(1)

Pismem z dnia 21 czerwca 2024 r. Belgia powiadomiła Komisję o środku mającym na celu wsparcie przedłużenia okresu eksploatacji dwóch reaktorów jądrowych w Belgii (Doel 4 („D4”) i Tihange 3 („T3”), łącznie zwanych jednostkami przeznaczonymi do długoterminowej eksploatacji („jednostki LTO”, ang. long-term operation). W odpowiedzi na wniosek Komisji o udzielenie informacji z dnia 4 lipca 2024 r. Belgia przekazała Komisji dalsze informacje pismami z dnia 9 i 10 lipca 2024 r.

(2)

Pismem z dnia 22 lipca 2024 r. Komisja poinformowała Belgię o swojej decyzji w sprawie wszczęcia postępowania określonego w art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej („TFUE”) względem wyżej wspomnianego środka pomocy („decyzja o wszczęciu postępowania”).

(3)

Belgia przedstawiła swoje uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania w dniu 22 sierpnia 2024 r.

(4)

Decyzja Komisji o wszczęciu postępowania została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej (2). Komisja wezwała zainteresowane strony do przedstawienia uwag.

(5)

Komisja otrzymała uwagi od zainteresowanych stron. Przekazała te uwagi Belgii, aby państwo to mogło się do nich odnieść; władze belgijskie przekazały swoje uwagi pismem z dnia 30 października 2024 r.

(6)

Dalsze informacje zostały przekazane przez Belgię w dniach 2 września 2024 r., 23, 27 i 30 października 2024 r., 8, 14, 18, 22, 25, 27 i 30 listopada 2024 r., 2, 4, 5, 12, 13, 17 i 20 grudnia 2024 r., 7, 9, 17, 18, 20, 27, 29, 30 i 31 stycznia 2025 r. oraz 1 lutego 2025 r. (3)

(7)

Pismem z dnia 24 października 2024 r. Belgia wyjątkowo zgodziła się zrzec się swoich praw wynikających z art. 342 TFUE w związku z art. 3 rozporządzenia 1/1958 (4) oraz zgodziła się na przyjęcie i notyfikowanie niniejszej decyzji w języku angielskim.

(8)

Do 2022 r. flota jądrowa Belgii składała się z siedmiu reaktorów jądrowych, z których cztery znajdowały się we Flandrii (Doel), a trzy w Walonii (Tihange). Wszystkie reaktory zostały uruchomione w latach 1975–1985 (5) i zostały zbudowane przez przedsiębiorstwa użyteczności publicznej (Ebes, Intercom i Unerg), które ostatecznie połączyły się w 1990 r., tworząc Electrabel SA („Electrabel”), w większości należące do Tractebel. W 1996 r. przedsiębiorstwo Société Générale de Belgique („SGB”) stało się większościowym udziałowcem Tractebel, a w 1999 r. przedsiębiorstwo Suez nabyło prawie 100 % udziałów w SGB. Po połączeniu Suez i Gaz de France („GDF”) w 2008 r. ostatecznym właścicielem Electrabel jest przedsiębiorstwo Engie S.A. („Engie”).

(9)

Electrabel, spółka zależna należąca w całości do Engie, jest operatorem elektrowni jądrowych i większościowym właścicielem siedmiu belgijskich reaktorów jądrowych od momentu rozpoczęcia ich eksploatacji. Obecnie własność belgijskich reaktorów jądrowych przedstawia się następująco:

(10)

Jeśli chodzi o moce jednostek LTO (zob. tabela 2),

(11)

Belgia wyjaśnia, że wszystkie belgijskie reaktory jądrowe, w tym jednostki LTO, zostały zaprojektowane i są eksploatowane jako jednostki pracujące przy obciążeniu podstawowym, oparte na technologii reaktorów wodnych ciśnieniowych. Ich projekt pochodzi z lat 70. XX wieku i jest typowy dla jednostek pracujących przy obciążeniu podstawowym, takich jak starsze reaktory jądrowe na całym świecie. Kiedy jednostki te znajdują się w trybie pracy, są zazwyczaj eksploatowane przy maksymalnej mocy znamionowej, w przeciwieństwie do nowszych technologii (III generacji), które są zdolne do elastycznego działania, w tym zmiany mocy wyjściowej w czasie („rampowanie” lub „dostosowywanie obciążenia”) oraz zapewniania regulacji częstotliwości i rezerw operacyjnych (11). W przypadku pracy przy obciążeniu podstawowym moc jest zazwyczaj zmniejszana lub wyłączana tylko wtedy, gdy jest to konieczne do planowanego uzupełnienia paliwa lub okresowej konserwacji, nieplanowanej pilnej konserwacji w celu skorygowania problemów związanych ze sprzętem w elektrowni bądź nieoczekiwanych ograniczeń projektowych lub dotyczących bezpieczeństwa. W związku z tym zmniejszenie mocy wyjściowej wynika raczej z potrzeb operatora elektrowni jądrowej lub operatora systemu przesyłowego („OSP”), a nie z sygnałów rynkowych.

(12)

Belgia wyjaśnia, że belgijskie reaktory jądrowe mają ograniczenia techniczne wynikające z ich konstrukcji, co znacznie zawęża możliwości modulacji mocy wyjściowej, która to modulacja przez długi czas ograniczała się do regulacji sieci. Wynika to z faktu, że belgijskie reaktory jądrowe są wyposażone wyłącznie w czarne pręty sterujące, które w przeciwieństwie do szarych dają bardzo ograniczone możliwości modulacji (12). Tymczasem na przykład niektóre z najnowszych francuskich reaktorów jądrowych są wyposażone zarówno w czarne, jak i szare pręty sterujące, jako że zostały zaprojektowane i zbudowane w taki sposób, aby umożliwiać modulacje i podążanie za obciążeniem. Ze względu na to, że konstrukcja belgijskich reaktorów jądrowych opiera się na czarnych prętach sterujących, do niedawna belgijska Agencja ds. Bezpieczeństwa Jądrowego („AFCN/FANC”) zakazywała modulacji ze względów ekonomicznych (13). Modulacja była dopuszczalna jedynie ze względów technicznych lub na wniosek belgijskiego OSP (Elia), aby uniknąć zaniku zasilania (14).

(13)

Belgia twierdzi jednak, że w odpowiedzi na ogólną ewolucję rynków energii elektrycznej i potrzebę wprowadzenia elastyczności w funkcjonowaniu elektrowni jądrowych przeprowadzono badania dotyczące dopuszczenia pewnych przypadków modulacji ze względów ekonomicznych („modulacja ekonomiczna”). W 2015 r. Engie, Electrabel i belgijskie organy regulacyjne rozpoczęły badania bezpieczeństwa (15) w celu przeanalizowania, jakie warunki należałoby spełnić, aby umożliwić pewne modulacje ze względów ekonomicznych, analizując m.in. wpływ takiej modulacji na paliwo jądrowe. W wyniku badań stwierdzono, że w przypadku Tihange 3 i Doel 4 można zaakceptować maksymalnie 30 modulacji ekonomicznych na cykl paliwowy, pod warunkiem spełnienia szeregu warunków technicznych – związanych głównie z ogrzewaniem i schładzaniem elementu paliwowego:

(14)

Ponadto modulacja nie byłaby możliwa w niektórych okresach (17), takich jak:

(15)

W następstwie tych badań AFNC/FANC zezwoliły operatorowi przeprowadzanie maksymalnie 30 modulacji na cykl (18), co odpowiada maksymalnej liczbie modulacji, które można przeprowadzić w granicach obecnej koncesji. Przedsiębiorstwo Engie wskazało, że z uwagi na te ograniczenia każda decyzja o modulacji podlega ostrożnej ocenie operatora, ponieważ wiąże się z wieloma zagrożeniami (np. płynnymi wyciekami w wyniku modulacji, szybszym starzeniem się instalacji, ryzykiem automatycznego wyłączenia, potencjalnymi uszkodzeniami uniemożliwiającymi ponowne uruchomienie reaktora itp.), które są szeroko udokumentowane w literaturze naukowej (19).

(16)

Według Belgii (na podstawie informacji przekazanych przez Electrabel) przy obecnym stanie wiedzy nie ma dostępnych rozwiązań technologicznych umożliwiających zwiększenie elastyczności po rozsądnych kosztach i w rozsądnych ramach czasowych. Modernizacja techniczna mająca na celu przekształcenie reaktora pracującego przy obciążeniu podstawowym w jednostkę zdolną do pracy w trybie podążania za obciążeniem oraz zapewnienie większej elastyczności wymagałaby całkowitej zmiany projektu, w szczególności wymiany pokrywy zbiornika ciśnieniowego reaktora, co jest bardzo długotrwałą i złożoną operacją. Ponadto wymagałoby to nowych badań na potrzeby sprawozdania z analizy bezpieczeństwa oraz istotnej zmiany koncesji wydawanej przez belgijskie organy ds. bezpieczeństwa jądrowego.

(17)

Ponadto Belgia (na podstawie informacji przekazanych przez Electrabel) wyjaśnia, że elastyczność reaktorów jest również ograniczona specyfiką ich paliwa i zarządzaniem wyłączeniami:

(18)

Jak opisano w sekcji 2.1 decyzji o wszczęciu postępowania, w 2003 r. belgijski parlament federalny przyjął ustawę zakazującą w Belgii budowy nowych jednostek jądrowych przeznaczonych do przemysłowej produkcji energii elektrycznej w wyniku rozszczepienia jądrowego i ograniczającą okres eksploatacji już istniejących reaktorów do 40 lat, ustanawiając tym samym program stopniowego wycofywania się z energetyki jądrowej w latach 2015–2025 („ustawa z 2003 r.” lub „ustawa o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej”) (23). Zgodnie z pierwotnymi założeniami tej ustawy reaktory Doel 3 i Tihange 2 zostały trwale odłączone od sieci odpowiednio 23 września 2022 r. i 31 stycznia 2023 r. Ustawami z dnia 18 grudnia 2013 r. i 28 czerwca 2015 r. (24) zmieniono ustawę o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej, a okres eksploatacji trzech najstarszych reaktorów, Tihange 1, Doel 1 i Doel 2, przedłużono o 10 lat, odpowiednio do 30 września 2025 r., 14 lutego 2025 r. i 30 listopada 2025 r. (przedłużenie okresu eksploatacji o 10 lat) (25).

(19)

Zgodnie z ustawą o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej reaktory Doel 4 i Tihange 3 miały zostać zamknięte do 2025 r. W związku z tym od 2020 r. strategiczne cele Engie w zakresie działalności jądrowej polegały na (i) wycofaniu się z działalności w zakresie wytwarzania energii jądrowej w Belgii w celu zmniejszenia narażenia na ryzyko związane ze zmiennością cen rynkowych, oraz (ii) zaprzestaniu traktowania wytwarzania energii jądrowej jako części podstawowej działalności Engie. Wycofanie to skutkowało wstrzymaniem od 2020 r. wszelkich badań dotyczących rozbudowy elektrowni jądrowych należących do Engie (wszystkich zlokalizowanych w Belgii). Komunikacja finansowa grupy Engie od 2020 r. jest zgodna z tym strategicznym celem wycofania się i została uwzględniona w założeniach księgowych przyjętych do sporządzenia skonsolidowanego sprawozdania finansowego, w szczególności w testach na utratę wartości (26).

(20)

W tabeli 1 przedstawiono najważniejsze informacje na temat siedmiu belgijskich reaktorów jądrowych, w tym informacje dotyczące ich właścicieli, mocy netto oraz pierwotnie przewidzianych terminów dezaktywacji zgodnie z ustawą o wycofywaniu się z energetyki jądrowej i ich późniejszych zmian.

Tabela 1

Zestawienie informacji na temat elektrowni jądrowych w Belgii

(21)

W dniu 18 marca 2022 r. belgijski rząd federalny (zwany dalej również „rządem belgijskim”) podjął decyzję o zmianie stanowiska w sprawie stopniowego wycofywania się z energetyki jądrowej, zezwalając na przedłużenie okresu eksploatacji (długoterminowa eksploatacja, „LTO”) dwóch najmłodszych reaktorów jądrowych, Doel 4 i Tihange 3, o 10 lat („projekt LTO”). Belgia podjęła tę decyzję w kontekście europejskiej reakcji na rosyjską wojnę przeciwko Ukrainie (w tym potrzebę zmniejszenia przez państwa członkowskie UE zużycia gazu i uzależnienia od gazu) i związanego z nią kryzysu gazowego, a także w kontekście istniejących już obaw dotyczących bezpieczeństwa dostaw w Belgii (zob. również sekcja 2.4 poniżej), biorąc pod uwagę zwiększone potrzeby w zakresie elektryfikacji (aby umożliwić transformację energetyczną) oraz niską dostępność francuskiej floty jądrowej w latach 2021–2022 (ze względu na nieprzewidziane problemy związane z korozją i szeroko zakrojoną konserwację w celu przedłużenia okresu eksploatacji tej floty) (27).

(22)

W związku z tym w 2022 r. rząd belgijski rozpoczął negocjacje z belgijskim operatorem elektrowni jądrowych Electrabel w sprawie przedłużenia okresu eksploatacji. Powody niezorganizowania przetargu, które zostały przedstawione przez Belgię i co do których Komisja nie wyraziła zastrzeżeń w decyzji o wszczęciu postępowania, zostały wymienione w motywie 38 decyzji o wszczęciu postępowania i obejmują:

(23)

Engie, spółka dominująca Electrabel, początkowo była niechętna do podjęcia negocjacji z Belgią w sprawie projektu LTO, twierdząc, że technologia jądrowa stała się zbyt kosztowna i zbyt ryzykowna, oraz powołując się na swoje plany dotyczące zaprzestania działalności jądrowej w Belgii po 2025 r. (zob. motyw (19)). W związku z tym państwo belgijskie uzgodniło z Engie utworzenie mechanizmu umożliwiającego zrównoważony i przejrzysty podział ryzyka i korzyści związanych z przedłużeniem okresu eksploatacji wspomnianych dwóch reaktorów. Według Belgii spółka Engie od początku jasno deklarowała, że bez mechanizmu podziału ryzyka i porozumienia w sprawie odpadów radioaktywnych pochodzących z eksploatacji siedmiu elektrowni jądrowych w Belgii nie będzie rozważać przedłużenia okresu eksploatacji dwóch reaktorów jądrowych, które zmusza Engie do znaczącej zmiany strategii przedsiębiorstwa i ekspozycji na ryzyko (28).

(24)

Proces negocjacji, który szczegółowo opisano w sekcji 3.1 decyzji o wszczęciu postępowania, doprowadził do zawarcia w dniu 13 grudnia 2023 r. porozumienia wykonawczego przewidującego ponowne uruchomienie jednostek LTO przed zimą 2025–2026. Jak wspomniano w motywie 36 decyzji o wszczęciu postępowania, porozumienie wykonawcze składa się z trzech głównych komponentów, które mają ten sam cel, a mianowicie wspieranie realizacji projektu LTO:

(25)

Porozumienie wykonawcze zmieniono dwukrotnie w ciągu 2024 r. (29) Jego treść opisano bardziej szczegółowo w sekcji 3.

(26)

Projekt LTO obejmuje następujące ważne etapy:

(27)

W rezultacie produkcja energii elektrycznej w latach 2026–2028 będzie stosunkowo niska ze względu na częstsze niż zwykle planowane wyłączenia dwóch reaktorów na etapie rozruchu („planowe wyłączenia związane z LTO (31)”). W ciągu pierwszych trzech lat po dacie ponownego uruchomienia LTO jednostki LTO mają być niedostępne z powodu planowych wyłączeń związanych z LTO przez 24 tygodnie w roku.

(28)

Oprócz planowych wyłączeń związanych z LTO w całym okresie przedłużenia eksploatacji (tj. na etapie rozruchu i na etapie eksploatacji) spodziewane są coroczne normalne wyłączenia elektrowni jądrowych („planowe wyłączenia inne niż związane z LTO (32)”) do 1 roku przed zakończeniem eksploatacji reaktora Doel 4 i do ostatniego roku eksploatacji reaktora Tihange 3. Każde planowe wyłączenie inne niż związane z LTO ma trwać 6 tygodni. W związku z tym w ciągu pierwszych trzech lat po ponownym uruchomieniu LTO oba reaktory jądrowe mają być wyłączone przez 30 tygodni w roku.

(29)

Oprócz planowanych wyłączeń (związanych z LTO i innych niż związane z LTO) mogą wystąpić nieplanowane i nieprzewidziane problemy, które wymagają dodatkowego wyłączenia jednostek LTO. W modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania (33) przyjęto wskaźnik wymuszonych wyłączeń („FOR”) wynoszący 10 %. Oznacza to, że docelowy wskaźnik dostępności zarówno Doel 4, jak i Tihange 3 wynosi 90 % w ciągu 10 lat, nie uwzględniając planowanych wyłączeń związanych z LTO i innych niż związane z LTO.

(30)

Uwzględniając wszystkie planowe i nieplanowe wyłączenia, docelowy wskaźnik dostępności elektrowni Doel 4 i Tihange 3 wynosi odpowiednio około 68,4 % i 67,4 %.

(31)

Nominalną zdolność produkcji energii elektrycznej Doel 4 i Tihange 3, ich roczną produkcję energii elektrycznej i udział w krajowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną w Belgii przed przedłużeniem okresu eksploatacji i po przedłużeniu tego okresu podsumowano w tabeli 2. Jak wynika z tabeli 2, po zakończeniu etapu rozruchu szacowana roczna produkcja energii elektrycznej przez jednostki LTO ma się podwoić.

Tabela 2

Najważniejsze dane dotyczące reaktorów Doel 4 i Tihange 3 (przed i po LTO)

(32)

Jak wspomniano w motywie 17 decyzji o wszczęciu postępowania, od 2019 r. belgijski operator systemu przesyłowego Elia przeprowadził trzy badania dotyczące wystarczalności zasobów krajowych („NRAA 2019”, „NRAA 2021” i „NRAA 2023”), które wykazały potrzebę zapewnienia nowych zdolności wytwórczych do zimy 2025–2026 r. w związku z (częściowym) wycofaniem się z energetyki jądrowej w Belgii, które rozpoczęło się wraz z likwidacją reaktorów Doel 3 i Tihange 2 w latach 2022 i 2023 (zob. tabela 1), a także w związku z likwidacją elektrowni cieplnych w sąsiednich krajach oraz problemami z francuskimi aktywami jądrowymi.

(33)

Aby rozwiązać wspomniane problemy z wystarczalnością zasobów, Belgia ustanowiła mechanizm zdolności wytwórczych, zatwierdzony przez Komisję w 2021 r. i od tego czasu dwukrotnie zmieniany (34). Mechanizm zdolności wytwórczych to ogólnorynkowy środek, który wynagradza gotowość elektrowni do dostarczania energii elektrycznej w określonych okresach, niezależnie od tego, czy elektrownie te produkują energię, czy nie. Mechanizm zdolności wytwórczych ma na celu rozwiązanie problemów z wystarczalnością zasobów w zakresie energii elektrycznej przy jednoczesnym wspieraniu transformacji energetycznej i zostanie uruchomiony zimą 2025 r., kiedy to spodziewane jest również ponowne uruchomienie dwóch jednostek LTO (zob. motyw 26).

(34)

Koszyk energetyczny Belgii jest obecnie zdominowany przez wytwarzanie energii elektrycznej z gazu i energii jądrowej, chociaż w ostatnich latach udział odnawialnych źródeł energii stale rośnie. W 2023 r. udział energii jądrowej, gazu i odnawialnych źródeł energii w koszyku energetycznym wynosił odpowiednio 39,9 %, 21,4 % i 32,7 % (35).

(35)

Zgodnie z informacjami przekazanymi przez Belgię głównymi podmiotami na rynku wytwarzania energii elektrycznej, pod względem mocy zainstalowanej przyłączonej na poziomie sieci przesyłowej, są Electrabel (9,3 GW w 2023 r. – 65 %), Luminus (2,2 GW w 2023 r. – 15 %), RWE (0,7 GW w 2023 r. – 5 %), Eneco (0,7 GW w 2023 r. – 5 %) i TotalEnergies (0,6 GW w 2023 r. – 4 %). Belgia twierdzi, że odnoszący się do koncentracji rynku indeks Herfindahla-Hirschmanna (36) zmniejszył się z 5 510 w 2016 r. do 4 431 w 2023 r., co można częściowo wyjaśnić zwiększonym wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii (słonecznej i wiatrowej) przez nowych uczestników rynku (37).

(36)

Zgodnie z informacjami przekazanymi przez Belgię głównymi podmiotami pod względem wytwarzania energii elektrycznej z instalacji przyłączonych do sieci przesyłowej w Belgii są Electrabel (39,1 TWh w 2023 r. – 70 %), Luminus (6,8 TWh w 2023 r. – 12 %), Eneco (2,5 TWh w 2023 r. – 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh w 2023 r. – 4 %) i RWE (2 TWh w 2023 r. – 4 %). Belgia twierdzi, że odnoszący się do koncentracji rynku indeks Herfindahla-Hirschmanna zmniejszył się z 6 372 w 2016 r. do 5 143 w 2023 r. dzięki zwiększonej produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (38).

