfarandet den 9 september 2024. I sin inlaga lägger Engie fram bevis och analyser till stöd för sitt argument att det inte finns någon grund för de tvivel som kommissionen framförde i sitt beslut om att inleda förfarandet. Engies svar på beslutet om att inleda förfarandet behandlar den ursprungliga åtgärden enligt beskrivningen i beslutet om att inleda förfarandet. Den aktuella åtgärden omfattar ändringar (som införts för att ta itu med de tvivel som kommissionen uttryckte i sitt beslut om att inleda förfarandet) i jämförelse med den ursprungliga åtgärden, och beskrivs närmare i avsnitt 3 i detta beslut. Engies ståndpunkt ligger i linje med de belgiska myndigheternas ståndpunkt.

(289)

Engie hävdade att projektet för långtidsdrift är ett övergripande avtal och resultatet av omfattande och ihållande förhandlingar med den belgiska regeringen, där den vägledande principen är att man ska fortsätta sitt åtagande gentemot Belgien och bidra till landets försörjningstrygghet genom att godta Belgiens begäran om att förlänga två kärnreaktorers livslängd och därmed upphäva sin offentliga strategi att avsluta kärnkraftsverksamheten i Belgien efter 2025 (se skäl 23). Dessutom hävdade Engie att projektet för långtidsdrift har positiva effekter på den inre marknaden av följande skäl:

(290)

Engie hävdade också att det finns flera skillnader mellan projektet för långtidsdrift (förlängning av livslängden för Doel 4 och Tihange 3) och 2015 års förlängning av livslängden för Doel 1, Doel 2 och Tihange 1 (den befintliga långtidsdriften).

(291)

Engie uppgav att alla dessa faktorer ledde till att Engie och den belgiska staten ingick ett omfattande avtal om både den begärda förlängningen av livslängden (med förbehåll för en begränsning av Engies riskexponering) och hanteringen av överfört använt kärnbränsle och kärnavfall, och ansåg att den befintliga långtidsdriften inte är en relevant referens för att bedöma nödvändighet och lämplighet för de olika åtgärderna i det aktuella projektet för långtidsdrift.

(292)

Engies huvudsakliga argument beträffande de tvivel som kommissionen anförde i beslutet om att inleda förfarandet beskrivs närmare nedan.

(293)

Kommissionen anser att åtgärdens tre komponenter kan bedömas som en del av ett enda ingripande från den belgiska staten, i den mån de alla är kopplade till samma händelse, dvs. förlängningen av livslängden för de två reaktorerna.

(294)

Engie uppgav att man inte har några invändningar mot klassificeringen som ett enda ingripande, i den mån den motsvarar de kriterier som fastställts i Europeiska unionens domstols rättspraxis (119). Engie delade särskilt kommissionens uppfattning i skäl 208 i beslutet om att inleda förfarandet att åtgärdens tre komponenter är beroende av varandra och bidrar till att avtalet om förlängning av livslängden fullgörs, vilket gör att de kan betraktas som ett enda ingripande. Engie medgav att man hade krav gällande sin riskexponering och hanteringen av använt kärnbränsle och kärnavfall, och att detta ledde till en övergripande och omfattande överenskommelse som gick längre än att endast införa en ersättningsmekanism för den förlängda driften av kärnkraftsenheterna. Utan att ifrågasätta denna föreslagna klassificering som ett enda ingripande påpekade Engie dock att vissa av delåtgärderna i projektet för långtidsdrift inte utgör statligt stöd, eftersom de inte ger Electrabel någon selektiv fördel, särskilt följande:

(295)

Engie betonade att stimulanseffekten, som kommissionen ansåg vara rimlig i sin bedömning av skälen 229 och 239 i beslutet om att inleda förfarandet, inte är hypotetisk, men att det inte råder något tvivel om att Electrabel inte skulle ha fortsatt driften av de två reaktorerna utan projektet för långtidsdrift, inklusive de tre komponenterna. Engie uppgav i detta avseende att

(296)

Dessutom betonade Engie att incitamentet för Electrabel att fortsätta driva de två reaktorerna härrör från hela det stödpaket som tillhandahålls genom projektet för långtidsdrift, som har finjusterats på lämpligt sätt för detta ändamål. Ingen delåtgärd skulle i sig ha kunnat ge tillräckliga incitament. Engie skulle även ha vägrat att gå vidare med projektet för långtidsdrift om någon del av paketet hade avlägsnats. Engie anför slutligen att de åtgärder som avses i skäl 235 i beslutet om att inleda förfarandet således inte bör betraktas som att de var och en ger särskilda (eller ytterligare) incitament, utan bör betraktas som en helhet.