(37)

Zgodnie z informacjami przekazanymi przez Belgię na poziomie detalicznym w 2023 r. w Belgii działało łącznie 16 dostawców energii elektrycznej. Głównymi dostawcami pod względem dostarczonej energii elektrycznej są Electrabel (47 % w 2023 r.), Luminus (18,2 % w 2023 r.), TotalEnergies (5,5 % w 2023 r.) i Eneco (5,3 % w 2023 r.), podczas gdy wiele podmiotów jest bardzo małych (39).

(38)

Przedłużenie okresu eksploatacji dwóch jednostek LTO ułatwi rozwój działania gospodarczego i przyczyni się do rozwiązania problemów z wystarczalnością zasobów w Belgii (zob. sekcja 2.4). Ponadto Belgia twierdzi, że przedłużenie okresu eksploatacji reaktorów jądrowych ma również na celu zmniejszenie ogólnej zależności od przywozu, a w szczególności od importowanych paliw kopalnych (zgodnie z celami REPowerEU), przyczyniając się tym samym również do dekarbonizacji belgijskiego systemu elektroenergetycznego, a także do zapewnieniu zdolności obciążenia podstawowego w kontekście zwiększonych potrzeb w zakresie elektryfikacji w najbliższej przyszłości w Belgii.

(39)

Belgia twierdzi, że celem środka pomocy jest wyeliminowanie szeregu niedoskonałości rynku, które uniemożliwiają Electrabel dalsze eksploatowanie reaktorów jądrowych w Belgii bez dodatkowego wsparcia ze strony rządu belgijskiego (40).

(40)

Belgia twierdzi, że z uwagi na te ogólne niedoskonałości rynków energii elektrycznej związane z inwestycjami w technologie niskoemisyjne, a także w świetle dodatkowego ryzyka, na jakie narażony jest operator elektrowni jądrowych, konieczne jest zaangażowanie rządu belgijskiego we wsparcie przedłużenia okresu eksploatacji jednostek LTO. W związku z tym Belgia twierdzi, że celem zgłoszonego środka jest przezwyciężenie tych niedoskonałości rynku.

(41)

W odpowiedzi na wątpliwości wyrażone przez Komisję w decyzji o wszczęciu postępowania (zob. sekcja 3.8) Belgia zmieniła niektóre elementy środka.

(42)

Zmiany te dotyczą w szczególności:

(43)

Wyżej wymienione zmiany przedstawiono szczegółowo w sekcji 3.3 niniejszej decyzji.

(44)

W niniejszej podsekcji opisano poszczególne komponenty pakietu wsparcia projektu LTO, w tym zmiany wprowadzone przez Belgię w następstwie wątpliwości Komisji wyrażonych w decyzji o wszczęciu postępowania (zob. sekcje 3.3.1, 3.3.2 i 3.3.3), a także alternatywne warianty finansowania wzięte pod uwagę przez Belgię (zob. sekcja 3.3.4).

(45)

Aby umożliwić finansowanie terminowego i bezpiecznego przedłużenia okresu eksploatacji dwóch reaktorów jądrowych, przewidziano zestaw mechanizmów wsparcia finansowego. Wszystkie środki cząstkowe w ramach komponentu 1 opisano szczegółowo w pozostałej części niniejszej sekcji.

(46)

W trakcie formalnego postępowania wyjaśniającego Belgia przedstawiła uzasadnienie wszystkich części wsparcia finansowego:

(47)

Jak wspomniano w motywie 22, ze względu na napięty harmonogram ponownego uruchomienia LTO przed zawarciem ostatecznej transakcji operator elektrowni jądrowych Electrabel określił pewne działania rozwojowe niezbędne do ponownego uruchomienia LTO w terminie i spełnienia wymagań i oczekiwań organu ds. bezpieczeństwa oraz uzgodnił ich realizację z Belgią. Te działania rozwojowe zostały określone w umowie o wspólnych działaniach rozwojowych, ostatnio zmienionej 18 lipca 2024 r. (umowa JDA++) (44).

(48)

W umowie JDA++ określono warunki, na jakich Belgia wstępnie sfinansuje koszty i wydatki Electrabel związane z działaniami rozwojowymi (45) do czasu przyjęcia i wejścia w życie wszystkich wymaganych zmian legislacyjnych („warunek legislacyjny”). Wkrótce po spełnieniu warunku legislacyjnego (w dniu 15 lipca 2024 r.) Electrabel zaczął finansować własne koszty i wydatki związane z działaniami rozwojowymi i będzie to robił do momentu, gdy kwota finansowania zapewnionego przez Electrabel będzie równa kwocie wstępnego finansowania zapewnionego przez państwo belgijskiego (co przewiduje się na początek 2025 r.), po czym Electrabel i państwo belgijskie będą finansować koszty i wydatki związane z działaniami rozwojowymi na zasadzie 50/50.

(49)

Belgia twierdzi, że wstępne finansowanie przez państwo belgijskie kosztów i wydatków związanych z działaniami rozwojowymi ogranicza się do kosztów i wydatków faktycznie poniesionych (lub które zostaną faktycznie poniesione) przez Electrabel, co odpowiada 89,807 % całkowitych kosztów działań rozwojowych. Ustanowiono mechanizm kontroli, a także proces „true-up” na koniec okresu obowiązywania umowy. Belgia twierdzi również, że zawarte w umowie JDA++ ustalenia dotyczące finansowania są zgodne z zasadą ceny rynkowej i stosunku wartości do ceny.

(50)

Państwo belgijskie dokona wraz z operatorem elektrowni jądrowych Electrabel inwestycji w spółkę joint venture („spółka JV”) o nazwie BE-NUC, która będzie właścicielem 89,807 % udziałów w jednostkach LTO (jak obecnie Electrabel). Pozostałe 10,193 % udziałów w jednostkach LTO pozostanie w rękach Luminus. Electrabel i państwo belgijskie będą posiadać po 50 % udziałów w BE-NUC i będą działać jako równorzędni udziałowcy pod względem wkładu finansowego (zapewnienie kapitału własnego i udzielenie pożyczek udziałowców) oraz udziału w zyskach ze sprzedaży energii elektrycznej. BE-NUC, jako współwłaściciel, poniesie 89,807 % kosztów inwestycji niezbędnych do przedłużenia eksploatacji, w związku z czym państwo belgijskie poniesie pośrednio 44,9035 % kosztów inwestycji związanych z projektem LTO. Pozostałe 10,193 % zostanie pokryte przez Luminus.

(51)

Electrabel jest i pozostanie jedynym operatorem dwóch reaktorów jądrowych na mocy umowy o eksploatacji i konserwacji („umowa O&M”, zob. sekcja 3.3.1.4). Spółka BE-NUC nie będzie operatorem elektrowni jądrowych, ale na podstawie umowy O&M będzie miała prawo do kontroli kosztów operacyjnych.

(52)

Belgia oświadczyła, że nie przewiduje możliwości zaciągnięcia długu zewnętrznego w celu sfinansowania projektu LTO. Projekt LTO zostanie w całości sfinansowany przez udziałowców za pomocą kapitału własnego i pożyczek udziałowców (patrz sekcja 3.3.1.2.2 poniżej).

(53)

Zgodnie z etapami opisanymi w motywie 49 decyzji o wszczęciu postępowania państwo belgijskie nie zakupi udziałów we współwłasności w jednostkach LTO, ale nastąpi przeniesienie tych udziałów (w wyniku częściowego podziału odpowiednich aktywów) z Electrabel do spółki JV.

(54)

Electrabel przeniesie swoje prawa własności do 89,807 % udziałów w jednostkach LTO (wraz z powiązanymi zezwoleniami i wszelkimi innymi wymaganymi aktywami) na BE-NUC w zamian za przekazanie udziałów w BE-NUC spółce Engie (będącej w tym czasie jedynym udziałowcem Electrabel). Wkład Electrabel w BE-NUC zostanie wyceniony na podstawie wartości złomowej budynku, wartości gruntu oraz wartości instalacji związanych z nieruchomością, jak opisano w motywie 51 decyzji o wszczęciu postępowania.

(55)

Ta wycena wkładu Electrabel przekłada się na cenę zakupu wynoszącą 24,7 mln EUR (z zastrzeżeniem korekt), którą państwo belgijskie ma zapłacić za nabycie nowych udziałów i utrzymanie 50 % udziałów w BE-NUC. Rada dyrektorów BE-NUC zwróci się do biegłego rewidenta o przygotowanie sprawozdania dotyczącego wkładu rzeczowego, oceniającego w szczególności zastosowaną wycenę i wykorzystane w tym celu metody wyceny.

(56)

Belgia twierdzi, że wycena aktywów nie ma wpływu na analizę scenariusza kontrfaktycznego i przedstawiła dowody na to, że przeniesienie aktywów (budynków i gruntów) w ramach projektu LTO jest neutralne. Według Belgii stosowanie zachowawczych metod wyceny aktywów (opartych na wartości złomowej lub wartości godziwej) gwarantuje, że Engie nie czerpie żadnych korzyści z przeniesienia aktywów.

(57)

Ponadto instalacje związane z nieruchomością odpowiadają urządzeniom LTO, które zostały zakupione na potrzeby świadczenia usług LTO, usług eksploatacji i konserwacji oraz usług dotyczących wspólnej działalności rozwojowej i które zostały zainstalowane oraz włączone do jednostek LTO przed częściowym podziałem aktywów. Ze względu na przepisy belgijskiego prawa nieruchomościowego oraz w celu uniknięcia podwójnego rozliczania te konkretne urządzenia LTO nie są rozliczane bezpośrednio, ale są uwzględniane w częściowym podziale wraz z gruntami i budynkami. Ponadto Belgia potwierdza, że powiązane przepływy pieniężne związane z tymi urządzeniami LTO zostały już uwzględnione w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania.

(58)

Electrabel, rząd belgijski i BE-NUC zawarli umowę udziałowców określającą zasady ładu korporacyjnego w BE-NUC i prawa każdego z udziałowców. Zgodnie z tą umową rada dyrektorów BE-NUC składa się z czterech dyrektorów, z których dwóch jest mianowanych na wniosek rządu belgijskiego, a dwóch na wniosek Electrabel. Dyrektorzy pełniący funkcję prezesa i dyrektora finansowego BE-NUC będą zawsze mianowani przez rząd belgijski. Kworum w radzie dyrektorów stanowi zwykła większość, a uchwały podejmuje się zwykłą większością głosów. Wprowadzono przepisy dotyczące konfliktu interesów.

(59)

Jak wspomniano w motywie 55 decyzji o wszczęciu postępowania, aktywa pozaeuropejskie będące obecnie w posiadaniu Electrabel zostaną przeniesione do Engie. Engie, będąca spółką dominującą Electrabel, gwarantuje, że w momencie sfinalizowania transakcji w Electrabel pozostaną aktywa o wartości co najmniej 4 mld EUR (w oparciu o wartość kapitału własnego obliczoną na dzień 30 czerwca 2023 r.). Ponadto po sfinalizowaniu transakcji zastosowanie mają inne zabezpieczenia, takie jak ciągłe i wzmocnione monitorowanie sytuacji finansowej operatora elektrowni jądrowych przez CPN/CNV oraz nieograniczona i nieodwołalna gwarancja spółki dominującej udzielona przez Engie w odniesieniu do niektórych zobowiązań operatora elektrowni jądrowych.

(60)

Belgia dowodzi, że spółka JV stanowi inwestycję na zasadzie równorzędności, ponieważ obaj udziałowcy przystępują do tej spółki na równych warunkach i jako udziałowcy ponoszą takie samo ryzyko i czerpią takie same korzyści.

(61)

Rola państwa belgijskiego jako udziałowca zakłada m.in. finansowanie nakładów inwestycyjnych (CAPEX) i kosztów operacyjnych (OPEX) BE-NUC, zarządzanie udziałami i wykonywanie praw udziałowców (np. praw głosu) oraz zapewnienie wsparcia w postaci dwóch dyrektorów BE-NUC mianowanych na wniosek państwa belgijskiego (zob. motyw 58).

(62)

Wkład na poczet kapitału zakładowego składa się z:

(63)

Belgia wyjaśnia, że warunki pożyczki spółki Electrabel i pożyczki rządu Belgii są identyczne. Obie pożyczki udziałowców zostaną udzielone na warunkach rynkowych, z zastosowaniem stóp procentowych, które nie zostały jeszcze ustalone, ale – jak przewidziano w umowach w sprawie pożyczek udziałowców – zostaną ustalone przez zarząd BE-NUC zgodnie z umową udziałowców w oparciu o obowiązujące stopy rynkowe i wszelkie porównywalne finansowanie dłużne przez strony trzecie, które może być dostępne w danym momencie. W ramach procedury uzgodnionej między rządem belgijskim a spółką Engie ta ostatnia przygotowała dokument określający warunki obu pożyczek udziałowców. W dokumencie tym opisano metodykę ustalania stopy procentowej. Zdaniem Belgii metodyka ta jest zgodna z polityką Engie w zakresie ustalania cen transferowych w odniesieniu do pożyczek i z zasadą OECD dotyczącą BEPS (46), zapewniającą, że stopa procentowa jest ustalana na warunkach rynkowych. Zgodnie z dokumentem określającym warunki pożyczek stopa procentowa ma być stopą zmienną, ustaloną na poziomie 6-miesięcznej stopy EURIBOR (z dolnym progiem wynoszącym 0 %) powiększonej o oczekiwaną marżę w wysokości około [0–3] %.

(64)

Belgia wskazuje, że zastosowanie pożyczki udziałowców obok zastrzyku kapitałowego wynika ze względów finansowych i transakcyjnych. Z jednej strony udzielenie pożyczki udziałowców zapewnia większą elastyczność w opracowywaniu harmonogramu wykorzystania środków i spłat. W szczególności postanowienia dotyczące spłaty pożyczki mogą być uzgadniane przy mniejszych ograniczeniach regulacyjnych niż wypłaty dywidendy lub spłaty kapitału własnego. Z drugiej strony, pożyczka może zoptymalizować strukturę finansową w odniesieniu do dochodu podlegającego opodatkowaniu (do 30 % EBITDA podlega umorzeniu na potrzeby odliczenia odsetek).

(65)

Ze wstępnych obliczeń zawartych w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania wynika, że łączny wkład w kapitał zakładowy (zastrzyk kapitału własnego i pożyczki udziałowców) wynosi [2 000–2 500] mln EUR (47) z czego 89,807 % zostanie wniesione przez rząd belgijski i Electrabel na równorzędnych warunkach w [...] ratach od [...] do [...] w celu sfinansowania między innymi nakładów inwestycyjnych projektu LTO (pozostałe 10,193 % zostanie wniesione przez Luminus). Wkład w kapitał zakładowy ma zostać zwrócony udziałowcom BE-NUC poprzez serię obniżek kapitału zakładowego i spłatę pożyczek udziałowców oraz ma zostać wynagrodzony poprzez wypłatę dywidend i odsetek od pożyczek udziałowców. Nie podjęto jeszcze decyzji, jaką część wkładu w kapitał zakładowy ([2 000–2 500] mln EUR) będzie stanowił zastrzyk kapitału własnego, a jaką pożyczki udziałowców.

(66)

Belgia twierdzi, że zobowiązania udziałowców w zakresie finansowania i pożyczkę udziałowców można uznać za finansowanie na zasadzie równorzędności oraz że pożyczka udziałowców zostanie udzielona na warunkach rynkowych, tak aby finansowanie przez udziałowców nie przysporzyło selektywnej korzyści beneficjentom.

(67)

Umowa w sprawie wynagradzania została zawarta między BE-NUC, Luminus i kontrahentem umowy w sprawie wynagradzania, który będzie autonomiczną jednostką w strukturze państwa belgijskiego, posiadającą niezależność księgową („BE-WATT”). Umowa w sprawie wynagradzania ma rozwiązać problem niepewności dotyczącej cen rynkowych i zmniejszyć ryzyko związane z przychodami z projektu LTO dla właścicieli jednostek LTO, BE-NUC i Luminus. W związku z tym BE-NUC i Luminus powinny otrzymywać wystarczające przychody z działalności jednostek LTO, aby zapewnić ich bezpieczne i niezawodne funkcjonowanie oraz rentowność, a jednocześnie umożliwić udziałowcom osiągnięcie wymaganego zwrotu z inwestycji na poziomie rynkowym.

(68)

W szczególności Belgia wyjaśnia, że zasady finansowania transakcji są następujące:

(69)

Mechanizmy wsparcia finansowego (kontrakt na transakcje różnicowe, płatności MOCP i pożyczki SDC) wyjaśniono bardziej szczegółowo w sekcjach 3.3.1.3.2, 3.3.1.3.3 i 3.3.1.3.4 poniżej.

(70)

Ogólnie rzecz biorąc, (docelowa) wewnętrzna stopa zwrotu jest minimalnym poziomem zwrotu, który inwestorzy akceptują jako rekompensatę za pewien poziom ryzyka w projekcie inwestycyjnym. Docelowa wewnętrzna stopa zwrotu jest często nazywana „stopą progową”, czyli wartością, którą wewnętrzna stopa zwrotu musi osiągnąć lub przekroczyć, aby projekt został zrealizowany. Teoretycznie stopa progowa jest równa sumie kosztu kapitału (np. średniego ważonego kosztu kapitału lub „WACC”) i premii z tytułu ryzyka. Innymi słowy, jest to połączenie stóp zwrotu z porównywalnych projektów/aktywów i korekt mających na celu dostosowanie do konkretnego profilu ryzyka, w tym premii specyficznych dla danego projektu w celu pokrycia dodatkowego ryzyka niepodlegającego dywersyfikacji.

(71)

W niniejszej sprawie łączne uśrednione koszty wytworzenia energii („LCOE”) odpowiadają minimalnemu poziomowi średniej ceny energii elektrycznej (lub kursowi wykonania kontraktu na transakcje różnicowe), który należy uzyskać, aby projekt LTO osiągnął docelową wewnętrzną stopę zwrotu. Jak wspomniano w motywie 72 decyzji o wszczęciu postępowania, wstępny kurs wykonania w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania, oparty na założeniu, że koszt modernizacji jednostek LTO wyniesie około [2–2,5] mld EUR, ustalono na poziomie [80–90] EUR/MWh (w wartościach z 2022 r.). Belgia twierdzi, że przy uwzględnieniu zastosowania (wzmocnionego) mechanizmu podziału ryzyka i korzyści (MPRA) kurs wykonania, oparty na modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania, może wahać się od [80–90] EUR/MWh do [80–90] EUR/MWh (w wartościach z 2022 r.).

(72)

Belgia dowodzi, że biorąc pod uwagę ekspozycję projektu LTO na ryzyko, docelowa wewnętrzna stopa zwrotu jest stopą zachowawczą. Powołuje się przy tym na: (i) analizę porównawczą stóp zwrotu z innych inwestycji w energetykę jądrową na całym świecie i innych aktywów sektora energetycznego w Belgii (zob. sekcja 3.3.1.3.1.1), (ii) ocenę kosztu kapitału BE-NUC (zarówno WACC, jak i kosztu kapitału własnego) w oparciu o model wyceny CAPM (zob. sekcja 3.3.1.3.1.2) oraz (iii) symulację oczekiwanej wewnętrznej stopy zwrotu skorygowanej o MPRA w świetle zaktualizowanych okoliczności rynkowych, która pokazuje, że oczekiwana wewnętrzna stopa zwrotu z projektu LTO zmniejszyła się w porównaniu z momentem negocjacji porozumienia wykonawczego (zob. sekcja 3.3.1.3.1.3).

(73)

Belgia przedstawiła międzynarodową analizę porównawczą docelowych stóp zwrotu i kosztu kapitału dla przedsiębiorstw eksploatujących elektrownie jądrowe w różnych regionach geograficznych, a także elektrowni gazowych wynagradzanych w ramach belgijskiego mechanizmu zdolności wytwórczych oraz przedsiębiorstw obsługujących inne rodzaje infrastruktury przesyłu i magazynowania energii w Belgii. Analizę porównawczą dopracowano po przyjęciu decyzji o wszczęciu postępowania, w szczególności w odniesieniu do dokładniejszego opisu charakteru ram regulacyjnych i ewentualnych dodatkowych programów mających wpływ na podział ryzyka dla rozważanych przedsiębiorstw i projektów. Tabela 3 zawiera przegląd publicznie dostępnych szacunków dotyczących docelowej stopy zwrotu lub WACC dla projektów i przedsiębiorstw objętych analizą porównawczą.

Tabela 3

Publicznie dostępne szacunki WACC dla projektów/przedsiębiorstw objętych analizą porównawczą

(74)

Tabela 4 zawiera przegląd elementów ograniczających ryzyko w projektach lub przedsiębiorstwach objętych analizą porównawczą.

Tabela 4

Elementy ograniczające ryzyko w projektach/przedsiębiorstwach objętych analizą porównawczą

(75)

Według Belgii analiza porównawcza uwypukla trzy elementy:

(76)

W związku z tym Belgia uważa, że docelowy poziom IRR projektu wynoszący 6–8 % mieści się w prawdopodobnym zakresie rynkowych zwrotów, które nie będą skutkować nadmierną rekompensatą.

(77)

Aby potwierdzić, czy docelowa wewnętrzna stopa zwrotu wynosząca 7 % mieści się w prawdopodobnym zakresie zwrotów zgodnych z zasadami rynkowymi, oprócz analizy porównawczej Belgia przedstawiła ocenę kosztu kapitału za pomocą dwóch wskaźników: WACC i nielewarowanego kosztu kapitału własnego, biorąc pod uwagę, że BE-NUC nie jest finansowane z zadłużenia.

(78)

Uzyskane przez Belgię szacunki dotyczące WACC i nielewarowanego kosztu kapitału własnego mieszczą się w przedziale od 6,2 % do 7,4 % (co przekłada się na premię z tytułu ryzyka dla projektu w wysokości 3,1–4,3 % powyżej stopy wolnej od ryzyka). Według Belgii świadczy to i potwierdza, że docelowa wewnętrzna stopa wzrostu wynosząca 7 % jest proporcjonalna i nie prowadzi do nadmiernej rekompensaty. W poniższych sekcjach wyjaśniono bardziej szczegółowo, w jaki sposób oszacowano przedział WACC i kosztu kapitału własnego.

(79)

Pierwszym wskaźnikiem służącym do szacowania kosztu kapitału jest WACC, który odpowiada minimalnej stopie zwrotu, jaką projekt musi zaoferować, aby przyciągnąć kapitał. Ta minimalna stopa zwrotu odpowiada zwrotowi, jaki potencjalni inwestorzy mogliby uzyskać, gdyby zdecydowali się zainwestować w inny projekt o równoważnych cechach pod względem przepływów pieniężnych, harmonogramu i ryzyka. WACC po opodatkowaniu oblicza się przy użyciu następującego wzoru:

(80)

WACC jest zatem sumą (i) kosztu kapitału własnego ważonego proporcjonalnie do wartości rynkowej kapitału własnego w całkowitym kapitale (w_{E) oraz (ii) kosztu obsługi długu (po opodatkowaniu) ważonego udziałem wartości rynkowej długu w łącznym kapitale (1-wE). Koszt kapitału własnego oblicza się na podstawie kapitałowego modelu wyceny aktywów („CAPM”), standardowego modelu pomiaru zwrotu wymaganego przez inwestora w celu pokrycia kosztu alternatywnego wartości pieniądza w określonym horyzoncie inwestycyjnym (stopa wolna od ryzyka) oraz ekspozycji na ryzyko rynkowe (51). Ekspozycję na ryzyko rynkowe odzwierciedla lewarowany współczynnik beta kapitału własnego (β_xD835__xDC38_}). Ze względu na zmienność parametrów dane wejściowe do modelu CAPM obliczono w przedziałach.

(81)

Jeżeli chodzi o obliczenie lewarowanego współczynnika beta kapitału własnego, Belgia twierdzi, że ponieważ spółka JV jest nową spółką prywatną posiadającą dwie istniejące jednostki LTO w sektorze jądrowym o przewidywanym okresie eksploatacji wynoszącym 10 lat, jej współczynnika beta nie można obliczyć na podstawie danych rynkowych lub historycznych, a zatem należy go oszacować, wykorzystując grupę porównywalnych spółek notowanych na giełdzie. Zważywszy jednak na fakt, że nie ma porównywalnych przedsiębiorstw użyteczności publicznej, które w 100 % zajmują się wytwarzaniem energii jądrowej, Belgia wzięła pod uwagę próbę pięciu notowanych na giełdzie europejskich przedsiębiorstw użyteczności publicznej, które w największym stopniu zajmują się działalnością jądrową, tj. porównywalnych projektów, w których 15–65 % energii wytwarza się w elektrowniach jądrowych, w ramach zróżnicowanego portfela (zob. tabela 5).

Tabela 5

Wartości wskaźnika beta aktywów dla porównywalnych przedsiębiorstw użyteczności publicznej o różnym zaangażowaniu w energetykę jądrową

(82)

Belgia wyjaśniła, że każde z przedsiębiorstw użyteczności publicznej jest zdywersyfikowaną, notowaną na giełdzie spółką z sektora użyteczności publicznej, posiadającą znaczny udział w aktywach sieciowych regulowanych w modelu RAB lub wspieranych aktywach z zakresu odnawialnych źródeł energii, w przeciwieństwie do spółki JV, która jest podmiotem prywatnym zaangażowanym w 100 % w energetykę jądrową i podlegającym umowie w sprawie wynagradzania. W związku z tym ryzyko systemowe oszacowane na podstawie tych porównywalnych przedsiębiorstw prawdopodobnie zaniżyłoby ryzyko systemowe BE-NUC.

(83)

Belgia zastosowała do wzoru na WACC parametry z tabeli 6 i na podstawie tych oraz dodatkowych danych odnotowanych w całym 2023 r. obliczyła teoretyczny WACC mieszczący się w przedziale od 6,2 % do 7,4 %, co obejmuje premię w wysokości 3,1–4,3 % powyżej stopy wolnej od ryzyka.

Tabela 6

Oszacowanie WACC BE-NUC i kluczowe parametry bazowe

(84)

Druga metodyka opiera się na koszcie kapitału własnego (CoE), który jest miarą wymaganego zwrotu z projektu dla udziałowców, zakładając brak finansowania dłużnego, tak jak ma to miejsce w przypadku projektu LTO. Chociaż w podejściu opartym na koszcie kapitału własnego również wykorzystuje się model CAPM, opiera się ono na nielewarowanym koszcie kapitału własnego (tj. bez dźwigni finansowej) (52). Nielewarowany koszt kapitału własnego oblicza się w następujący sposób:

(85)

Do oszacowania każdego parametru w równaniu CoE (zob. tabela 7) zastosowano następujące podejście:

(86)

Zastosowanie powyższych szacunków w równaniu CoE daje szacunkową wartość nielewarowanego kosztu kapitału własnego w przedziale 6,2–7,5 % (zob. tabela 7), obejmującą premię w wysokości 3,1–4,3 % powyżej stopy wolnej od ryzyka, co jest zgodne z wynikami uzyskanymi dla WACC.

Tabela 7

Nielewarowany koszt kapitału własnego i parametry bazowe BE-NUC (pełen zakres)

(87)

Biorąc pod uwagę powyżej oszacowane parametry (w odniesieniu do możliwych przedziałów w 2023 r.), Belgia szacuje trzy wiarygodne scenariusze dotyczące nielewarowanego kosztu kapitału własnego w momencie zawarcia umowy między stronami w 2023 r., odpowiadające zakresowi 6,8–7,3 % (zob. tabela 8).

Tabela 8

Trzy scenariusze dotyczące nielewarowanego kosztu kapitału własnego BE-NUC (ograniczony zakres)

(88)

Belgia dostrzega ograniczenia opartego na CPAM podejścia do szacowania kosztu kapitału BE-NUC wynikające z braku bezpośrednio porównywalnych przedsiębiorstw notowanych na giełdzie oraz specyfiki profilu ryzyka i podejścia do finansowania projektu (54). W szczególności Belgia wskazuje na specyfikę sektora jądrowego i ograniczoną porównywalność z innymi grupami aktywów.

(89)

Ponadto Belgia odnosi się do różnych premii, ponad wartość WACC oszacowaną przy zastosowaniu modelu CAPM, których inwestorzy zazwyczaj wymagają w praktyce, aby zainwestować w porównywalne, długoterminowe projekty inwestycyjne. Jednym z możliwych uzasadnień konieczności uwzględnienia tej premii ponad szacunkową wartość WACC przedstawionym przez Belgię jest ryzyko zamrożenia kapitału w przypadku długoterminowych projektów inwestycyjnych, którego to ryzyka nie można zdywersyfikować i które nie jest wynagradzane w ramach modelu CAPM (55). Innym argumentem przemawiającym za koniecznością uwzględnienia premii jest niedobór kapitału niezbędnego do realizacji celów polityki energetycznej w Europie, ponieważ dostępne projekty konkurują ze sobą o inwestycje, co powoduje wzrost wymaganej stopy zwrotu niezbędnej do przyciągnięcia kapitału. Belgia twierdzi, że powszechną praktyką wśród przedsiębiorstw użyteczności publicznej jest dodawanie premii w przedziale od 1,5 % do 4 %, i podaje kilka przykładów na potwierdzenie tego faktu (56). Wreszcie Belgia twierdzi również, że kolejnym uzasadnieniem uwzględnienia premii finansowej powyżej szacunkowej wartości WACC jest premia za ryzyko płynności (57) wynikająca z charakteru tej inwestycji, co potwierdzają zarówno badania naukowe (wskazujące na odpowiedni przedział od 0,7 % do 7,3 %) (58), jak i praktycy branżowi (59). Premie te można dodać do szacunków WACC lub kosztów kapitału własnego uzyskanych z zastosowaniem podejścia opartego na CAPM, jak wyjaśniono w poprzednich sekcjach, i uzasadnić argument Belgii, że docelowa wewnętrzna stopa zwrotu jest stopą zachowawczą, biorąc pod uwagę ekspozycję projektu na ryzyko.

(90)

Belgia wyjaśnia, że MPRA powoduje, iż docelowa wewnętrzna stopa zwrotu po korekcie MPRA zmienia się dynamicznie w przedziale od 6 % do 8 %. Belgia twierdzi, że nawet jeśli docelowa wewnętrzna stopa zwrotu zostanie ustalona na poziomie 7 % przed korektą MPRA, w obecnej sytuacji rynkowej (przy niższych oczekiwanych cenach rynkowych niż w momencie opracowywania modelu finansowego stanowiącego podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania) można oczekiwać niższej wewnętrznej stopy zwrotu niż stopa szacowana w czasie negocjacji dotyczących tej umowy.

(91)

Na poparcie swojego twierdzenia Belgia przedstawiła opartą na różnych źródłach analizę tego, jak prognozy rynkowe na lata 2025–2035 zmieniały się od czasu negocjacji dotyczących umowy w sprawie wynagradzania oraz jak te zmienione prognozy wpływają na oczekiwaną wewnętrzną stopę zwrotu z projektu LTO (poprzez zastosowanie MPRA).

(92)

Rys. 1 przedstawia początkowe krzywe cen na koniec 2023 r. (tj. w momencie podpisania umów). W różnych prognozach ceny rynkowe zaczynają się – w scenariuszu bazowym przedstawionym za pomocą linii ciągłych – na poziomie 120 EUR/MWh w 2025 r., a następnie spadają do średniej wartości 87 EUR/MWh w okresie do 2033 r.

Rys. 1

Początkowe krzywe cen obciążenia podstawowego w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania (EUR/MWh) (wartości z 2022 r.)

(93)

Rys. 2 pokazuje, że obecne prognozy cen energii elektrycznej w scenariuszu bazowym (60), przedstawione za pomocą linii ciągłych, uległy obniżeniu w porównaniu z prognozami zastosowanymi w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania. Na przykład na wykresie czerwoną linią przerywaną przedstawiono prognozę cenową w scenariuszu bazowym dla [...] pochodzącą z IV kwartału 2022 r., wykorzystaną między innymi jako krzywą odniesienia w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania. Chociaż pod koniec 2022 r. prognozowano, że ceny w 2025 r. będą wynosić 120 EUR za MWh, obecnie prognozuje się, że w 2025 r. będą one wynosić 85 EUR za MWh lub nawet mniej. Rozwój sytuacji rynkowej od 2022 r. spowodował obniżenie prognozowanych cen hurtowych energii elektrycznej w następnej dekadzie, między innymi ze względu na spadek prognozowanych cen towarów (gazu i CO₂). Rys. 2 pokazuje również, że obecne prognozy w scenariuszu bazowym przewidują stosunkowo stabilne ceny w latach 2025–2035, wynoszące od 69 EUR/MWh do 86 EUR/MWh.

Rys. 2

Krzywe cen obciążenia podstawowego zaktualizowane jesienią 2024 r. (EUR/MWh) (wartości z 2022 r.)

(94)

Na podstawie powyższych wykresów Belgia stwierdza, że oczekiwania dotyczące cen rynkowych spadły.

(95)

Belgia twierdzi, że szary obszar przedstawiony na powyższych wykresach przedstawia przedział cenowy (zgodnie z pierwotnymi założeniami umowy w sprawie wynagradzania) dla korekt MPRA docelowej wewnętrznej stopy zwrotu, tj. przedział cen rynkowych, w ramach którego dokonuje się korekty docelowej wewnętrznej stopy zwrotu (61). Niższe oczekiwania dotyczące cen rynkowych sugerują zatem spadek oczekiwanej wewnętrznej stopy zwrotu skorygowanej o MPRA. Przy zastosowaniu parametrów MPRA przewidzianych początkowo w umowie oczekiwana wewnętrzna stopa zwrotu z projektu LTO wynosiłaby w III kwartale 2024 r. 6,7 % (jeżeli zostałyby spełnione wszystkie założenia modelu finansowego stanowiącego podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania). Przy zastosowaniu zaktualizowanych parametrów MPRA (zob. sekcja 3.3.1.3.2), które sprawiają, że przychody BE-NUC i IRR są bardziej wrażliwe na warunki cenowe na rynku, oczekiwana wewnętrzna stopa zwrotu spadłaby do 6,5 % (jeżeli zostałyby spełnione wszystkie założenia modelu finansowego stanowiącego podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania) przy tych samych prognozach cenowych (zob. tabela 9).

Tabela 9

Oczekiwana IRR (skorygowana o pierwotną i zaktualizowaną MPRA) w porównaniu z docelową IRR (III kw. 2024 r.)

(96)

Kontrakt na transakcje różnicowe będzie obowiązywać między państwem belgijskim a BE-NUC, a także między państwem belgijskim a Luminus, drugim współwłaścicielem dwóch reaktorów jądrowych. Oznacza to, że państwo belgijskie będzie gwarantować dla łącznej opomiarowanej produkcji energii elektrycznej przez jednostki LTO z góry określoną cenę docelową („kurs wykonania”), która będzie indeksowana przez cały okres obowiązywania umowy w sprawie wynagradzania. Jeśli rynkowa cena referencyjna („cena MRP”) będzie wyższa od kursu wykonania, BE-NUC i Luminus zapłacą państwu belgijskiemu dodatnią różnicę pomnożoną przez rzeczywistą opomiarowaną produkcję. Jeśli rynkowa cena referencyjna będzie niższa, państwo belgijskie wypłaci BE-NUC i Luminus ujemną różnicę pomnożoną przez rzeczywistą opomiarowaną produkcję. Płatności różnicowe stają się wymagalne w pierwszym dniu dostawy energii (dzień, w którym dana jednostka LTO po raz pierwszy po upływie pierwotnego ustawowego terminu zakończenia eksploatacji wprowadza energię elektryczną do sieci wysokiego napięcia) i będą dokonywane proporcjonalnie do udziału BE-NUC i Luminus w energii wytworzonej przez jednostki LTO.

(97)

Głównymi parametrami kontraktu na transakcje różnicowe są:

(98)

Według Belgii, która powołuje się na niezależną analizę przeprowadzoną przez Compass Lexecon (62), początkowy wybór w kontrakcie na transakcje różnicowe ceny na rynku dla następnego jako rynkowej ceny referencyjnej jest odpowiedni dla projektu LTO, zwłaszcza w okresie realizacji prac związanych z LTO (etap rozruchu do 31 grudnia 2028 r.). Ponadto Belgia twierdzi, że wbudowana w umowę w sprawie wynagradzania elastyczność daje możliwość wyboru alternatywnych rynkowych cen referencyjnych w okresie obowiązywania umowy, w zależności od zmian sytuacji na rynku belgijskim i potrzeb, przy zachowaniu równowagi między ryzykiem a zwrotem z inwestycji przewidzianej w pierwotnym projekcie kontraktu na transakcje różnicowe. Belgia uzasadnia ponadto stosowanie rynku dnia następnego następującymi argumentami:

(99)

Federalna służba publiczna ds. gospodarki (SPF Economie) zleciła przeprowadzenie badania dotyczącego strategii zarządzania ryzykiem rynkowym BE-WATT (kontrahenta kontraktu na transakcje różnicowe). Celem prowadzonego obecnie badania jest podjęcie działań przygotowawczych zmierzających do rozpoczęcia działalności przez BE-WATT, a dokładniej rzecz biorąc w odniesieniu do zadań tej jednostki w zakresie zarządzania ryzykiem. W szczególności:

(100)

Rząd belgijski, jako kontrahent umowy w sprawie wynagradzania, może zmienić pierwotny wybór rynkowej ceny referencyjnej maksymalnie trzy razy w okresie obowiązywania umowy, za zgodą BE-NUC i Luminus, począwszy od końca początkowego okresu prac związanych z LTO, np. ze względu na zmiany sytuacji na rynku belgijskim i potrzeb, przy zachowaniu równowagi między ryzykiem a zwrotem z inwestycji przewidzianej w pierwotnym projekcie kontraktu na transakcje różnicowe.

(101)

Kurs wykonania będzie indeksowany corocznie w oparciu o ważoną kalkulację indeksacji i może być zmieniany w określonych momentach:

(102)

Kurs wykonania będzie obliczany na podstawie informacji ze szczegółowego modelu finansowego, który zostanie opracowany i będzie aktualizowany przez BE-NUC w ramach parametrów zgłoszonych przez Belgię. Model finansowy (i wszelkie jego aktualizacje) podlega zatwierdzeniu przez kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania. W przypadku braku zatwierdzenia modelu finansowego BE-NUC i kontrahent umowy w sprawie wynagradzania mogą przekazać rozstrzygnięcie kwestii spornej dotyczącej tego modelu niezależnemu ekspertowi zgodnie z określoną procedurą rozstrzygania przez eksperta.

(103)

Belgia twierdzi, że kontrakt na transakcje różnicowe zmniejsza ekspozycję BE-NUC na ryzyko rynkowe i wahania cen rynkowych.

(104)

Belgia twierdzi, że chociaż kontrakt na transakcje różnicowe zmniejsza ekspozycję BE-NUC na ryzyko rynkowe i wahania cen rynkowych, zawiera ona mechanizmy podziału ryzyka, które powinny zapewnić, że spółka BE-NUC będzie nadal narażona na pewne ryzyko rynkowe i podatna na zachęty rynkowe. W szczególności w umowie w sprawie wynagradzania przewidziano mechanizm podziału ryzyka i korzyści (MPRA), gdy ceny rynkowe okażą się niższe lub wyższe od kursu wykonania.

(105)

Celem MPRA jest zachęcenie BE-NUC do optymalizacji struktury kosztów przed ustaleniem i zmianą kursu wykonania (2025/2029), zmaksymalizowanie wydajności reaktorów w sytuacji, gdy spodziewane są wysokie ceny, a system elektroenergetyczny zbliża się do stanu niedoboru, oraz ograniczenie nieoczekiwanych zysków.

(106)

MPRA oblicza się w następujący sposób:

(107)

W początkowym projekcie MPRA („pierwotna MPRA”) przedział między kursem wykonania a górnym (lub odpowiednio dolnym) progiem podzielono na 30 dodatnich (lub odpowiednio ujemnych) „wartości MPRA”. W porównaniu z „pierwotną MPRA”„zaktualizowana MPRA” uruchamiana jest szybciej, tj. mechanizm podziału ryzyka i korzyści odpowiada przedziałowi cen rynkowych wynoszącemu ±20 % zamiast ±30 %.

(108)

W związku z tym Belgia twierdzi, że (zaktualizowana) MPRA zapewnia BE-NUC silne (silniejsze) zachęty do:

(109)

Ponadto Belgia twierdzi, że w zmodyfikowanym projekcie kontraktu na transakcje różnicowe uprawnienia decyzyjne dotyczące terminu podjęcia decyzji o modulacji ekonomicznej zostały przekazane partnerowi umowy na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią (zob. sekcja 3.3.1.5). Wynagrodzenie za świadczenie usług w zakresie zarządzania energią nie będzie miało wyłącznie charakteru stałego, jak pierwotnie planowano, ale oprócz części stałej będzie obejmowało część zmienną, co zapewni zachęty do jak najlepszego wykorzystania ograniczonej puli 30 modulacji na cykl paliwowy (zob. motyw 13). W porównaniu z pierwotnym projektem kontraktu na transakcje różnicowe, w którym decyzje dotyczące modulacji miały być podejmowane na podstawie ustalonego progu modulacji, zmodyfikowany projekt nie opiera się już na ustalonym progu modulacji, ale zachęca do przeprowadzania modulacji w czasie, gdy są one najbardziej opłacalne (tj. gdy oczekuje się, że ceny będą znacząco ujemne przez wystarczająco długi okres). Wynagrodzenie za świadczenie usług w zakresie zarządzania energią opisano szczegółowo w sekcji 3.3.1.5.2.