(297)

Engie ansåg att det är nödvändigt att skapa en gemensam struktur där den belgiska staten äger en andel på 50 % för att uppnå målen för projektet för långtidsdrift, dvs. en snabb omstart av de två reaktorerna senast i november 2025. Engie uppgav att man hade begärt en riskdelningsmekanism på 50/50-basis med den belgiska staten innan avtalet om projektet för långtidsdrift antogs.

(298)

Enligt Engie var det av flera skäl olämpligt att endast införa ersättningsmekanismer för detta ändamål: i) ersättningsavtalet innebär kvarstående risker för Engie, ii) utan samriskföretaget skulle Engie tillfälligt ha behövt bära 100 % av förlusterna i väntan på den ersättning/kompensation som skulle ha föreskrivits i avtalen och iii) Engie höll på att begränsa sin exponering för kärnenergi och ville inte ensamt stå för de nödvändiga investeringsutgifterna på mer än [2–2,5] miljarder euro för projektet för långtidsdrift, och ensamt bära alla potentiella förluster på grund av oväntad otillgänglighet och kostnadsöverskridanden.

(299)

Dessutom uppgav Engie att man genom den belgiska statens finansiella medverkan i vinster och förluster från de två reaktorerna (särskilt utdelningar) kunde förutse att den belgiska staten skulle få ytterligare incitament att ta hänsyn till de två reaktorerna i sina framtida politiska beslut. Engie drog därför slutsatsen att inrättandet av den gemensamma strukturen innebär att den belgiska statens och Engies intressen sammanfaller.

(300)

Engie hävdade också att samriskföretaget är lämpligt och proportionellt eftersom Engie, som är en privat aktör, kommer att kunna motverka eventuella risker att den belgiska staten agerar på ett partiskt sätt genom sin gemensamma kontroll över strategiska beslut som gäller BE-NUC, och den belgiska staten och Engie kommer att utöva sina rättigheter i styrningen av BE-NUC på lika villkor.

(301)

När det gäller behovet av ett differenskontrakt hävdade Engie att med tanke på marknadsmisslyckandena kopplade till kärnenergiindustrin och den kraftiga volatiliteten på elmarknaden under de kommande åren är projektet för långtidsdrift exponerat för en stor risk för ett finansieringsunderskott, vilket gör differenskontraktet till ett nödvändigt instrument för att uppnå ett mål av gemensamt intresse. Engie hänvisade också till den korta löptiden för förlängningen av livslängden (10 år) jämfört med de genomsnittliga investeringarna i kärnenergisektorn, de betydande kostnaderna och det faktum att de två reaktorerna inte kommer att ha en kapacitet på 100 % under de första tre åren eftersom arbeten kopplade till förlängningen av livslängden kommer att slutföras samtidigt.

(302)

Engie hävdade att utformningen av differenskontraktet och justeringen av marknadsprisrisken är lämpliga och proportionella för att bevara de två reaktorernas incitament att reagera effektivt på marknadssignaler. I detta avseende hänvisar Engie till samma argument som den belgiska staten när det gäller de två reaktorernas tekniska, regleringsmässiga och ekonomiska begränsningar (se avsnitt 2.1). Engie hävdade att även i dagsläget, utan differenskontraktet och med en flotta på fem reaktorer som möjliggör en mer diversifierad strategi, är Engies flexibilitet mycket begränsad när det gäller att anpassa produktionen av kärnkraftsel som svar på kort- och medellångsiktiga marknadssignaler. Enligt Engie har differenskontraktet utformats för att inom detta begränsade manöverutrymme ge BE-NUC incitament att reagera på prissignaler, i den mån det är tekniskt möjligt.

(303)

Vad gäller parametrarna för differenskontraktets utformning, hävdade Engie slutligen att dagen före-marknadspriset är ett lämpligt marknadsreferenspris.