(110)

Ponadto Belgia twierdzi, że z powodów przedstawionych w motywie 80 decyzji o wszczęciu postępowania kontrakt na transakcje różnicowe jest odpowiednim i proporcjonalnym instrumentem na potrzeby zaradzenia stwierdzonym niedoskonałościom rynku i ryzyku specyficznemu dla sektora jądrowego, a tym samym osiągnięcia celów środka przy jednoczesnym zachowaniu skutecznych sygnałów rynkowych. Belgia wyjaśnia, że wszelkie przychody z kontraktu na transakcje różnicowe wpłyną do ogólnego budżetu państwa, ale będą podlegać odrębnej rachunkowości. Będą one wykorzystywane przede wszystkim do finansowania płatności na rzecz kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania na podstawie kontraktu na transakcje różnicowe. Gdyby przychody z kontraktu na transakcje różnicowe przekroczyły kwoty niezbędne do sfinansowania kosztów tego kontraktu, mogłyby zostać wykorzystane do sfinansowania kosztów innego kontraktu na transakcje różnicowe. Belgia zobowiązuje się, że wszelkie pozostałe przychody z kontraktu na transakcje różnicowe zostaną podzielone między przedsiębiorstwa. Belgia zobowiązuje się ponadto, że w przypadku gdy przychody z kontraktu na transakcje różnicowe zostaną przekazane przedsiębiorstwom, poinformuje o tym Komisję oraz, w razie potrzeby, dokona zgłoszenia takiego środka. Belgia potwierdza również, że uwzględniła klauzule dotyczące kar w przypadku nieuzasadnionego jednostronnego wcześniejszego wypowiedzenia kontraktu na transakcje różnicowe.

(111)

Jeśli przychody BE-NUC nie będą wystarczające do pokrycia kosztów należnych w danym miesiącu zgodnie z umową o eksploatacji i konserwacji, a także wszelkich innych kosztów operacyjnych, kosztów paliwa i utrzymania oraz nakładów inwestycyjnych niezbędnych do eksploatacji jednostek LTO, kontrahent umowy w sprawie wynagradzania będzie zobowiązany do dokonania płatności na rzecz BE-NUC pokrywającej niedobór w celu zapewnienia wystarczającego przepływu środków pieniężnych na pokrycie tych kosztów, aby zapewnić długoterminową rentowność spółki JV (63).

(112)

W skład płatności MOCP wchodzą dwa elementy: Minimalne wydatki operacyjne: (i) płatność z tytułu niedoboru dochodów w celu zapewnienia przepływów pieniężnych wystarczających do pokrycia kosztów wymaganych do funkcjonowania jednostek LTO i zabezpieczenia długoterminowej rentowności spółki JV oraz (ii) ochrona 50 % kosztów zainwestowanego kapitału w odniesieniu do zamortyzowanych kosztów kapitałowych związanych z przedłużeniem okresu eksploatacji LTO (co trzy lata).

(113)

Belgia twierdzi, że każde pojedyncze zdarzenie, które zmniejszyłoby dostępność jednostek LTO przez znaczny okres w ciągu roku, lub powtarzające się wyłączenia w ciągu kilku lat, mogą spowodować znaczne straty dla BE-NUC.

(114)

Belgia zwróciła się do Electrabel o ocenę ryzyka wystąpienia poważnych nieoczekiwanych zdarzeń w całym okresie eksploatacji jednostek LTO w oparciu o dane historyczne. Electrabel twierdzi, że istnieje duże prawdopodobieństwo wystąpienia znaczącego nieplanowanego zdarzenia (64) w 10-letnim okresie przedłużenia okresu eksploatacji jednostek LTO. Aby to udowodnić, Electrabel zidentyfikował historyczne przypadki niedostępności każdego z siedmiu reaktorów jądrowych w 11-letnim okresie obejmującym lata 2012–2022 (zob. tabela 10). Electrabel twierdzi, że to historyczne podejście dostarcza użytecznych informacji z następujących powodów:

(115)

Z danych przedstawionych w tabeli 10 wynika, że we wszystkich siedmiu jednostkach jądrowych w latach 2012–2022 miały miejsce zdarzenia związane ze znaczącą nieplanowaną niedostępnością, pozostające poza kontrolą operatora elektrowni jądrowych, które to zdarzenia spowodowały średnią niedostępność na poziomie 59 % na jednostkę (oprócz planowanych wyłączeń), co odpowiada średniej niedostępności wynoszącej 7 miesięcy na zdarzenie. W siedmiu belgijskich jednostkach jądrowych w latach 2012–2022 odnotowano w sumie 11 zdarzeń związanych ze znaczącą nieplanowaną niedostępnością. Przyczynami niespodziewanej niedostępności były m.in. płatki wodoru w zbiorniku ciśnieniowym reaktora, degradacja betonu (wymagająca istotnych napraw), awarie urządzeń, wycieki i sabotaż. W związku z tym Belgia twierdzi, że w ciągu dziesięciu lat na każdy reaktor przypada średnio około 1,6 (11/7) zdarzenia związanego ze znaczącą nieplanowaną niedostępnością.

(116)

Belgia twierdzi, że w przypadku eksploatowania wielu jednostek jądrowych (lub floty jądrowej) utratę przychodów w okresie awarii jednej lub kilku jednostek można częściowo skompensować przychodami generowanymi przez inne jednostki. W przypadku projektu LTO oczekuje się jednak, że to ryzyko systemowe (dotyczące zdarzeń związanych z niedostępnością większości jednostek jednocześnie) wzrośnie wraz z kurczeniem się floty jądrowej Belgii od 2025 r. i zmniejszeniem jej zróżnicowania, tym bardziej że obie jednostki LTO są oparte na tej samej technologii. W związku z tym nie można wykluczyć wystąpienia poważnego zdarzenia mającego wpływ na obie jednostki LTO przez znaczną część roku.

(117)

Prawdopodobieństwo niedostępności jednostki na poziomie 59 %, czyli przez około 7 miesięcy, odpowiada średniemu czasowi trwania jednego wydarzenia związanego z nieplanowaną niedostępnością. Na podstawie własnych doświadczeń związanych z eksploatacją jednostek LTO w Belgii Electrabel uważa, że czas ten został oszacowany realistycznie, ponieważ poważne zdarzenia wymagają przeprowadzenia istotnych prac inżynieryjnych, zakupu części zamiennych, analizy wpływu na bezpieczeństwo oraz szeroko zakrojonych rozmów z organem ds. bezpieczeństwa jądrowego przed ponownym uruchomieniem reaktorów jądrowych.

(118)

Belgia wyjaśnia ponadto, że przeprowadzane regularnie co 10 lat od rozpoczęcia eksploatacji okresowe przeglądy bezpieczeństwa, oparte na wytycznych MAEA SSG-25 (66), doprowadziły do znacznych modernizacji projektowych i inwestycji mających na celu sprostanie starzeniu się i przestarzałości jednostek jądrowych oraz pomogły w utrzymaniu ich bezpieczeństwa i niezawodności. Pomimo tych okresowych przeglądów operator obiektów jądrowych nie może jednak wykluczyć, że pojawią się nowe problemy, które spowodują okresy znaczącej niedostępności jednostek jądrowych.

(119)

Aby oszacować wpływ na BE-NUC wystąpienia zdarzenia związanego ze znaczącą nieplanowaną niedostępnością w okresie przedłużenia okresu eksploatacji jednostek LTO oraz skutki płatności MOCP, Belgia rozważyła wiarygodne scenariusze zdarzeń związanych ze znaczącą niedostępnością (zob. tabela 11) na podstawie danych z tabeli 10. Podobnie jak w przypadku innych ocen do celów obliczeń ilustracyjnych Belgia oparła się na modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania przyjętym w dniu 13 grudnia 2023 r.

(120)

Zdaniem Belgii z powyższej analizy wynika, że płatności MOCP mają na celu pokrycie skutków potencjalnych poważnych zdarzeń zagrażających rentowności spółki JV i nie chronią spółki JV przed ponoszeniem wielu rodzajów ryzyka związanego z niedostępnością: w scenariuszu 1 w przypadku średnio poważnego wydarzenia płatności MOCP nie są uruchamiane i nie gwarantują zwrotów udziałowcom, którzy nadal ponoszą ryzyko nieodzyskania swoich inwestycji.

(121)

Płatności MOCP mogą w niektórych scenariuszach potencjalnie prowadzić do stosunkowo znacznych kosztów dla państwa belgijskiego, ponieważ będą uruchamiane w celu zaradzenia zdarzeniom związanym z niedostępnością o dużym wpływie, jak pokazano powyżej. Aby rozwiązać ten problem, Belgia wprowadziła górne ograniczenie płatności MOCP. Oznacza to, że w przypadku gdy wypłacone płatności MOCP osiągną kwotę 2 mld EUR („pułap płatności MOCP”), kontrahent umowy w sprawie wynagradzania (państwo belgijskie) skorzysta z przysługującego mu na mocy tej umowy prawa do wypowiedzenia umowy (67), pod warunkiem że będzie to właściwe w świetle między innymi:

(122)

Belgia twierdzi, że w następujących okolicznościach wypowiedzenie umowy nie byłoby właściwe:

(123)

W przypadku gdy kontrahent umowy w sprawie wynagradzania zdecyduje się nie skorzystać z przysługującego mu prawa do wypowiedzenia umowy, Belgia przedłoży Komisji swoje uzasadnienie do oceny.

(124)

Kwota pułapu płatności MOCP odpowiada górnej granicy płatności MOCP w scenariuszu, w którym obie jednostki LTO są jednocześnie niedostępne przez dwa kolejne lata. Oczekiwane płatności MOCP w związku z dwuletnim wyłączeniem będą zależały od roku, w którym ma miejsce wspomniane wyłączenie. Belgia przedstawiła obliczenia rocznych płatności MOCP i łącznych kwot w ciągu dwóch kolejnych lat (zob. tabela 12) na podstawie wstępnych prognoz z modelu finansowego stanowiącego podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania przyjętego w dniu 13 grudnia 2023 r.

Tabela 12

Symulacja płatności MOCP

(125)

Aby uzasadnić wykorzystanie dwuletniego okresu odniesienia do obliczenia proponowanego limitu płatności MOCP w wysokości 2 mld EUR, Belgia podaje kilka przykładów reaktorów jądrowych, które zostały trwale wyłączone z eksploatacji z przyczyn technicznych w Stanach Zjednoczonych (ponieważ dotychczas podobna sytuacja nie miała miejsca w Europie) (68). Według Belgii przykłady te pokazują, że dwuletni okres odniesienia jest zgodny z rzeczywistością przemysłową, ponieważ upływ dwóch lat od wykrycia problemu wymagającego wyłączenia obu jednostek LTO można zazwyczaj uznać za rozsądny punkt odcięcia dla podjęcia decyzji o kontynuacji napraw lub rozważenia ostatecznego wyłączenia.

(126)

Aby uruchomić płatności MOCP, BE-NUC pozyska, albo od swoich udziałowców, albo od podmiotu zewnętrznego, instrument finansowania kapitału obrotowego (instrument WCF) najpóźniej w pierwszym dniu ponownego uruchomienia LTO. Instrument WCF służy finansowaniu zapotrzebowania na kapitał obrotowy wynikającego z eksploatacji jednostek LTO. BE-NUC będzie mogło skorzystać z instrumentu WCF, jeśli różnica między wpływami a wypływami środków pieniężnych spółki będzie mniejsza niż szacowane wydatki operacyjne w nadchodzącym okresie wydatkowania określonym w umowie w sprawie wynagradzania. Kwota udostępniania w ramach instrumentu WCF ma odpowiadać co najmniej średnim łącznym szacunkowym wydatkom operacyjnym przez okres trzech miesięcy. W rezultacie instrument WCF stanowi śródroczny pomost do rocznych płatności MOCP, działając jako odnawialny instrument kredytowy, który w przypadku wykorzystania będzie spłacany corocznie z płatności MOCP zapewnianych przez Belgię.

(127)

Warunki instrumentu WCF, który musi zostać pozyskany na warunkach rynkowych najpóźniej w pierwszym dniu ponownego uruchomienia LTO, nie są jeszcze znane. Belgia doprecyzowała jednak, że oprocentowanie instrumentu WCF zostanie ustalone przy użyciu tej samej metody, którą uzgodniono w odniesieniu do pożyczek udziałowców (zob. motyw 63).

(128)

Oprócz płatności MOCP, który zapewniają stabilność finansową przez cały 10-letni okres przedłużenia okresu eksploatacji, w ciągu pierwszych trzech lat realizacji projektu LTO (etap rozruchu) rząd belgijski udzieli BE-NUC i Luminus pożyczki na identycznych warunkach. Wysokość pożyczek zostanie ustalona w odniesieniu do proporcjonalnego udziału tych spółek w jednostkach LTO, a w konsekwencji ich udziału w kosztach wyłączenia i kosztach operacyjnych od dnia 1 lipca 2025 r. Jak wspomniała Belgia, pożyczek SDC udziela się na potrzeby zapewnienia płynności do końca 2028 r., ponieważ koszty operacyjne nie będą mogły być finansowane z przepływów pieniężnych z uwagi na prace związane z LTO.

(129)

Pożyczki SDC, które są udzielane z zastosowaniem ograniczonej stopy procentowej i podlegają spłacie zgodnie z określonym harmonogramem, składają się z dwóch różnych instrumentów (tj. jednego na jednostkę LTO), z których każdy obejmuje dwie transze:

(130)

Warunki pożyczek SDC określono w motywie 96 decyzji o wszczęciu postępowania i nie zostały one zmienione. Pożyczki SDC podlegają spłacie z odsetkami w wysokości do 6 % i na równorzędnych warunkach ze zwrotami udziałowców. Jeżeli chodzi o metodykę zastosowaną do określenia stopy procentowej, Belgia wyjaśnia, że odbyło się to w wyniku negocjacji między stronami umowy w sprawie wynagradzania oraz że maksymalna stopa procentowa w wysokości 6 % odpowiada dolnej granicy docelowej wewnętrznej stopy zwrotu wynoszącej 6–8 % (z uwzględnieniem korekty MPRA).

(131)

Jak stwierdzono w motywie 97 decyzji o wszczęciu postępowania, oczekuje się, że pożyczki SDC zostaną wypłacone w [...] transzach w łącznej kwocie [500–700] mln EUR od dnia [...] r. do dnia [...] r., i spłacone w trzech ratach od dnia [...] r. do dnia [...] r., z uwzględnieniem skapitalizowanych odsetek. Te obliczenia i kwoty zostaną zaktualizowane w modelu finansowym, który zostanie zatwierdzony przez kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania w 2025 r., przed datą ponownego uruchomienia LTO, na podstawie kosztów przedłużenia eksploatacji zgodnie z wymogami bezpieczeństwa jądrowego określonymi przez belgijską agencję bezpieczeństwa jądrowego, oszacowanych na podstawie kosztorysów przedstawionych przez wykonawców.

(132)

Belgia twierdzi, że pożyczki SDC nie przynoszą nieproporcjonalnych korzyści udziałowcom: ryzyko nieosiągnięcia oczekiwanych zysków rozkłada się proporcjonalnie na udziałowców spółki JV i kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania, jako że przy niższych zyskach zmniejszą się zarówno wewnętrzna stopa zwrotu z projektu LTO, jak i pożyczki SDC. W rzeczywistości pożyczki SDC nie zostaną (w ogóle) spłacone tylko wtedy, gdy projekt LTO nie będzie generować wystarczających zysków, aby wypłacić udziałowcom jakiegokolwiek zwrotu z ich inwestycji (69). W związku z tym Belgia twierdzi, że pożyczki SDC nie wiążą się z żadnym dodatkowym ryzykiem dla kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania wykraczającym poza ryzyko związane z wynikami i rentownością projektu LTO, ponieważ instrument ten nie jest wykorzystywany do finansowania wydatków kapitałowych (jedynie zamortyzowanych kosztów kapitałowych związanych z przedłużeniem LTO na etapie rozruchu).

(133)

Zgodnie z umową o eksploatacji i konserwacji Electrabel ma świadczyć na rzecz BE-NUC:

(134)

Niektóre usługi są wyraźnie wyłączone z zakresu umowy o eksploatacji i konserwacji, w tym usługi, prace lub działania związane z likwidacją i demontażem jednostek LTO, za które to usługi odpowiedzialność ponosi Electrabel (zob. sekcja 3.3.2.4).

(135)

Zgodnie z art. 12.1 umowy w sprawie eksploatacji i konserwacji oraz z zastrzeżeniem pewnych dostosowań i wyjątków BE-NUC zapłaci Electrabel 89,807 % (która to wartość odzwierciedla udział spółki Luminus w jednostkach LTO w wysokości 10,193 %) wszystkich kosztów poniesionych w związku ze świadczeniem usług związanych z LTO oraz usług O&M oraz odpowiednią marżę, tj.:

(136)

Belgia twierdzi, że poziomy marż są dostosowane do poziomów stosowanych w na podstawie umowy partnerstwa LTO z Luminus (która sama w sobie obejmuje szeroki zakres usług, w tym m.in. usługi O&M). Pierwotna umowa dotycząca świadczenia podobnych usług na rzecz strony trzeciej, Luminus, zawarta w dniu 26 czerwca 2003 r. i potwierdzona 13 grudnia 2023 r., stanowi istotne odniesienie na poparcie stanowiska, że umowa o eksploatacji i konserwacji odzwierciedla rynkowe koszty operacji jądrowych. Ponadto Belgia twierdzi, że ryzyko finansowe ponoszone przez Electrabel jest większe niż ryzyko wynikające z umowy partnerstwa z Luminus, ponieważ zgodnie z umową o eksploatacji i konserwacji marża spółki Electrabel zostanie zmniejszona w przypadku (nieuzasadnionego) przekroczenia kosztów (tj. kosztów nieuwzględnionych w budżecie zaproponowanym przez Electrabel i zatwierdzonych przez strony) oraz w przypadku niedostępności elektrowni powyżej wartości docelowej.

(137)

Ponadto Belgia wskazuje, że umowa o eksploatacji i konserwacji zawiera pewne mechanizmy kontroli kosztów, w tym prawo BE-NUC do skontrolowania obliczeń opłat i wykonania usług przez Electrabel oraz do żądania przeglądu porównawczego cen stosowanych przez Electrabel za usługi techniczne świadczone przez podmioty powiązane.

(138)

Ponadto, jako (wyłączny) operator jednostek LTO i dostawca usług na rzecz BE-NUC w ramach umowy o konserwacji i eksploatacji, Electrabel otrzyma zachęty do osiągnięcia wydajności technicznej i ekonomicznej jednostek LTO. W szczególności na mocy umowy o eksploatacji i konserwacji:

(139)

W związku z tym Belgia stwierdza, że umowa o eksploatacji i konserwacji ogranicza się do pokrycia poniesionych kosztów oraz że warunki finansowe tej umowy odzwierciedlają warunki rynkowe.

(140)

Chociaż BE-NUC będzie właścicielem technicznym 89,807 % energii elektrycznej wytwarzanej przez jednostki LTO (pozostałe 10,193 % będzie należało do Luminus), przenosi ona własność tej energii elektrycznej na podmiot zarządzający energią, który będzie ją sprzedawać (70). W tym celu BE-NUC zawrze umowę na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią z partnerem, który będzie kupował energię elektryczną od BE-NUC i sprzedawał ją dalej.

(141)

W umowie EMSA zostaną określone najważniejsze warunki i zasady podziału ryzyka, a tym samym szczegółowo określona zostanie strategia składania ofert i zarządzania niezbilansowaniem („strategia BIS”) oraz rola podmiotu zarządzającego sprzedażą energii („partner umowy EMSA”) w odniesieniu do tej strategii, w ramach ustalonych parametrów. Partner umowy EMSA wyznaczony na mocy tej umowy będzie nabywcą i właścicielem udziału BE-NUC w energii elektrycznej wytwarzanej przez jednostki LTO i musi stosować uprzednio określoną strategię BIS. Strategia BIS może być poddawana okresowemu przeglądowi i zmieniana zgodnie z procedurą określoną w umowie w sprawie wynagradzania. Rząd belgijski (BE-WATT), jako kontrahent umowy w sprawie wynagradzania, może narzucić strategię BIS w zakresie, w jakim spełnia ona warunki strategii BIS określone w umowie w sprawie wynagradzania. Partner umowy EMSA pełni w tej kwestii rolę doradczą.

(142)

Aby wprowadzać wytworzoną energię elektryczną na hurtowy rynek energii elektrycznej w konkurencyjny i przejrzysty sposób, Electrabel i państwo belgijskie uzgodniły przeprowadzenie przetargu publicznego na te usługi, zapewniając przejrzystość i zgodność z zasadami konkurencji (zob. sekcja 3.3.1.5.1). Do postępowania przetargowego ma zastosowanie prawo zamówień publicznych i wszelkie związane z nimi niezbędne zabezpieczenia.

(143)

Belgia twierdzi, że procedura przetargowa jest celowo prowadzona zgodnie z belgijską ustawą o zamówieniach publicznych z dnia 17 czerwca 2016 r. oraz dekretem królewskim z dnia 18 czerwca 2017 r. w sprawie zamówień publicznych w sektorach użyteczności publicznej (71).

(144)

Umowa na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią zostanie przyznana w drodze procedury negocjacyjnej z uprzednim zaproszeniem do składania ofert (72), co jest standardową procedurą w sektorze usług użyteczności publicznej. Zaproszenie do składania ofert opublikowano na odpowiednich platformach belgijskich (73) i unijnych (74), co umożliwiło wszystkim potencjalnym kandydatom udział w procedurze.

(145)

Biorąc pod uwagę znaczenie usługi będącej przedmiotem przetargu i wrażliwość z punktu widzenia konkurencji, Belgia wprowadziła dodatkowe postanowienia i zabezpieczenia, aby zapewnić osiągnięcie celów umowy EMSA oraz odpowiednie świadczenie oczekiwanych usług.

(146)

Ponadto Belgia twierdzi, że przetarg uwzględnia zestaw kryteriów wyboru mających na celu zapewnienie, aby wszyscy kandydaci spełniali warunki dotyczące profesjonalizmu i wymaganej infrastruktury niezbędnej do prawidłowej realizacji umowy EMSA. Te kryteria kwalifikacji zostały jednak ograniczone do niezbędnego minimum i każde z nich odnosi się do wymogu niezbędnego do świadczenia planowych usług, aby zapewnić maksymalną konkurencję podczas przetargu.

(147)

W porównaniu z informacjami, którymi Komisja dysponowała w momencie wydawania decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia przedstawiła więcej szczegółowych informacji na temat kryteriów kwalifikacji. Oferent (lub, w przypadku pierwszych czterech kryteriów opisanych poniżej, inny podmiot, na którego zdolnościach oferent polega) musi:

(148)

W okresie obowiązywania umowy EMSA do partnera umowy EMSA mają zastosowanie m.in. następujące warunki:

(149)

W odniesieniu do harmonogramu przetargu Belgia twierdzi, że zamierza zakończyć przetarg w odpowiednim czasie, najpóźniej do dnia 15 maja 2025 r., tak aby partner umowy EMSA miał wystarczająco dużo czasu na przeprowadzenie niezbędnych przygotowań przed ponownym uruchomieniem jednostek LTO.

(150)

Usługi objęte przetargiem obejmują, w odniesieniu do aktywów energetycznych, między innymi (i) „usługi reprezentowania aktywów energetycznych w zakresie transakcji terminowych i transakcji dotyczących zrealizowanej produkcji”, (ii) „usługi optymalizacji i obsługi operacyjnej na rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego”, (iii) usługi w zakresie wypełniania obowiązków regulacyjnych na rynku energii, (iv) usługi w zakresie zawierania umów z belgijskim OSP oraz (v) handel, dostęp do rynku i analizę rynku. Ze względu na współzależność między różnymi wymienionymi zadaniami oraz częstą praktykę rynkową polegającą na łączeniu tych usług w jednej umowie handlowej w celu zapewnienia efektywności operacyjnej usługi te zostaną objęte jedną definicją usług EMSA.

(151)

Belgia doprecyzowała, że partner umowy EMSA nie prowadzi działalności jako agent lub w imieniu BE-NUC, ale sprzedaje zakupioną energię elektryczną, ponieważ jest jej właścicielem. Ponadto w zmienionym projekcie kontraktu na transakcje różnicowe partner umowy EMSA uzyskuje uprawnienia decyzyjne w zakresie modulacji ekonomicznych, aby zachęcić do efektywnego wykorzystania ograniczonej puli modulacji oraz lepiej reagować na sygnały rynkowe (zob. motyw 153 i nast.).

(152)

Belgia twierdzi, że rozliczenie między partnerem umowy EMSA a BE-NUC opiera się na rynku dnia następnego, aby ograniczyć ryzyko bazowe dla BE-NUC, ponieważ oznacza to, że w połączeniu z płatnością różnicową dokonywaną przez BE-NUC na podstawie kontraktu na transakcje różnicowe, gdzie rynkowa cena referencyjna jest ceną na rynku dnia następnego, BE-NUC otrzymuje kurs wykonania (zob. sekcja 3.3.1.3.2) (82). Belgia potwierdza, że partner umowy EMSA będzie miał swobodę dokonywania transakcji na wybranym przez siebie rynku i nie jest zobowiązany do składania ofert na rynku dnia następnego.

(153)

Jak wyjaśniono w sekcji 2.1 i motywie 109, ponieważ jednostki LTO nie mogą wykonywać więcej niż 30 modulacji na cykl, a zatem nie mają technicznej i regulacyjnej możliwości modyfikowania swojej mocy wyjściowej w dowolnym momencie, wynagrodzenie partnera umowy EMSA zmodyfikowano w celu zapewnienia zachęt do jak najlepszego wykorzystania ograniczonej liczby dozwolonych modulacji. Zamiast jedynie stałego wynagrodzenia (ustalonego w drodze przetargu), zmodyfikowana formuła wynagradzania obejmuje również część zmienną (opartą na z góry ustalonej formule i zależną od modulacji oraz rozliczenia korygującego). Takie wynagrodzenie daje partnerowi umowy EMSA udział w potencjalnych dodatkowych przychodach z modulacji w okresach ujemnych cen (a także udział w ewentualnych stratach z modulacji w okresach dodatnich cen, jeśli takie wystąpią), jednocześnie narażając go bezpośrednio na koszty niezbilansowania i rynku dnia bieżącego, zgodnie z poniższym opisem. W związku z tym zmienna część wynagrodzenia będzie obejmować stały procentowy udział („alfa”) w dodatkowych przychodach z modulacji na rynku dnia następnego oraz zróżnicowany procentowy udział („beta”) w kosztach i przychodach na rynku dnia bieżącego i niezbilansowania, tj. w rozliczeniach korygujących (które mogą obejmować dodatkowe przychody z modulacji na rynku dnia bieżącego), przy czym:

(154)

Formuła przedstawiona na rys. 3 ma zastosowanie do całego wolumenu podczas modulacji, w tym jeżeli modulacja ma miejsce, gdy ceny są dodatnie (np. w okresach rampowania, w których moc będzie się zwiększać lub zmniejszać), a nie tylko w okresach cen ujemnych (84). Zmienna część wynagrodzenia jest wypłacana przez BE-NUC na podstawie umowy EMSA, ale te koszty lub przychody zostaną przeniesione na BE-WATT na podstawie umowy w sprawie wynagradzania.

(155)

Według Belgii dzięki zmianie formuły wynagradzania partner umowy EMSA jest zachęcany m.in. do optymalnego stosowania modulacji ekonomicznych w całym przedziale czasowym dnia następnego i dnia bieżącego oraz do zmniejszenia kosztów dnia bieżącego i kosztów niezbilansowania. Belgia twierdzi, że parametry alfa i beta zostały tak dobrane, aby zapewnić sprawne funkcjonowanie rynku, unikając jednocześnie zniechęcania uczestników przetargu niechętnych do podejmowania ryzyka.

(156)

Zmieniona formuła wynagradzania będzie miała wpływ na zachowanie uczestników przetargu w odniesieniu do stałej części wynagrodzenia. Oferenci uwzględnią w swoich ofertach oczekiwane dodatkowe przychody wynikające z modulacji (wartość opcjonalna), a także koszty i potencjalne przychody związane z płatnościami na rynku dnia bieżącego i płatnościami z tytułu niezbilansowania. Belgia twierdzi, że dokumenty przetargowe będą zawierały wyjaśnienie struktury wynagrodzenia (struktury zachęt), tak aby potencjalne korzyści i straty wynikające ze zmienionej formuły wynagradzania były przejrzyste dla oferentów. Belgia dokona oceny adekwatności (zmodyfikowanej) formuły wynagradzania partnera umowy EMSA oraz zgodności z rynkiem i skuteczności zachęt, jakie zapewnia on na różnych rynkach. Ocena zostanie przeprowadzona najpóźniej dwa lata po rozpoczęciu eksploatacji, tak aby umożliwić terminową zmianę umowy lub zorganizowanie nowego przetargu, co będzie możliwe po 3,5 roku (85). Aby jednak utrzymać odpowiednie zachęty dla partnera umowy EMSA, korekta parametrów alfa i beta możliwa jest jedynie w górę (86).

(157)

Belgia twierdzi, że modyfikacja wynagrodzenia za świadczenie usług w zakresie zarządzania energią dostosowuje zachęty partnera EMSA – który ma uprawnienia do podejmowania decyzji w sprawie modulacji ekonomicznej (z zastrzeżeniem ostatecznej decyzji operatora, np. w przypadku obaw dotyczących bezpieczeństwa lub kwestii regulacyjnych) – do sygnałów rynkowych, a tym samym odnosi się do uwag Komisji w tym zakresie. Jednocześnie partner umowy EMSA ma odpowiednie zachęty do należytego wykonywania obowiązków POB, przy czym nie ponosi on pełnej odpowiedzialności za niezbilansowanie pozostające poza zakresem jego kontroli. Ponadto Belgia twierdzi, że między BE-NUC, operatorem elektrowni jądrowych a partnerem umowy EMSA będzie prowadzona stała i rzetelna wymiana informacji (w tym regularne aktualizacje dotyczące dostępności, zdolności technicznych itp. jednostek LTO), aby umożliwić partnerowi umowy EMSA podejmowanie świadomych decyzji dotyczących modulacji ekonomicznej i wyposażyć go w narzędzia zapewniające efektywne podejmowanie takich decyzji.

(158)

Belgia potwierdza również, że kontrahent kontraktu na transakcje różnicowe (BE-WATT) opracuje strategię zarządzania ryzykiem w odniesieniu do swojej otwartej pozycji, jak przewidziano w prawie, oraz że jej wdrożenie przyczyni się do zapewnienia płynności na rynkach terminowych energii elektrycznej (zob. motyw 99). Przyjęcie strategii jest uzależnione od opinii organu regulacyjnego, która będzie zawierać ocenę wpływu strategii na właściwe rynki energii elektrycznej.

(159)

Partner umowy EMSA zostanie co do zasady wybrany w drodze przejrzystej, otwartej i konkurencyjnej procedury przetargowej (zob. sekcja 3.3.1.5.1). W przetargu może również uczestniczyć jednostka handlowa Engie, GEMS (Global Energy Management & Sales), która jest jednostką organizacyjną grupy Engie niezależną pod względem zarządczym od jednostki Nuclear. W celu zapewnienia sprawiedliwego procesu na wypadek udziału GEMS w procedurze przetargowej przewidziano szczegółowe przepisy i środki.

(160)

Belgia twierdzi, że są i będą wprowadzane i stosowane wystarczające środki, aby skutecznie identyfikować potencjalne konflikty interesów i zapobiegać im. Wspomniane środki można podsumować następująco:

(161)

Jeżeli w ramach procedury przetargowej nie zostanie wyłoniony odpowiedni kandydat, w drodze ostatecznego rozwiązania awaryjnego – jeżeli umowa EMSA nie zostanie zawarta w odpowiednim czasie, najpóźniej do dnia 15 maja 2025 r. – GEMS będzie tymczasowo świadczyć usługi w zakresie zarządzania energią. Usługi te będą świadczone na warunkach uzgodnionych między stronami w ograniczonym okresie, tak aby BE-NUC mógł udzielić zamówienia na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią w drodze innej procedury przetargowej. W przypadku pomyślnego wyniku procedury przetargowej wybrany kandydat przejmie świadczenie usług w zakresie zarządzania energią od GEMS po upływie odpowiedniego okresu, w którym GEMS świadczyło te usługi. Liczba oferentów w ponownym przetargu nie jest ograniczona.

(162)

Belgia twierdzi, że takie rozwiązanie jest konieczne i odpowiednie, aby zapewnić ciągłość świadczenia usług publicznych (tj. sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej przez jednostki jądrowe), ale jest ono ściśle ograniczone czasowo i sprowadza się do niezbędnego minimum.

(163)

Podsumowując, Belgia twierdzi, że zapewni, aby BE-NUC rygorystycznie przestrzegała przepisów i zasad dotyczących udzielania zamówień publicznych. Szeroko zakrojony proces konsultacji zapewnia dodatkowe zabezpieczenia gwarantujące, że zakup usług będzie odbywał się w drodze konkurencyjnej, przejrzystej, niedyskryminacyjnej i bezwarunkowej procedury przetargowej. W związku z tym Belgia uważa, że wyeliminowano wszelkie ryzyko zamknięcia dostępu do rynku i innych potencjalnych niekonkurencyjnych praktyk ze strony Engie oraz że przyjęto wszelkie środki i zabezpieczenia w celu wyznaczenia niezależnego partnera umowy EMSA. Jedynie w sytuacji awaryjnej usługi w zakresie zarządzania energią byłyby tymczasowo świadczone przez GEMS, co jest konieczne i odpowiednie, aby zapewnić ciągłość świadczenia usług publicznych.

(164)

Dwoma innymi środkami cząstkowymi stanowiącymi część transakcji są umowa na świadczenie usług administracyjnych („umowa ASA”) zawarta między Electrabel a BE-NUC oraz porozumienie dotyczące odszkodowań na pokrycie kosztów strat w przypadku niesfinalizowania umowy. Środki te wyjaśniono w sekcjach 3.3.10 i 3.3.11 decyzji o wszczęciu postępowania.

(165)

Jak wyjaśniono w motywie 121 decyzji o wszczęciu postępowania, ramy prawne mające zastosowanie do odpadów promieniotwórczych i wypalonego paliwa jądrowego w UE opierają się na następujących dwóch podstawowych zasadach: (i) zasadzie „zanieczyszczający płaci” (87) oraz (ii) ostatecznej odpowiedzialności państw członkowskich (w tym odpowiedzialności finansowej) za odpowiedzialne i bezpieczne gospodarowanie wypalonym paliwem jądrowym i odpadami promieniotwórczymi (w tym ich składowanie) (88).

(166)

Jak wyjaśniono w sekcji 3.4.2 decyzji o wszczęciu postępowania, zgodnie z obowiązującymi w Belgii przepisami operator elektrowni jądrowych ponosi odpowiedzialność finansową (za pośrednictwem spółki Synatom zajmującej się rezerwami jądrowymi oraz wspólnie z EDF Belgium i Luminus („przedsiębiorstwa uczestniczące”)) oraz odpowiedzialność operacyjną za likwidację siedmiu elektrowni jądrowych, a także za kondycjonowanie odpadów radioaktywnych i wypalonego paliwa jądrowego, gospodarowanie nimi oraz ich długoterminowe przechowywanie po ich przyjęciu przez ONDRAF/NIRAS do czasu ich trwałego składowania. Rezerwy na zobowiązania związane z energetyką jądrową dotyczące wypalonego paliwa jądrowego i odpadów z likwidacji są finansowane przez Electrabel i przedsiębiorstwa uczestniczące, zarządzane przez Synatom i podlegają kontroli ostrożnościowej niezależnego organu publicznego, Komisji ds. Rezerw Jądrowych („CPN/CNV”). Jak zauważono w motywach 123–125 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia twierdzi, że Electrabel zachowa pewne obowiązki jako jedyny operator jednostek LTO, wynikające z (i) prawodawstwa europejskiego i belgijskiego oraz (ii) zobowiązań umownych wynikających z porozumienia wykonawczego, tym samym przestrzegając zasady „zanieczyszczający płaci”.

(167)

Organami nadzoru w Belgii są CPN/CNV i ONDRAF/NIRAS:

(168)

Jak wspomniano w motywie 129 i tabeli 4 decyzji o wszczęciu postępowania, z ostatniego trzyletniego przeglądu CPN/CNV z lipca 2023 r. wynika, że obecna łączna kwota rezerw związanych z zobowiązaniami z tytułu energii jądrowej wynosi 18 225 mln EUR i obejmuje rezerwy na działania związane z demontażem (8 122 mln EUR), gospodarowanie wypalonym paliwem jądrowym (9 070 mln EUR) i odpady operacyjne (1 033 mln EUR) (89).

(169)

W ramach negocjacji w sprawie projektu LTO Engie i państwo belgijskie uzgodniły limit długoterminowej odpowiedzialności producentów odpadów promieniotwórczych powstałych w wyniku produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem energii jądrowej („porozumienie w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady”) w celu zmniejszenia niepewności w tym zakresie (zob. sekcja 3.4.3 decyzji o wszczęciu postępowania). Porozumienie w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady przewiduje przeniesienie zobowiązań finansowych związanych z produkcją, przechowywaniem lub posiadaniem unieszkodliwionych odpadów promieniotwórczych i wypalonego paliwa jądrowego we wszystkich siedmiu belgijskich jednostkach jądrowych – z zastrzeżeniem i po spełnieniu odpowiednich umownych kryteriów przeniesienia – z operatora elektrowni jądrowych (Electrabel) na państwo belgijskie w zamian za wypłatę kwoty ryczałtowej (90).

(170)

Wspomnianą kwotę ryczałtową ustalono dla każdej kategorii odpadów jądrowych. Jak wyjaśniono w motywie 131 decyzji o wszczęciu postępowania, promieniotwórcze odpady jądrowe można podzielić na trzy kategorie, zgodnie z historyczną klasyfikacją promieniotwórczości autorstwa ONDRAF/NIRAS i zgodnie z klasyfikacją Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej („MAEA”): odpady kategorii A (odpady krótkożyciowe o niskim lub średnim poziomie promieniotwórczości); odpady kategorii B (odpady długożyciowe o niskim lub średnim poziomie promieniotwórczości) oraz odpady kategorii C (odpady krótko- i długożyciowe o wysokim poziomie promieniotwórczości oraz wypalone paliwo jądrowe).

(171)

W tabeli 13 poniżej przedstawiono podział istniejących rezerw w wysokości 18 225 mln EUR między Electrabel (8 410 mln EUR) i rząd belgijski (9 815 mln EUR), zgodnie z porozumieniem w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady, z uwzględnieniem kategorii odpadów.

Tabela 13

Podział odpowiedzialności w ramach porozumienia w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady

(172)

Zasady porozumienia w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady nie zostały zmienione i opisano je w motywie 133 decyzji o wszczęciu postępowania. Można je podsumować w następujący sposób:

(173)

Jak wspomniano w motywie 107 lit. a) i szczegółowo wyjaśniono w sekcjach 3.4.5.1 i 3.4.5.2 decyzji o wszczęciu postępowania, ustalenie kwot maksymalnych w wysokości 15 mld EUR opiera się na aktualnej kwocie rezerw na zobowiązania związane z energetyką jądrową operatora elektrowni jądrowych (kwota bazowa) i premii z tytułu ryzyka. Belgia doprecyzowała, że kwota bazowa obejmuje już dodatkowe rezerwy na nieprzewidziane wydatki, niepewności i inne rodzaje ryzyka, które mogą pojawić się w związku z likwidacją, gospodarowaniem odpadami promieniotwórczymi i gospodarowaniem wypalonym paliwem jądrowym. Postanowienia dotyczące płatności kwot maksymalnych wyjaśniono w sekcji 3.4.5.3 decyzji o wszczęciu postępowania i nie zostały one zmienione.

(174)

Belgia uściśliła, że kwoty maksymalne, które mają zostać przekazane państwu belgijskiemu, obejmują już wszystkie przeszłe i szacowane przyszłe zobowiązania z tytułu odpadów jądrowych (do pierwotnej ustawowej daty zakończenia eksploatacji wszystkich belgijskich elektrowni jądrowych w 2025 r.). W związku z tym wszystkie odpady jądrowe i wypalone paliwo jądrowe wyprodukowane w przeszłości lub przyszłości przez belgijskie elektrownie podczas ich ustawowego okresu eksploatacji są już uwzględnione w kwotach maksymalnych.

(175)

Belgia wyjaśnia również, że rzeczywista ilość odpadów będzie znana dopiero po ich unieszkodliwieniu i fizycznym przekazaniu państwu belgijskiemu. Kwota ryczałtowa w wysokości 15 mld EUR obejmuje zatem jedynie z góry określone ilości danych odpadów (kredyty ilościowe) uzgodnione w porozumieniu wykonawczym. Jeżeli rzeczywista ilość wytworzonych odpadów będzie większa niż kredyty ilościowe, za każdy dodatkowy kredyt ilościowy Engie uiści opłatę za dostosowanie ilości (zob. motyw 133 decyzji o wszczęciu postępowania).

(176)

Podobnie wszystkie odpady operacyjne („odpady LTO”) i wypalone paliwo jądrowe („wypalone paliwo jądrowe LTO”) powstałe w wyniku wydłużenia okresu eksploatacji jednostek LTO będą finansowane przez BE-NUC i Luminus w odniesieniu do każdej dodatkowej ilości odpadów. W odniesieniu do każdej dodatkowej ilości odpadów LTO i zużytego paliwa LTO wymagane będą dwa zestawy płatności:

(177)

Belgia doprecyzowuje ponadto, że model finansowy stanowiący podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania uwzględnia koszty związane z gospodarowaniem odpadami LTO i zużytym paliwem jądrowym LTO, szacowane na około 0,9 mln EUR na zestaw paliwowy (w wartościach z 2022 r.), z czego około 0,3 mln EUR na zestaw przypada na przechowywanie na miejscu, a około 0,6 mln EUR na zestaw na opłatę za dostosowanie ilości wypalonego paliwa jądrowego LTO.