(304)

Engie betonade att behovet av betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning samt lånen för nedstängningskostnader främst är kopplat till det specifika sammanhanget för projektet för långtidsdrift, till följd av i) det sena beslutet om att förlänga livslängden för Doel 4 och Tihange 3 och den begränsade tiden för att förbereda och genomföra nödvändigt arbete kopplat till långtidsdriften, ii) de åldrande tillgångarna och den ökade systemrisken med att ha två enheter som använder sig av samma teknik, iii) den samtidiga omstarten och driften av de två reaktorerna under de första tre åren och iv) den utjämnade kostnaden för att producera energi för kärnkraftsanläggningarna vars livslängd förlängs, där drift- och underhållskostnaderna är högre än för en ny kärnkraftsanläggning.

(305)

Engie uppgav vidare att både betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning och lånen för nedstängningskostnader är nödvändiga eftersom i) betalningarna från den belgiska staten enligt ersättningsavtalet inte täcker större händelser där driftavbrott orsakas av tekniska problem eller sker till följd av förändringar i det internationella regelverket eller kärntekniska nödsituationer, ii) sådana händelser, till skillnad från vad som påstås i skäl 269 b i beslutet om att inleda förfarandet, inte är extrema scenarier med låg sannolikhet, utan sannolikt kommer att inträffa under de kommande tio åren, och iii) endast händelser över ett visst tröskelvärde omfattas.

(306)

Engie hävdade att betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning inte är ett obegränsat bidrag (i motsats till vad kommissionen antydde i sitt beslut om att inleda förfarandet) mot bakgrund av de uppsägningsrättigheter motparten i ersättningsavtalet har enligt ersättningsavtalet, som skulle göra det möjligt att begränsa motpartens exponering.

(307)

Engie hävdade att principen om att låta lånen för nedstängningskostnader täcka den del av kostnaderna som återstår efter datum för omstart har beviljats av den belgiska staten på grund av att långtidsdriftens omstart har tidigarelagts (från 2026 till 2025) på dess begäran, vilket innebär att arbeten kopplade till långtidsdriften måste utföras medan enheterna är i drift och detta kommer att leda till att mindre intäkter genereras under de tre första verksamhetsåren. Det följde den nyckelprincip som överenskommits mellan Engie och den belgiska staten om att aktieägarna är utsatta för alla kostnader till följd av förlängningen av livslängden medan BE-NUC finansierar drift och underhåll med egna intäkter.

(308)

När det gäller proportionaliteten i de finansiella mekanismer som tillhandahålls genom projektet för långtidsdrift hävdade Engie att de inte skyddar BE-NUC från några operativa risker, vilket kommissionen menade i beslutet om att inleda förfarandet. BE-NUC är bland annat delvis exponerat för tillgänglighetsrisk under hela den förlängda livslängden för de två reaktorerna, liksom för överskridanden av driftskostnader efter slutavräkningsdatumet, vilket kan förhindra att BE-NUC genererar likvida medel och påverka dess avkastningsgrad negativt. Dessa kostnader hänför sig bland annat till ökade personalkostnader (program för att behålla personal och ytterligare rekryterings-/utbildningskostnader för den fortsatta verksamheten) drift- och underhållskostnader (stigande materialpriser, brist i leveranskedjan för väsentliga reservdelar och komponenter, krav från AFCN/FANC [alla projektändringar granskas och ifrågasätts grundligt av AFCN/FANC före godkännande], oplanerade större maskinfel före omstart osv.) samt bränslekostnader (kontrakt är delvis kopplade till marknadsutvecklingen).

(309)

Dessutom hävdade Engie att Electrabel, i egenskap av operatör av de två reaktorerna, har starka incitament att maximera tillgängligheten för de två reaktorerna under normala driftsförhållanden för att undvika att betala avtalsviten om tillgängligheten sjunker under [90–100] % under något avtalsår.

(310)

Engie lämnade in en simulering som visade hur långtidsdriftens lönsamhet påverkas av händelser som inte omfattas av betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning: i) händelser med minskad tillgänglighet under driftfasen i illustrativt syfte (ökad frekvens för oplanerade avbrott) och ii) ökningar av vissa driftskostnader efter slutavräkningsdatumet till följd av oförutsedda kostnader, samt en kombination av båda händelserna. Tabell 16 visar att dessa händelser kan ha en betydande negativ inverkan på BE-NUC:s internränta.