(178)

Jak wyjaśniono w sekcji 3.4.4 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia utworzyła nową instytucję publiczną sui generis, Hederę, która pełni podwójną rolę:

(179)

Kwoty otrzymane przez Hederę odpowiadające limitowi odpowiedzialności za odpady muszą zostać zabezpieczone i zainwestowane w celu uzyskania zwrotu niezbędnego do pokrycia kosztów gospodarowania przekazanymi odpadami w terminie ich wymagalności. Hedera jest wyodrębnionym funduszem podlegającym kontroli nadzorczej CPN/CNV, specjalnego organu krajowego odgrywającego kluczową rolę w zapewnianiu właściwego zarządzania funduszami, ich kontroli i wykorzystaniu (93). Znajduje to odzwierciedlenie w podwójnej roli Hedery, która zapewnia, aby: (i) otrzymane kwoty zostały zabezpieczone i generowały niezbędne zwroty (94), oraz (ii) koszty gospodarowania odpadami i wypalonym paliwem jądrowym oraz przenoszonymi zobowiązaniami podlegały odpowiedniej kontroli (95). Ponadto środki finansowe będą musiały zostać w wystarczającym stopniu wyodrębnione z budżetu ogólnego państwa belgijskiego (zgodnie z ustawą o Hederze), tak aby były wykorzystywane wyłącznie na pokrycie kosztów długoterminowego przechowywania i ostatecznego składowania i nie mogły być wykorzystywane do innych celów ani do pokrycia przyszłych deficytów budżetowych.

(180)

Belgia wskazuje, że porozumienie dotyczące limitu odpowiedzialności za odpady obejmuje inne środki ograniczające ryzyko i że towarzyszą mu takie środki, w tym:

(181)

Jak zauważono w motywie 172 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia przyznaje, że umowa dotycząca odpadów jądrowych ma pozytywny wpływ na profil ryzyka operatora elektrowni jądrowych, ponieważ znaczna część jego zobowiązań z tytułu działalności wiązanej z energetyką jądrową zostanie pokryta z kwot maksymalnych, oraz że ten odmienny profil ryzyka uzasadnia zmianę pakietu środków zapewniających bezpieczeństwo i nadzór nad sytuacją finansową operatora elektrowni jądrowych: płatność ryczałtowa w wysokości 15 mld EUR na rzecz Hedery uzasadnia wyłączenie aktywów pozaeuropejskich z portfela Electrabel (a tym samym zakończenie towarzyszącego im nadzoru CPN/CNV). Engie, jako francuska spółka dominująca Electrabel, dopilnuje, aby w momencie zawarcia umowy między państwem belgijskim a Electrabel w Electrabel pozostały aktywa o wartości co najmniej 4 mld EUR (wartość kapitałowa na dzień 30 czerwca 2023 r.). Ponadto Engie udziela nieograniczonej i niedowoływanej gwarancji spółki dominującej płatności na pierwsze żądanie w odniesieniu do (i) zobowiązań Electrabel dotyczących likwidacji (co obejmuje również ryzyko, że wartość rezerw jest niewystarczająca), (ii) ryzyka wolumenu w ramach limitu oraz (iii) spłaty (bieżących lub przyszłych) pożyczek udzielonych Synatom.

(182)

Belgia uważa, że przeniesione zobowiązania dotyczące odpadów jądrowych i dodatkowe zobowiązania z tytułu likwidacji wynikające z projektu LTO nie przynoszą korzyści gospodarczej Electrabel ani przedsiębiorstwom uczestniczącym ze względu na fakt, że odpowiednio odzwierciedlają one ryzyko późniejszych wahań kosztów przejęte przez państwo oraz że struktura przenoszonego ryzyka jest taka, że zgodziłby się je ponieść inwestor prywatny.

(183)

Belgia twierdzi, że rezerwy na zobowiązania związane z energetyką jądrową zebrane przez operatora obiektów jądrowych/Synatom przed zawarciem porozumienia w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady zostały obliczone przy zastosowaniu czynnika dyskontującego w wysokości 2,5 % w odniesieniu do działań związanych z demontażem (w tym odpadów z demontażu) oraz czynnika dyskontującego w wysokości 3 % w odniesieniu do wszystkich działań dotyczących wypalonego paliwa jądrowego (zgodnie z decyzją CPN/CNV podjętą podczas trzyletniego przeglądu przeprowadzonego pod koniec 2022 r.).

(184)

Belgia wyjaśnia, że stosowanie dwóch różnych stóp dyskontowych do obliczania rezerw (na zobowiązania związane z demontażem i zobowiązania związane z wypalonym paliwem jądrowym) jest uzasadnione różnicą czasu trwania zobowiązań i odzwierciedla wartość pieniądza w czasie (97).

(185)

Jak zauważono w motywie 198, porozumienie w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady wiąże się wyłącznie z przeniesieniem na państwo belgijskie zobowiązań z tytułu odpadów jądrowych i wypalonego paliwa jądrowego, natomiast zobowiązania z tytułu likwidacji i demontażu pozostają po stronie operatora elektrowni jądrowych (z wyjątkiem dyssynergii spowodowanych projektem LTO, zob. motyw 199). W związku z tym Belgia wskazuje, że do celów obliczenia wartości bieżącej przeniesionych zobowiązań z tytułu odpadów jądrowych i wypalonego paliwa jądrowego zachowano jeden czynnik dyskontujący w wysokości 3 % (1 % stopa rzeczywista + 2 % inflacja), aby uwzględnić fakt, że zobowiązania z tytułu odpadów jądrowych i wypalonego paliwa jądrowego mają dłuższy czas trwania niż zobowiązania z tytułu likwidacji (zob. motyw 148 decyzji o wszczęciu postępowania).

(186)

Belgia zasięgnęła opinii CPN/CNV odnośnie do najwłaściwszego czynnika dyskontującego, który należy zastosować do obliczenia limitu odpowiedzialności za odpady (98). Jak wspomniano w motywie 149 decyzji o wszczęciu postępowania, CPN/CNV zaproponowało dostosowanie czynnika dyskontującego dla zobowiązań z tytułu odpadów/likwidacji i wypalonego paliwa jądrowego, stosując podejście dwuetapowe polegające na zastosowaniu przez pierwsze 30 lat czynnika dyskontującego opartego na rzeczywistej 30-letniej stopie OLO wynoszącej 3,17 % oraz zastosowaniu w kolejnych 30 latach czynnika dyskontującego w wysokości 2,17 % opartego na szacunkach opartych na stopie OLO dla stopy wolnej od ryzyka.

(187)

Belgia przypomina, że okres negocjacji był długi (1,5 roku) oraz że wybór jednego czynnika dyskontującego w wysokości 3 % był uzasadniony potrzebą zapewnienia pewnego stopnia przewidywalności w odniesieniu do czynnika dyskontującego stosowanego w negocjacjach z Engie. Wynika to z faktu, że czynnik dyskontujący ma bezpośredni wpływ na obliczenie kwoty ryczałtowej, która ma zostać przekazana. Belgia wyjaśnia, że metoda zastosowana przez CPN/CNV w opinii z 2023 r. została później zastosowana wraz z ostateczną stopą forward Europejskiego Urzędu Nadzoru Ubezpieczeń i Pracowniczych Programów Emerytalnych („EIOPA”) (99) jako potwierdzenie ex post, że czynnik dyskontujący w wysokości 3 % był ostrożną stopą długoterminową.

(188)

Po pierwsze, Belgia zwróciła się do niezależnego konsultanta o obliczenie „pojedynczego” czynnika dyskontującego odpowiadającego dwuetapowemu podejściu CPN/CNV, wykorzystując stopy wolne od ryzyka sugerowane przez CPN/CNV, a także inne dane dotyczące stóp OLO (100). Z analizy wynika, że podejście zaproponowane przez CPN/CNV jest szczególnie wrażliwe na okres przyjęty na potrzeby obliczeń. Na przykład podejście dwuetapowe daje równoważny czynnik dyskontujący wynoszący 2,8 % przy zastosowaniu stóp wolnych od ryzyka sugerowanych przez CPN/CNV, stopę równoważną wynoszącą 3,1 % przy zastosowaniu metodologii CPN/CNV z danymi dotyczącymi stóp OLO dostępnymi w momencie wydania decyzji o wszczęciu postępowania oraz stopę równoważną wynoszącą 3,2 % w momencie podpisania porozumienia wykonawczego. Jak pokazano w tabeli 14, dwuetapowe podejście sugerowane przez CPN/CNV daje dwie równoważne stopy dyskontowe z różnicą wynoszącą 40 punktów bazowych przy uwzględnieniu dwóch różnych okresów, które dzieli zaledwie 9 miesięcy.

(189)

Po drugie, w tabeli 14 przedstawiono również porównanie z ostateczną stopą forward EIOPA, jako że odniesienie do EIOPA zostało również wykorzystane w niemieckiej sprawie precedensowej (SA.45296) (101), w której czynnik dyskontujący w wysokości 4,58 % uznano za proporcjonalny.

Tabela 14

Zmiany stopy równoważnej CPN i stopy EIOPA od czasu opinii CPN z marca 2023 r.

(190)

Jak wynika z tabeli 14, przyjęty czynnik dyskontujący w wysokości 3 % mieści się pomiędzy:

(191)

Ponadto stopa na poziomie 3 % wydaje się bardziej zachowawcza niż propozycja CPN/CNV i ostateczna stopa forward w momencie podpisywania porozumienia i po tej dacie.

(192)

Belgia twierdzi ponadto, że czynnik dyskontujący wynoszący 1 % w ujęciu realnym wydaje się zachowawczy w porównaniu ze stopą zwrotu, jakiej może oczekiwać Hedera, stosując odpowiednie ostrożne podejście do zarządzania aktywami i pasywami. Tytułem porównania Belgia odwołuje się do specjalnego portfela aktywów EDF, który ma zapewnić bezpieczne finansowanie długoterminowych zobowiązań związanych z energetyką jądrową, opisanego w uniwersalnym dokumencie rejestracyjnym EDF z 2023 r. (103) Portfel ten jest zarządzany w oparciu o podejście oparte na aktywach i pasywach i składa się z portfela zdywersyfikowanych aktywów porównywalnych z opisem hipotetycznego portfela zarządzanego przez Hederę, w związku z czym można racjonalnie założyć, że przyniesie on porównywalny zwrot.

(193)

Ponadto przy obliczaniu limitu odpowiedzialności za odpady Belgia przyjmuje stałą stopę inflacji w wysokości 2 %, która jest wyraźnym długoterminowym celem inflacyjnym Europejskiego Banku Centralnego („EBC”). EBC uważa, że właściwą miarą inflacji jest wskaźnik cen konsumpcyjnych („CPI”). Jak wspomniano w motywie 150 lit. b) decyzji o wszczęciu postępowania, CPN/CNV wyraziło obawy, że rzeczywista inflacja kosztów budowy obiektów jądrowych (na podstawie wskaźnika ABEX) może być wyższa niż inflacja CPI. Belgia twierdzi, że cel inflacyjny EBC na poziomie 2 % jest odpowiednim wskaźnikiem zastępczym inflacji na potrzeby obliczenia limitu odpowiedzialności za odpady z następujących powodów:

(194)

Z powodów wskazanych powyżej Belgia uważa, że czynnik dyskontujący na poziomie 3 % jest odpowiednią i zachowawczą stopą dyskontową dla długoterminowych zobowiązań.

(195)

Jak zauważono w motywie 153 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia wskazuje, że do kwoty bazowej wynoszącej 9 815 mln EUR dodano znaczną dodatkową premię z tytułu ryzyka w wysokości 5 185 mln EUR w celu pokrycia pozostałych niepewności. Jak stwierdzono w motywie 154 decyzji o wszczęciu postępowania, premia z tytułu ryzyka opiera się na nocie technicznej ONDRAF/NIRAS (104), w której przeanalizowano niepewność i ryzyko związane z przeniesieniem na państwo belgijskie odpowiedzialności finansowej za gospodarowanie odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym z siedmiu belgijskich elektrowni jądrowych (zob. przypis 80 do decyzji o wszczęciu postępowania). Jak stwierdzono w motywie 156 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia twierdzi, że premia z tytułu ryzyka w wysokości 52,83 % jest odpowiednia i przekracza premię z tytułu ryzyka w wysokości 35,47 % zastosowaną w sprawie Niemiec (SA.45296 (zob. przypis 101)).

(196)

Oprócz wyjaśnień dotyczących premii z tytułu ryzyka przedstawionych w motywie 154 decyzji o wszczęciu postępowania podczas formalnego postępowania wyjaśniającego Belgia przedstawiła bardziej szczegółowe informacje na temat sposobu obliczenia premii z tytułu ryzyka w oparciu o notę techniczną ONDRAF/NIRAS. Tabela 15 zawiera szczegółowe informacje dotyczące premii z tytułu ryzyka i jej struktury, które doprowadziły do ustalenia kwot 5 033 mln EUR i 5 133 mln EUR jako odpowiednio dolnej i górnej granicy. W ramach negocjacji dotyczących porozumienia w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady premię z tytułu ryzyka ustalono na nieco wyższym poziomie 5 185 mln EUR, tak aby płatność ryczałtowa wynosiła 15 mld EUR (zob. tabela 13).

Tabela 15

Elementy składowe i obliczenia premii z tytułu ryzyka

(197)

Belgia zauważa, że zawarta w nocie technicznej opinia ONDRAF/NIRAS zawiera wykaz rodzajów ryzyka związanych z przeniesieniem zobowiązań z tytułu energetyki jądrowej na państwo belgijskie, które to rodzaje ryzyka dodano, przy pomocy ekspertów ONDRAF/NIRAS, do dokumentacji dotyczącej rezerwy na rok 2022 w celu oszacowania minimalnej premii z tytułu ryzyka niezbędnej do pokrycia wszystkich znanych rodzajów ryzyka. W związku z tym Belgia twierdzi, że premia z tytułu ryzyka zawarta w porozumieniu w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady ma obejmować wszystkie rodzaje ryzyka „mniej prawdopodobne niż prawdopodobne” wskazane w nocie ONDRAF/NIRAS oraz dodatkowe rodzaje ryzyka wskazane podczas negocjacji, które wynikały z rozmów z Electrabel i opinii ekspertów. Ponadto Belgia przypomina, że eksperci z ONDRAF/NIRAS byli zaangażowani w negocjacje dotyczące porozumienia w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady, aby pomóc rządowi belgijskiemu w uwzględnieniu ich zaleceń zawartych w nocie technicznej z marca 2023 r.

(198)

Jak wspomniano w motywie 163 decyzji o wszczęciu postępowania, w przeciwieństwie do przeniesionych zobowiązań z tytułu odpadów jądrowych i wypalonego paliwa jądrowego operator elektrowni jądrowych pozostaje wyłącznie odpowiedzialny za likwidację i demontaż całego parku jądrowego (w przypadku których przedsiębiorstwa uczestniczące wnoszą wkład finansowy w koszty likwidacji i demontażu). Zobowiązania z tytułu likwidacji i demontażu są zatem „nieograniczone”.

(199)

W ramach transakcji państwo belgijskie wzięło jednak na siebie odpowiedzialność finansową za „dodatkowe zobowiązania z tytułu likwidacji wynikające z projektu LTO” lub „dyssynergie związane z likwidacją”. Dwie główne kategorie, które wzięto pod uwagę, to wzrost kosztów na etapie poeksploatacyjnym (koszty operacyjne i koszty projektu („koszty POP”)) oraz wzrost kosztów likwidacji i demontażu („koszty D&D”) związany z projektem LTO (koszty operacyjne, koszty projektu i koszty inwestycyjne). Przykłady tego, na czym konkretnie polegają te dyssynergie związane z likwidacją, przedstawiono w przypisach 85 i 86 decyzji o wszczęciu postępowania. Ostateczna kwota „dyssynergii związanych z likwidacją” jest wynikiem oceny wpływu projektu LTO i nie obejmuje żadnych kosztów operacyjnych związanych z bieżącym zarządzaniem lub zwykłą działalnością. Ostateczna kwota „dyssynergii związanych z likwidacją” jest wynikiem oceny wpływu projektu LTO na różne podkategorie kosztów, ponieważ zmiana terminu likwidacji dwóch reaktorów ma wpływ na planowanie, organizację, harmonogram i potrzebę realizacji określonych inwestycji w danym momencie (105). Ani BE-NUC, ani państwo belgijskie nie ponoszą żadnego innego zobowiązania z tytułu likwidacji.

(200)

Jak wyjaśniono w motywie 168 decyzji o wszczęciu postępowania, ponieważ między Electrabel a państwem belgijskim nie było zgody co do wysokości kwoty dyssynergii związanych z likwidacją, zadanie podjęcia decyzji powierzono CPN/CNV, ale w momencie wydania decyzji o wszczęciu postępowania ostateczna kwota nie była jeszcze znana. 24 czerwca 2024 r. CPN/CNV zatwierdziło kwotę [100–500] mln EUR (w ujęciu nominalnym), a 16 października 2024 r. CPN/CNV powiadomiło Belgię i Engie, że ostateczna kwota do zapłaty wynosi [100–500] mln EUR na koniec 2024 r. (106) Kwota dyssynergii związanych z likwidacją, którą to kwotę ma zapłacić rząd belgijski, jest stałą kwotą ryczałtową, której nie można zwiększyć, jeżeli dodatkowe koszty będą wyższe niż przewidywano; jeżeli jednak projekt LTO nie będzie przebiegał zgodnie z oczekiwaniami, państwo belgijskie otrzyma zwrot kosztów.

(201)

Belgia twierdzi, że porozumienie w sprawie odpadów przewiduje również obszerny pakiet zabezpieczeń mających zagwarantować, że „nieograniczone zobowiązania związane z energetyką jądrową” będą ponoszone przez rentownego operatora elektrowni jądrowych.

(202)

Zdaniem Belgii porozumienie w sprawie odpadów można ocenić oddzielnie od pozostałych elementów środka.

(203)

Po pierwsze, Belgia twierdzi, że porozumienie w sprawie odpadów dotyczy nie tylko jednostek LTO, ale wszystkich siedmiu reaktorów jądrowych w Belgii. Rezerwy na zobowiązania związane z energetyką jądrową, na których opierają się kwoty maksymalne, uwzględniają wszystkie rezerwy na zobowiązania związane z energetyką jądrową, które należało ustanowić do pierwotnego ustawowego terminu zakończenia eksploatacji siedmiu reaktorów jądrowych (zob. tabela 1).

(204)

Po drugie, jak wspomniano w motywie 170 decyzji o wszczęciu postępowania, koszty związane z odpadami operacyjnymi i wypalonym paliwem jądrowym wytwarzanymi przez jednostki LTO w okresie LTO będą pokrywane przez współwłaścicieli jednostek LTO (BE-NUC i Luminus); obejmuje to koszty zapewnienia zgodności odpadów operacyjnych z umownymi kryteriami przeniesienia oraz opłatę za dostosowanie ilości w odniesieniu do dodatkowych ilości. Electrabel i przedsiębiorstwa uczestniczące ustanowią rezerwy na zobowiązania związane z promieniotwórczymi odpadami operacyjnymi zgodnie z obowiązującymi zasadami rachunkowości. Te dodatkowe koszty odzwierciedlono w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania, na którym to modelu opierają się środki wsparcia finansowego w ramach komponentu 1 projektu LTO, i w związku z tym uwzględnia się je w odniesieniu do kalibracji środków cząstkowych w komponencie 1.

(205)

Po trzecie, operator elektrowni jądrowych pozostaje odpowiedzialny za likwidację i demontaż wszystkich siedmiu reaktorów jądrowych w Belgii. Koszty te nie zostały odzwierciedlone ani w porozumieniu dotyczącym odpadów, ani w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania. Istnieje jeden wyjątek związany ze wzrostem zobowiązań z tytułu likwidacji (zarówno dla jednostek LTO, jak i jednostek niebędących LTO) wynikającym z projektu LTO, dla którego ustalono stałą kwotę ryczałtową, zatwierdzoną przez CPN/CNV, która zostanie wypłacona jednorazowo przez władze belgijskie. Kwota tych dyssynergii została uwzględniona w modelu finansowym stanowiącym podstawę podpisania umowy w sprawie wynagrodzenia.

(206)

Jak zauważono w sekcji 3.5 decyzji o wszczęciu postępowania, umowa między państwem belgijskim a Engie zawiera również postanowienia dotyczące zabezpieczeń przed zmianami w prawie, określające podział ryzyka w przypadku pewnych przyszłych zmian legislacyjnych. Podstawą prawną ochrony Engie przed pewnymi zmianami w prawie jest rozdział 4 ustawy Phoenix. W przypadku przedmiotowych zmian w prawie stosunki między stronami w odniesieniu do odszkodowań będą jednak regulowane wyłącznie postanowieniami porozumienia wykonawczego.

(207)

Postanowienia zawarte w umowie z Engie i Electrabel przewidują, że jeśli rząd federalny Belgii lub parlament federalny Belgii przyjmie nowe przepisy dotyczące operatorów elektrowni jądrowych w Belgii lub działalności Electrabel związanej z energetyką jądrową, a przepisy te będą miały negatywny wpływ na istotne warunki transakcji, państwo belgijskie wypłaci Engie (lub jednej z dotkniętych tymi przepisami spółek grupy Engie) odszkodowanie za bezpośrednie straty, które Engie faktycznie poniesie w wyniku wprowadzenia tych przepisów. Obejmuje to również płatności, których Engie musi dokonać na rzecz Luminus w kontekście tego odszkodowania. Zgodnie z prawem belgijskim powód musi udowodnić swoje roszczenie, a wysokość odszkodowania zostanie ustalona przez sąd lub w ramach postępowania arbitrażowego. Sądami właściwymi są sądy belgijskie, ale istnieje możliwość wzajemnego arbitrażu w ramach arbitrażu UNCITRAL.

(208)

Postanowienie to nie ma zastosowania, jeżeli zmiana przepisów wynika z transpozycji prawa europejskiego lub międzynarodowego, chyba że rząd federalny Belgii lub parlament federalny Belgii doprowadził do wprowadzenia bądź aktywnie promował wprowadzenie takich przepisów na innym szczeblu (międzynarodowym, ponadnarodowym, europejskim regionalnym, gminnym itp.) lub doprowadził do wydania bądź aktywnie promował wydanie orzeczenia sądowego.

(209)

Jak stwierdzono w motywie 180 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia twierdzi, że z praktyki decyzyjnej Komisji wynika, iż zabezpieczenia przed zmianami przepisów mogą stanowić pomoc państwa. Belgia powołuje się w tym względzie na decyzję Komisji dotyczącą przedłużenia okresu eksploatacji trzech innych reaktorów jądrowych w Belgii, w której Komisja zbadała klauzule odszkodowawcze zawarte w umowach zawartych między państwem belgijskim a właścicielami elektrowni jądrowych. W związku z tym Belgia stwierdza, że porozumienie w sprawie zabezpieczeń przed zmianami w prawie zawarte między państwem belgijskim a Engie może oznaczać przyznanie Engie selektywnej korzyści gospodarczej.

(210)

Belgia twierdzi, że przedłużenie okresu eksploatacji dwóch reaktorów jądrowych wymaga specjalnego pakietu wsparcia ze względu na szczególną sytuację gospodarczą i szczególny profil ryzyka związanego z energetyką jądrową.

(211)

Jak zauważono w motywie 22 decyzji o wszczęciu postępowania, przedsiębiorstwo Electrabel nie ustanowiło żadnych rezerw na LTO, ponieważ do marca 2022 r. obowiązywała ustawa o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej, zgodnie z którą wszystkie belgijskie aktywa jądrowe miały zostać zamknięte najpóźniej do 2025 r. W następstwie decyzji w sprawie przedłużenia okresu eksploatacji Doel 4 i Tihange 3 zaistniała pilna potrzeba dokonania modernizacji jednostek LTO. Biorąc pod uwagę napięty harmonogram oraz wzrost kosztów paliwa i innych niezbędnych części w ostatnich latach, niepewność co do kosztów inwestycyjnych projektu LTO jest znaczna.

(212)

Władze belgijskie przeanalizowały alternatywne mechanizmy wsparcia, takie jak udział technologii jądrowej w belgijskim mechanizmie zdolności wytwórczych, stała premia gwarantowana, jednokierunkowy kontrakt różnicowy czy model RAB.

(213)

Według władz belgijskich, biorąc pod uwagę niedoskonałości rynku, o których mowa w sekcji 3.1, te alternatywne rozwiązania uznano za mniej odpowiednie do wsparcia projektu LTO z następujących powodów:

(214)

Belgia twierdzi, że dwukierunkowy kontrakt różnicowy, w połączeniu z innymi środkami cząstkowymi w ramach pakietu wsparcia, zapewnia wymagane wsparcie po niższych kosztach dla konsumentów niż alternatywne mechanizmy wsparcia wynagrodzenia.

(215)

Jak wskazano w motywie 181 decyzji o wszczęciu postępowania, ostatecznymi beneficjentami zgłoszonego środka są: (i) Engie, jako spółka dominująca przedsiębiorstwa Electrabel, które jest jedynym operatorem i współwłaścicielem jednostek LTO (89,807 %), oraz jako bezpośrednia strona porozumienia wykonawczego zawartego z rządem belgijskim, a także (ii) EDF S.A. („EDF”), jako ostateczna spółka dominująca przedsiębiorstwa Luminus, które jest współwłaścicielem jednostek LTO (10,193 %) i jednym z przedsiębiorstw uczestniczących, oraz jako spółka dominująca przedsiębiorstwa EDF Belgium, będącego jednym z przedsiębiorstw uczestniczących. Podczas formalnego postępowania wyjaśniającego Komisja nie znalazła żadnych powodów, które wpłynęłyby na zmianę jej oceny najważniejszych beneficjentów.

(216)

Komisja zgadza się jednak z punktem widzenia Belgii w odniesieniu do wskazania beneficjentów komponentu 1 środka. W szczególności w swoich uwagach do decyzji o wszczęciu postępowania Belgia argumentowała, że to BE-NUC (spółka JV zawarta między państwem belgijskim a Electrabel) i Luminus, a nie Electrabel i Luminus, są bezpośrednimi beneficjentami kontraktów na transakcje różnicowe, pożyczek SDC, płatności MOCP i instrumentu WCF. Przedsiębiorstwo Electrabel, jako udziałowca BE-NUC i obecnego współwłaściciela jednostek LTO, można jednak również uznać za istotnego beneficjenta środków cząstkowych w ramach komponentu 1. W odniesieniu do pozostałych środków cząstkowych w ramach komponentu 1, które zapewniają wsparcie na eksploatację i konserwację jednostek LTO, Electrabel jest beneficjentem bezpośrednim jako operator elektrowni jądrowych i udziałowiec BE-NUC wraz z państwem belgijskim, natomiast Luminus jest beneficjentem pośrednim jako współwłaściciel jednostek LTO. Zgodnie z pkt 115 i 116 ogłoszenia Komisji w sprawie pojęcia pomocy państwa korzyść może również zostać przyznana przedsiębiorstwom innym niż te, którym zasoby państwowe przekazuje się bezpośrednio (korzyść pośrednia). Luminus czerpie korzyści z połączenia środków cząstkowych w ramach komponentu 1 dzięki zmniejszeniu za ich pomocą ryzyka operacyjnego i ryzyka niewypłacalności w odniesieniu do projektu LTO, nie będąc bezpośrednio zaangażowanym w te środki. Można zatem uznać, że przedsiębiorstwo Luminus uzyskuje pośrednią korzyść z tych środków cząstkowych. Ta pośrednia korzyść nie ma zastosowania do umowy na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią – jako że Luminus jest właścicielem swojego udziału w energii elektrycznej wytwarzanej przez jednostki LTO i będzie samodzielnie zarządzać sprzedażą energii elektrycznej – ani do umowy na świadczenie usług administracyjnych, która ma zostać zawarta między Electrabel a BE-NUC.

(217)

Jeżeli chodzi o komponent 2 zgłoszonego środka, przeniesienie zobowiązań z tytułu odpadów jądrowych i wypalonego paliwa jądrowego oraz porozumienie w sprawie zobowiązań z tytułu likwidacji przynoszą korzyści operatorowi elektrowni jądrowych, Electrabel, a także przedsiębiorstwom Luminus i EDF Belgium jako przedsiębiorstwom uczestniczącym, które wraz z operatorem elektrowni jądrowych ponoszą odpowiedzialność finansową za zobowiązania z tytułu odpadów jądrowych i likwidacji.

(218)

W odniesieniu do komponentu 3 zgłoszonego środka, zabezpieczenia przed zmianami w prawie przewidują, że przyjęcie przez państwo belgijskie jednostronnych środków mających szczególny wpływ na operatorów elektrowni jądrowych w Belgii lub mających do nich zastosowanie i niekorzystnie zmieniających istotne warunki transakcji, dawałoby prawo do odszkodowania. Bezpośrednimi beneficjentami są zatem Engie jako spółka dominująca przedsiębiorstwa Electrabel, operatora (i współwłaściciela) reaktorów jądrowych w Belgii, oraz BE-NUC. Podobnie jak w przypadku niektórych środków cząstkowych w ramach komponentu 1, chociaż przedsiębiorstwo Luminus nie jest bezpośrednio objęte zabezpieczeniami przed zmianami w prawie w ramach komponentu 3, zyskuje ono pośrednią korzyść, gdyż w przypadku zmian prawnych mających wpływ na projekt LTO również otrzyma odszkodowanie (zob. sekcja 3.3.3). W związku z tym Luminus jest beneficjentem pośrednim komponentu 3 środka.

(219)

Jak wyjaśniono w sekcji 3.7 decyzji o wszczęciu postępowania, projekt LTO wymaga szeregu zmian legislacyjnych, które podsumowano w niniejszej sekcji.

(220)

Ustawa o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej reguluje od 2003 r. stopniowe zaprzestanie produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem energii jądrowej w Belgii; ustawa ta była już trzykrotnie zmieniana, aby umożliwić przedłużenie okresu eksploatacji reaktorów Tihange 1, Doel 1 i Doel 2.

(221)

Przedłużenie o 10 lat okresu eksploatacji Doel 4 i Tihange 3 wymagało kolejnej zmiany ustawy o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej. Zmiany wprowadzono ustawą o zmianie ustawy o stopniowym wycofywaniu się z energetyki jądrowej, zatwierdzoną przez parlament na posiedzeniu plenarnym 18 kwietnia 2024 r., podpisaną przez króla 26 kwietnia 2024 r. i opublikowaną w belgijskim dzienniku urzędowym 5 czerwca 2024 r.

(222)

Belgia twierdzi, że zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2011/92/UE (107), dyrektywą Rady 92/43/EWG (108) i dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/147/WE (109) ocena oddziaływania na środowisko obejmująca konsultacje transgraniczne (110) jest wymagana i została przeprowadzona.

(223)

Poszczególne elementy projektu LTO są wdrażane na mocy odrębnej „ustawy o zagwarantowaniu bezpieczeństwa dostaw w sektorze energetycznym i reformie sektora energii jądrowej”, zwanej również „ustawą Phoenix”. Szczegółowy opis poszczególnych rozdziałów ustawy Phoenix zawarto w motywie 191 decyzji o wszczęciu postępowania. Ustawa Phoenix została zatwierdzona przez parlament na posiedzeniu plenarnym w dniu 18 kwietnia 2024 r. i podpisana przez króla w dniu 26 kwietnia 2024 r. Została ona opublikowane w belgijskim dzienniku urzędowym w dniu 5 czerwca 2024 r.

(224)

Jak zauważono w motywie 193 decyzji o wszczęciu postępowania, państwo belgijskie ustanowiło dwa nowe podmioty publiczne, które przejmą pewne obowiązki związane z projektem LTO:

(225)

Ustawa o BE-WATT i ustawa o Hederze zostały zatwierdzone przez parlament na posiedzeniu plenarnym w dniu 18 kwietnia 2024 r. i podpisane przez króla w dniu 26 kwietnia 2024 r. Zostały one opublikowane w belgijskim dzienniku urzędowym w dniu 5 czerwca 2024 r.

(226)

Po pierwsze, dekret królewski w sprawie zezwoleń reguluje udzielanie zezwoleń na instalacje, w których kondycjonowane są odpady jądrowe. Ten dekret królewski został zmieniony w celu umożliwienia wydawania zezwoleń na instalacje kondycjonujące odpady jądrowe zgodnie z umownymi kryteriami przeniesienia. Wprowadzona zostanie odrębna kategoria zezwoleń dla instalacji kondycjonujących, które przeprowadzają kondycjonowanie zgodnie z umownymi kryteriami przeniesienia. Dekret został przyjęty w dniu 11 lipca 2024 r. i opublikowany w belgijskim dzienniku urzędowym w dniu 15 lipca 2024 r.

(227)

Po drugie, w dekrecie królewskim w sprawie umownych kryteriów przeniesienia określono umowne kryteria przeniesienia i kategoryzację pakietów odpadów, a także sposób, w jaki wykorzystuje się kredyt ilościowy. Dekret został przyjęty w dniu 11 lipca 2024 r. i opublikowany w belgijskim dzienniku urzędowym w dniu 15 lipca 2024 r.

(228)

Belgia sfinansuje całkowite zapotrzebowanie na finansowanie projektu LTO z ogólnego budżetu państwa, w tym z potencjalnych wpływów z dwukierunkowego kontraktu różnicowego.

(229)

Jak zauważono w motywie 200 decyzji o wszczęciu postępowania, Belgia szacuje, że koszty wydatków kapitałowych projektu LTO wyniosą [2–2,5] mld EUR, a całkowite koszty operacyjne w całym okresie eksploatacji wyniosą [7 000–8 000] mln EUR.

(230)

Wpływ netto na budżet państwa belgijskiego jest dwojaki: po pierwsze, poprzez wkład kapitałowy w wysokości 24,7 mln EUR na rzecz spółki JV, a po drugie, poprzez koszt netto środków płatnych przez kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania. Belgia zauważa, że oczekiwane wydatki budżetowe zależą nie tylko od prognoz kosztów, ale również od prognoz cen/przychodów na rynku energii, ponieważ projekt LTO będzie finansowany z połączenia przychodów rynkowych, płatności różnicowych z tytułu kontraktu na transakcje różnicowe, płatności na pokrycie minimalnych kosztów operacyjnych i płatności z tytułu nakładów kapitałowych oraz pożyczek SDC.

(231)

Zgodnie z prognozą dotyczącą scenariusza podstawowego w ramach modelu finansowego stanowiącego podstawę podpisania umowy w sprawie wynagradzania w całym okresie realizacji projektu kontrahent umowy w sprawie wynagradzania otrzyma łączną kwotę nominalną netto w wysokości [0–500] mln EUR.

(232)

Gdyby jednak ceny energii elektrycznej kształtowały się zgodnie z niższymi prognozami, koszt tego środka dla rządu belgijskiego wzrósłby o [4 000–4 500] mln EUR z powodu wyższych płatności z tytułu kontraktu na transakcje różnicowe. W przypadku nieprzewidzianego zdarzenia, w wyniku którego obie elektrownie jądrowe byłyby niedostępne, kontrahent umowy w sprawie wynagradzania byłby również zobowiązany do zapewnienia dodatkowego wsparcia w wysokości [500–1 000] mln EUR rocznie za każdy rok niedostępności. W przypadku negatywnego scenariusza zakładającego niskie ceny energii elektrycznej i 12-miesięczną niedostępność kontrahent umowy w sprawie wynagradzania musiałby zapewnić łączną (nominalną) kwotę netto w wysokości [4 000–4 500] mln EUR w całym okresie realizacji projektu, tj. budżet środka byłby bliski [40–50] % całkowitych kosztów kapitału i kosztów operacyjnych.

(233)

Belgia potwierdza, że środka nie można kumulować z inną pomocą otrzymaną na pokrycie tych samych kosztów, które mają zostać poniesione w ramach projektu LTO. Belgia wskazuje, że do finansowania projektu LTO nie przewiduje się żadnych innych środków poza środkami z budżetu państwa, i potwierdza, że nie zostaną wykorzystane żadne środki unijne.

(234)

22 lipca 2024 r. Komisja przyjęła decyzję o wszczęciu postępowania. Komisja wstępnie uznała, że środek stanowi pomoc państwa, i wyraziła wątpliwości co do zgodności środka z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE. W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła wątpliwości co do konieczności, adekwatności i proporcjonalności pomocy, nienaruszenia prawa Unii oraz potencjalnych nadmiernych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej.

(235)

Po pierwsze, jeśli chodzi o konieczność pomocy, wątpliwości wyrażone przez Komisję dotyczyły środków wsparcia finansowego w ramach komponentu 1. Chociaż Komisja przyznała, że ze względu na niepewność związaną z przyszłą ceną rynkową energii elektrycznej operator elektrowni jądrowych i właściciele reaktorów jądrowych muszą mieć stabilne źródło dochodów, Komisja wyraziła wątpliwość, czy dodatkowe środki wsparcia finansowego, stanowiące uzupełnienie dwukierunkowego kontraktu różnicowego, są konieczne. W szczególności Komisja miała wątpliwości co do utworzenia spółki JV, w której rząd belgijski będzie udziałowcem, płatności na pokrycie minimalnych kosztów operacyjnych i płatności z tytułu nakładów kapitałowych oraz pożyczek SDC.

(236)

Po drugie, jeśli chodzi o adekwatność pomocy, wątpliwości wyrażone przez Komisję również dotyczyły środków wsparcia finansowego w ramach komponentu 1. Komisja wyraziła potrzebę uzyskania dodatkowych informacji na temat zaproponowanego przez Belgię projektu dwukierunkowego kontraktu różnicowego, ponieważ wydawało się, że brakuje w nim odpowiednich zachęt do reagowania na warunki rynkowe i planowania konserwacji w najbardziej efektywny sposób (w tym wykorzystania w projekcie kontraktu na transakcje różnicowe ceny na rynku dnia następnego jako referencyjnej ceny rynkowej). Ponadto Komisja zastanawiała się, czy połączenie środków dotyczących wynagradzania nie zwalnia beneficjentów w zbyt dużym stopniu z ponoszenia ryzyka rynkowego i operacyjnego.

(237)

Po trzecie, jeżeli chodzi o proporcjonalność pomocy, Komisja wyraziła wątpliwości co do proporcjonalności niektórych środków finansowych dotyczących wynagradzania (w tym pożyczek SDC i płatności MOCP). Zdaniem Komisji środki te są połączone z kontraktem na transakcje różnicowe i mają z założenia osiągnąć docelową stopę zwrotu w wysokości 7 %, którą można ocenić jedynie przez odniesienie do samych środków i zmniejszenia ryzyka, do którego one prowadzą. W związku z tym Komisja uznała, że w momencie podjęcia decyzji o wszczęciu postępowania nie może ocenić proporcjonalności tej docelowej stopy zwrotu in abstracto i stwierdziła, że oceny proporcjonalności można dokonać dopiero po przeprowadzeniu oceny zasadności środków. Ponadto Komisja miała wątpliwości co do ustalenia kwoty płatności ryczałtowej w wysokości 15 mld EUR z tytułu przeniesienia zobowiązań dotyczących odpadów promieniotwórczych i wypalonego paliwa jądrowego (w szczególności w odniesieniu do zastosowanej stopy dyskontowej i wysokości premii za ryzyko), a także kwoty dodatkowych zobowiązań z tytułu likwidacji wynikających z projektu LTO (kwota ta nie była jeszcze znana w momencie podjęcia decyzji o wszczęciu postępowania).

(238)

Komisja zastanawiała się również, czy nieodpowiedni projekt kontraktu na transakcje różnicowe i kumulacja wszystkich środków wsparcia finansowego nie mogą prowadzić do nieuzasadnionych zakłóceń na rynku. Ponadto Komisja potrzebowała dalszych gwarancji dotyczących statusu i niezależności podmiotu sprzedającego na rynku energię wyprodukowaną przez jednostki LTO w ramach umowy o świadczenie usług w zakresie zarządzania energią.

(239)

W dniu 22 sierpnia 2024 r. Belgia przesłała swoją odpowiedź do decyzji o wszczęciu postępowania. W odpowiedzi na wątpliwości Komisji wyrażone w decyzji o wszczęciu postępowania dotyczące konieczności, adekwatności i proporcjonalności pakietu środków wsparcia finansowego (komponent 1 środka pomocy), proporcjonalności porozumienia w sprawie odpadów (komponent 2 środka pomocy), zgodności projektu kontraktu na transakcje różnicowe z prawem Unii oraz potencjalnych nadmiernych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej w piśmie przedłożonym przez Belgię przedstawiono dodatkowe niezależne analizy przygotowane przez Compass Lexecon dotyczące projektu kontraktu na transakcje różnicowe, pożyczek SDC i płatności MOCP (które to analizy przedstawiono w dniu 22 sierpnia), a także limitu odpowiedzialności za odpady (którą to analizę przedstawiono w dniu 30 sierpnia 2024 r.).

(240)

W odpowiedzi Belgii na decyzję o wszczęciu postępowania omówiono pierwotną wersję środka (projektu LTO) opisaną w decyzji o wszczęciu postępowania. Obecna wersja środka obejmuje zmiany (wprowadzone w celu rozwiania wątpliwości wyrażonych przez Komisję w decyzji o wszczęciu postępowania) w stosunku do środka pierwotnego i została ona szczegółowo opisana w sekcji 3 niniejszej decyzji.

(241)

Argumenty przedstawione przez Belgię przedstawiono bardziej szczegółowo poniżej.

(242)

Belgia zgodziła się z Komisją, że zasadniczym elementem projektowania mechanizmów wsparcia jest wspieranie zachęt zgodnych z rynkiem i minimalizowanie potencjalnych nadmiernych zakłóceń.

(243)

Zdaniem Belgii, która powołała się na niezależną dodatkową analizą ekonomiczną przygotowaną przez Compass Lexecon (111), na wykonalność i adekwatność konstrukcji kontraktu na transakcje różnicowe wpływają ograniczenia techniczne, regulacyjne i ekonomiczne jednostek LTO (zob. również sekcja 2.1). Belgia argumentowała w szczególności, że zapewnienie operatorowi elektrowni jądrowych zachęt ekonomicznych do reagowania na okoliczności rynkowe w sytuacjach, w których zdolność do reagowania jest ograniczona, może powodować nieoptymalną alokację ryzyka i zwiększyć niepewność co do przyszłych dochodów bez możliwości ograniczenia tego ryzyka. W związku z tym wyższe ryzyko dla beneficjenta, które nie może zostać uwzględnione za pomocą opłat operacyjnych, może przełożyć się na pogorszenie profilu ryzyka i zwrotu przedmiotowej inwestycji oraz zaburzenie równowagi ekonomicznej programu (np. konieczność ustalenia wyższej docelowej wewnętrznej stopy zwrotu). Wynikający z tego oczekiwany wpływ na koszty wsparcia należy zatem zrównoważyć z kosztami bezpośredniego ponoszenia tego ryzyka przez kontrahenta umowy w sprawie wynagradzania.

(244)

Belgia twierdzi ponadto, że działalność handlowa jednostek LTO i związane z nią decyzje dotyczące składania ofert stanowią gospodarczy punkt odniesienia dla projektu kontraktu na transakcje różnicowe, który wspiera zachowania zgodne z rynkiem.

(245)

W przedmiotowej sprawie Belgia przypomina, że różne ograniczenia techniczne i operacyjne znacznie ograniczają swobodę w zakresie zmiany harmonogramu konserwacji i modulacji, a tym samym potencjał tworzenia wartości związany ze zwiększonymi zachętami gospodarczymi:

(246)

Belgia argumentowała, że biorąc pod uwagę ograniczenia operacyjne i ograniczenia związane z bezpieczeństwem jednostek LTO, niektóre alternatywne rozwiązania dotyczące projektu kontraktu na transakcje różnicowe opisane poniżej nie rozkładałyby ryzyka i nie zachęcałyby do zachowań zgodnych z rynkiem w sposób bardziej efektywny niż proponowane rozwiązanie. W szczególności Belgia wskazała, że w niektórych przypadkach stosowanie długoterminowych cen referencyjnych i ilości referencyjnych może sprzyjać podejmowaniu efektywnych decyzji dotyczących dyspozycji/działalności operacyjnej, ponieważ oddziela płatności z tytułu kontraktów na transakcje różnicowe od uchwyconej ceny rynkowej. Może to jednak nie być właściwe w przedmiotowej sprawie z uwagi na ograniczenia operacyjne jednostek LTO i unikalny schemat dostępności w okresie prac związanych z LTO, jak wyjaśniono poniżej.

(247)

Według Belgii wybrany projekt kontraktu na transakcje różnicowe w połączeniu z towarzyszącymi mu rozwiązaniami (korekta z tytułu ryzyka cen rynkowych i mechanizm modulacji) miał zrównoważyć ekspozycję na ryzyko rynkowe z zachętami operacyjnymi i wspierać zarówno inwestycje, jak i krótkoterminową efektywność rynkową. Zachęca on do szybkiego reagowania na sygnały rynkowe bez powodowania niepotrzebnej złożoności i odpowiada ograniczeniom technicznym i regulacyjnym jednostek LTO. Belgia odniosła się w tym względzie do:

(248)

Z powodów przedstawionych powyżej Belgia stwierdziła, że wyrażone w decyzji o wszczęciu postępowania wątpliwości Komisji dotyczące adekwatności projektu kontraktu na transakcje różnicowe są nieuzasadnione.

(249)

Podczas formalnego postępowania wyjaśniającego Belgia podjęła jednak decyzję o zmianie projektu kontraktu na transakcje różnicowe i mechanizmu korekty z tytułu ryzyka cen rynkowych, aby wzmocnić zachęty zgodne z rynkiem i uwzględnić zmiany na rynku.

(250)

Electrabel i państwo belgijskie planują utworzenie spółki joint venture z udziałami 50/50, która będzie posiadać odpowiednie aktywa umożliwiające ciągłość działania jednostek LTO.

(251)

Belgia wskazała, że takie podejście umożliwia państwu belgijskiemu współkontrolowanie spółki projektowej, ponieważ obaj udziałowcy przystępują do spółki JV na równych warunkach i jako udziałowcy ponoszą taki sam poziom ryzyka (odpowiadający zwykłemu ryzyku i finansowaniu udziałowców) oraz uzyskują takie same korzyści (w szczególności dywidendy). Umożliwia to również państwu belgijskiemu zachowanie pewnego stopnia własności infrastruktury krytycznej.

(252)

Belgia wyjaśniła, że jeżeli przychody BE-NUC nie wystarczą do pokrycia kosztów wymaganych do eksploatacji jednostek LTO (kosztów umowy o eksploatacji i konserwacji oraz innych wydatków kapitałowych związanych z eksploatacją, paliwem i utrzymaniem), wówczas państwo belgijskie, jako kontrahent umowy w sprawie wynagradzania, jest zobowiązane do dokonania płatności na rzecz BE-NUC (i Luminus). BE-NUC musi przedłożyć w tym zakresie roczne sprawozdanie na potrzeby uzgodnienia kont. Ta płatność na pokrycie minimalnych kosztów operacyjnych ma służyć zapewnieniu wystarczających środków pieniężnych na pokrycie tych kosztów w celu zabezpieczenia długoterminowej rentowności i wypłacalności BE-NUC. Ponadto kontrahent umowy w sprawie wynagradzania zapewni płatność z tytułu nakładów kapitałowych, która stanowi ochronę kosztów wniesionego kapitału w wysokości 50 % zamortyzowanych kosztów inwestycji związanych z wydłużeniem okresu eksploatacji jednostek LTO. Płatność na pokrycie minimalnych kosztów operacyjnych i płatność z tytułu nakładów kapitałowych określa się łącznie mianem płatności MOCP i stosuje się je od daty ponownego uruchomienia jednostek LTO.

(253)

Belgia wyjaśniła, że od dnia 1 lipca 2025 r. udostępni również BE-NUC i Luminus instrumenty uruchamiania środków na pokrycie kosztów eksploatacji i konserwacji poniesionych w niektórych okresach wyłączenia zgodnie z klauzulą 3.2(A) („Uzyskiwanie pożyczek SDC”) umowy w sprawie wynagradzania. W szczególności zamiast dodatkowego kapitału państwo belgijskie udzieli BE-NUC i Luminus pożyczek SDC o ograniczonej stopie procentowej i spłacanych zgodnie z określonym harmonogramem spłat w celu sfinansowania w dwóch transzach:

(254)

Belgia wyjaśniła, że płatności MOCP są ukierunkowane na ryzyko o dużym wpływie powodujące straty na etapie eksploatacji. Środki te, wraz z pożyczkami SDC na etapie poprzedzającym ponowne uruchomienie, mają zasadnicze znaczenie dla zapewnienia, że projekt będzie generował wystarczające przepływy pieniężne, aby opłacić operatora elektrowni jądrowych i utrzymać długoterminową rentowność operacyjną. Belgia twierdzi, że bez tych środków elektrownia jądrowa może stanąć w obliczu upadłości w przypadku przedłużających się wyłączeń lub (politycznych) zmian regulacyjnych powodujących jej niedostępność.

(255)

Na potrzeby dalszego uzasadnienia tych twierdzeń Belgia przedstawiła następujące uwagi, poparte niezależną analizą przygotowaną przez Compass Lexecon (112):

(256)

Belgia stwierdziła zatem, że płatności MOCP i pożyczki SDC są odpowiednie i proporcjonalne:

(257)

Po zakończeniu formalnego postępowania wyjaśniającego Belgia podjęła decyzję o wprowadzeniu pułapu potencjalnych płatności MOCP w wysokości 2 mld EUR poprzez skorzystanie z prawa do wypowiedzenia umowy w sprawie wynagradzania, z wyjątkiem sytuacji, w której analiza przeprowadzona przez państwo belgijskie wykaże, że takie wypowiedzenie mogłoby negatywnie wpłynąć na bezpieczeństwo dostaw w Belgii lub że wypowiedzenie nie byłoby właściwe z finansowego punktu widzenia. Więcej informacji można znaleźć w sekcji 3.3.1.3.3.

(258)

Zgodnie z informacjami przekazanymi przez Belgię państwo belgijskie i Electrabel, jako udziałowcy, zgadzają się sfinansować proporcjonalną część potrzeb finansowych lub nieoczekiwanych niedoborów finansowych BE-NUC (w zakresie, w jakim dotyczą one kosztów i wydatków, które nie są finansowane z innych mechanizmów, takich jak przychody BE-NUC, płatności różnicowe na rzecz BE-NUC na podstawie umowy w sprawie wynagradzania, pożyczka SDC itp., zapewniając, by koszty nie były pokrywane dwukrotnie).

(259)

Belgia wyjaśniła, że Electrabel i państwo belgijskie zawarły z BE-NUC indywidualne i identyczne umowy dotyczące pożyczek udziałowców. Nie ustalono odnośnego oprocentowania, ale umowy dotyczące pożyczek udziałowców przewidują, że oprocentowanie każdej pożyczki udziałowca będzie oprocentowaniem rynkowym ustalonym przez zarząd BE-NUC zgodnie z umową udziałowców, w oparciu o aktualne stawki rynkowe i wszelkie porównywalne finansowanie dłużne stron trzecich, które może być dostępne w danym momencie. Warunki spłaty kwot i odsetek są identyczne.

(260)

Belgia wyjaśniła, że instrument WCF służy finansowaniu zapotrzebowania na kapitał obrotowy wynikającego z eksploatacji jednostek LTO. BE-NUC będzie mogło skorzystać z instrumentu WCF, jeśli różnica między wpływami a wypływami środków pieniężnych spółki będzie mniejsza niż szacowane wydatki operacyjne w nadchodzącym okresie wydatkowania określonym w umowie w sprawie wynagradzania. Kwota udostępniania w ramach instrumentu WCF ma odpowiadać co najmniej średnim łącznym szacunkowym wydatkom operacyjnym przez okres trzech miesięcy. Belgia wyjaśniła, że w związku z tym instrument WCF stanowi śródroczny pomost do rocznych płatności MOCP, działając jako odnawialny instrument kredytowy, który w przypadku wykorzystania będzie spłacany corocznie z płatności MOCP zapewnianych przez Belgię.

(261)

Belgia wyjaśniła, że Electrabel zaproponuje metodykę udzielania pożyczki udziałowca przez Electrabel, opisaną w warunkach udzielenia pożyczki, która to metodyka zostanie przekazana zarządowi BE-NUC, a następnie powielona w odniesieniu do pożyczki udzielanej przez państwo belgijskie, jak również w odniesieniu do instrumentu WCF. Warunki spłaty kwot i odsetek są identyczne. Belgia poinformowała, że metodyka ta jest nadal przedmiotem dyskusji i zostanie przekazana na późniejszym etapie.

(262)

W odniesieniu do zakupu usług w zakresie zarządzania energią świadczonych na podstawie umowy EMSA Belgia oświadczyła, że zakup tych usług odbywa się w drodze konkurencyjnej, przejrzystej, niedyskryminacyjnej i bezwarunkowej procedury przetargowej. W szczególności umowa na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią zostanie przyznana w drodze procedury negocjacyjnej z uprzednim zaproszeniem do składania ofert (art. 120 belgijskiej ustawy o zamówieniach publicznych z dnia 17 czerwca 2016 r.), co jest standardową procedurą w sektorze usług użyteczności publicznej. Belgia stwierdza zatem, że umowa EMSA nie przynosi korzyści podmiotowi zarządzającemu energią (partnerowi umowy EMSA) oraz że partner umowy EMSA nie czerpie korzyści z pomocy państwa.

(263)

Belgia poinformowała, że chociaż stosowanie dyrektyw w sprawie zamówień publicznych zapewnia już szereg gwarancji, biorąc pod uwagę znaczenie usług będących przedmiotem przetargu i wrażliwość z punktu widzenia konkurencji, wprowadzono dodatkowe postanowienia i zabezpieczenia, aby zapewnić wystarczającą konkurencję w przetargu.

(264)

W szczególności Belgia wyjaśniła, że w celu zebrania opinii rynku przed sporządzeniem dokumentacji przetargowej opublikowano zaproszenie do udzielenia informacji w odniesieniu do umowy EMSA, w tym na temat wielu kwestii związanych z treścią umowy EMSA. Ponadto przetarg przewiduje szczegółowe kryteria wyboru zapewniające, aby zakwalifikowani/wybrani uczestnicy byli odpowiedni do realizacji zadania, biorąc pod uwagę znaczenie i wrażliwość przedmiotu przetargu. Więcej informacji na temat procedury przetargowej i kryteriów wyboru przedstawiono w sekcji 3.3.1.5.1.

(265)

Jak zauważono w sekcji 3.3.1.5.2, po zakończeniu formalnego postępowania wyjaśniającego Belgia postanowiła przyznać partnerowi umowy EMSA uprawnienia do podejmowania decyzji w sprawie modulacji ekonomicznych oraz zastąpić stałe wynagrodzenie partnera umowy EMSA połączeniem części stałej i części zmiennej wynagrodzenia, zapewniając tym samym silniejsze zachęty do modulowania zgodnie z sygnałami rynkowymi, przy jednoczesnym uwzględnieniu ograniczeń technicznych (i potencjalnego ryzyka automatycznego wyłączenia) jednostek LTO.

(266)

Belgia poinformowała, że przewidziano szczególne środki dotyczące potencjalnego udziału w postępowaniu przetargowym GEMS, jednostki handlowej grupy Engie (jednostki organizacyjnej grupy Engie niezależnej pod względem zarządczym od jednostki Nuclear).

(267)

Belgia doprecyzowała, że są i będą wprowadzane i stosowane wystarczające środki, aby skutecznie identyfikować potencjalne konflikty interesów i im zapobiegać. Wspomniane środki można podsumować następująco:

(268)

Belgia wyjaśniła również, że w drodze ostatecznego rozwiązania awaryjnego, jeżeli umowa EMSA nie zostanie zawarta w odpowiednim czasie, GEMS będzie tymczasowo świadczyć usługi w zakresie zarządzania energią w celu zapewnienia ciągłości. Belgia argumentowała, że takie rozwiązanie jest konieczne i odpowiednie, aby zapewnić ciągłość świadczenia usług publicznych (tj. sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej przez jednostki LTO), ale jest ono ściśle ograniczone czasowo i sprowadza się do niezbędnego minimum.

(269)

Belgia stwierdziła, że procedura przetargowa na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią wyklucza wszelką potencjalną pomoc państwa, ponieważ: (i) państwo belgijskie dopilnuje, aby BE-NUC rygorystycznie przestrzegała przepisów i zasad dotyczących zamówień publicznych oraz (ii) szeroko zakrojony proces konsultacji przed faktycznym ogłoszeniem przetargu zapewni dodatkowe gwarancje, że zakup usług zostanie przeprowadzony w ramach konkurencyjnej, przejrzystej, niedyskryminacyjnej i bezwarunkowej procedury przetargowej.

(270)

Ponadto Belgia stwierdziła, że wyeliminowano wszelkie ryzyko zamknięcia dostępu do rynku i innych potencjalnych niekonkurencyjnych praktyk ze strony Engie oraz że przyjęto wszelkie środki i zabezpieczenia w celu wyznaczenia niezależnego partnera umowy EMSA. Jedynie w sytuacji awaryjnej usługi w zakresie zarządzania energią byłyby tymczasowo świadczone przez GEMS, co jest konieczne i odpowiednie, aby zapewnić ciągłość świadczenia usług publicznych.

(271)

Belgia uściśliła, że zobowiązania z tytułu likwidacji i demontażu LTO („dyssynergie”) wynikające z projektu LTO, jeśli zostaną wykazane przez Electrabel, zostaną pokryte przez państwo belgijskie w formie jednorazowej (pełnej i ostatecznej) płatności ryczałtowej w dniu sfinalizowania transakcji. Belgia wyjaśniła, że zgodnie z porozumieniem wykonawczym państwo belgijskie i Electrabel powinny uzgodnić kwotę w określonym terminie, a jeżeli tego nie uczynią, sprawa zostanie przekazana do rozstrzygnięcia CPN/CNV.

(272)

Belgia przypomniała, że ponieważ w momencie wydania decyzji o wszczęciu postępowania kwestia ta była rozpatrywana na poziomie CPN/CNV, we wspomnianej decyzji nie dokonano oceny jej proporcjonalności.

(273)

Belgia wyjaśniła, że państwo belgijskie i Electrabel nie uzgodniły kwoty w wyznaczonym terminie, w związku z czym sprawa została przekazana do rozstrzygnięcia CPN/CNV. Dokładniej rzecz ujmując, Belgia uściśliła, że:

(274)

Belgia stwierdziła zatem, że kwota za przeniesienie dodatkowych zobowiązań z tytułu likwidacji wynikających z projektu LTO, jak określono w opinii CPN/CNV z dnia 24 czerwca 2024 r., jest proporcjonalna.

(275)

Ponadto w dniu 30 sierpnia 2024 r. Belgia przedłożyła dodatkową niezależną analizę przeprowadzoną przez Compass Lexecon, zawierającą studium ekonomiczne projektu limitu odpowiedzialności a odpady, w tym analizę stopy dyskontowej na poziomie 3 % oraz dalsze wyjaśnienia dotyczące tego, w jaki sposób dodatkowe rodzaje ryzyka wskazane przez CPN/CNV albo zostały już uwzględnione w premii z tytułu ryzyka obliczonej przez państwo belgijskie, albo mają ograniczone prawdopodobieństwo wystąpienia/ograniczony wpływ.

(276)

Zdaniem Belgii wątpliwości Komisji dotyczące stopy dyskontowej wynikają z analizy CPN/CNV przedstawionej w opinii z dnia 7 marca 2023 r. skierowanej do ministra energii (113), w której CPN/CNV stwierdza, że stopa dyskontowa, którą należy zastosować w odniesieniu do kosztów związanych z wypalonym paliwem jądrowym, powinna stopniowo zbliżać się do długoterminowej stopy zwrotu wolnej od ryzyka (obliczonej na poziomie 2,17 %) i sugeruje zastosowanie dwustopniowej stopy dyskontowej (3,17 % przez pierwsze 30 lat i 2,17 % po upływie pierwszego okresu 30 lat).

(277)

Belgia odniosła się do niezależnej analizy przygotowanej przez Compass Lexecon (114), w której wykazano, że przyjęta przez państwo belgijskie stopa dyskontowa na poziomie 3 % jest proporcjonalna, w oparciu o: (i) analizę ekonomiczną podejścia zalecanego przez CPN/CNV, (ii) inne odpowiednie podejścia oraz (iii) precedens dotyczący Niemiec w sprawie SA.45296.

(278)

Zdaniem Belgii wątpliwości Komisji dotyczące ryzyka uwzględnionego w porozumieniu w sprawie limitu odpowiedzialności za odpady wynikają również z opinii CPN/CNV skierowanej do ministra energii (zob. przypis 113), zgodnie z którą wziąć pod uwagę trzy rodzaje ryzyka:

(279)

Niezależna analiza przeprowadzona przez Compass Lexecon wykazała, że wspomniane rodzaje ryzyka zostały uwzględnione i że podejście przyjęte przez państwo belgijskie jest ostrożnościowe i obejmuje wystarczające środki na nieprzewidziane wydatki, aby pokryć to ryzyko.

(280)

Analizę tę uzupełniono odpowiedzią na pytanie 5.4 zawarte w zaproszeniu do udzielenia informacji z dnia 1 października 2024 r. Belgia stwierdziła, że w praktyce portfel Hedery należy zaprojektować w taki sposób, aby uwzględniał on wszystkie prawdopodobne scenariusze gospodarcze na dany okres, zwłaszcza w odniesieniu do poziomu inflacji. Celem Hedera jest osiągnięcie zwrotu w wysokości 1 % w ujęciu realnym (tj. o 1 % powyżej poziomu inflacji). W tym celu Hedera opracuje strategię uwzględniającą ryzyko, że taki zwrot może nie zostać osiągnięty w niektórych okolicznościach gospodarczych (na przykład w przypadku przedłużającego się okresu wysokiej inflacji) przy portfelu składającym się wyłącznie z obligacji. Hedera skupi się zatem na dynamicznym zarządzaniu aktywami i pasywami w oparciu o zdywersyfikowany portfel, który będzie obejmować aktywa umożliwiające funduszowi zabezpieczenie się przed inflacją. Na przykład Hedera mogłaby zaprojektować portfel oparty m.in. na obligacjach i instrumentach dłużnych, akcjach, nieruchomościach i instrumentach pochodnych, którego długoterminowym celem byłoby osiągnięcie zwrotu w wysokości 1 % w ujęciu realnym, przy jednoczesnym zminimalizowaniu ryzyka zmienności. Na koniec należy zauważyć, że Hedera ograniczy ekspozycję na belgijskie akcje, obligacje i nieruchomości. Ma to na celu zapewnienie dywersyfikacji oraz wystarczające uniezależnienie funduszu od koniunktury gospodarczej w Belgii.

(281)

Belgia wskazała, że poszczególne komponenty i środki cząstkowe projektu LTO stanowiły element żądań przedstawionych przez Engie w ramach uzgodnień dotyczących przedłużenia okresu eksploatacji i zostały ujęte w całości w pakiecie dokumentów transakcyjnych podpisanych w dniu 13 grudnia 2023 r. Belgia zauważyła jednak również, że komponenty projektu LTO różnią się pod wieloma względami i wzajemnie się uzupełniają, co ogranicza możliwość wystąpienia jakichkolwiek potencjalnych skumulowanych skutków.