Tabell 16

Inverkan på långtidsdriftens lönsamhet (100 %) vid händelser som inte omfattas av betalningen av minimidriftskostnader och en kapitalbetalning

(311)

Engie hävdade också att räntan på lånen för nedstängningskostnader är proportionell och lämplig, vilket framgår av en oberoende analys (127). Engie tillade att lånen för nedstängningskostnader ska betalas tillbaka, under förutsättning att BE-NUC genererar tillräckligt med likvida medel, plus ränta, vid slutet av långtidsdriften.

(312)

Engie klargjorde att räntan på aktieägarlånen och rörelsekapitalfaciliteten kommer att vara armlängdsmässig och fastställas av BE-NUC:s styrelse, med hänvisning till rådande marknadsräntor och eventuell jämförbar tredjepartsfinansiering som finns tillgänglig vid den aktuella tidpunkten.

(313)

Engie klargjorde också att man har utarbetat en villkorsförteckning som beskriver den metod som använts för att fastställa räntesatserna. Engie förklarade att denna metod är förenlig med Engies policy för internprissättning av lån och i linje med OECD:s BEPS-princip, vilket säkerställer att den ränta som fastställs är armlängdsmässig (se skäl 63).

(314)

Engie drog därför slutsatsen att både räntan för rörelsekapitalfaciliteten och räntan för aktieägarlånen är proportionella.

(315)

För det första betonade Engie att den enhet inom Engiekoncernen (GEMS) som kan komma att väljas till partner i avtalet om energiförvaltningstjänster genom anbudsförfarandet, eller som en tillfällig reservlösning, kommer att vara helt oberoende av affärsenheten Nuclear. Engie klargjorde att man sedan januari 2024 har infört lämpliga anbudsförfaranden, å ena sidan, och brandväggar inom Engiekoncernen, å andra sidan, för att undvika att Electrabel deltar i valet av partner i avtalet om energiförvaltningstjänster.

(316)

För det andra angav Engie att det inte finns någon risk för avskärmning av marknaden till följd av ett eventuellt val av GEMS i anbudsförfarandet gällande avtalet om energiförvaltningstjänster. Engie hävdade att GEMS kommer att agera som part inom ramen för ett exakt mandat som specificerar strategin för budgivning och obalans (som GEMS inte får avvika från), med ersättning i form av en avgift, och äganderätten till elen kommer att ligga kvar hos BE-NUC fram till försäljning. Eftersom BE-NUC:s motsvarande försäljning inte skulle kunna tillskrivas GEMS/Engiekoncernen, skulle Electrabels ställning på den belgiska marknaden således inte stärkas om GEMS utsågs till partner i avtalet om energiförvaltningstjänster.

(317)

För det tredje uppfyller anbudsförfarandet för att välja partner i avtalet om energiförvaltningstjänster de krav på att vara konkurrensutsatt, transparent och icke-diskriminerande som anges i kommissionens praxis. Det har offentliggjorts på EU-nivå och kvalificeringskriterierna kommer att anges (särskilt när det gäller den sökandes ekonomiska styrka och operativa erfarenhet). Om GEMS skulle väljas genom anbudsförfarandet kan därför utnämningen av GEMS som partner i avtalet om energiförvaltningstjänster anses vara proportionell. Engie hävdade också att om anbudsförfarandet inte ger resultat, och GEMS utses till partner i avtalet om energiförvaltningstjänster som en reservlösning, skulle proportionalitetskriteriet ändå vara uppfyllt: GEMS kommer att ersättas enligt marknadsvillkor till ett pris som fastställs av en oberoende sakkunnig i händelse av oenighet mellan parterna, så att denna ersättning inte går utöver vad som är absolut nödvändigt för att uppnå syftet med avtalet om energiförvaltningstjänster. Dessutom förklarade Engie att denna reservlösning endast skulle vara tillfällig och att den belgiska staten omedelbart skulle påbörja anordnandet av ett nytt konkurrensutsatt anbudsförfarande.

(318)

Engie hävdade att det sammanlagda beloppet för avfallstaket är tillräckligt för att täcka eventuella ytterligare risker som inte skulle ha beaktats vid beräkningen av basbeloppet. Engie noterar vidare att avfallstaket är avsett att överföra betydligt mindre risker till staten än vad som var fallet i det tyska prejudikat som validerats av kommissionen. Engie uppgav särskilt följande: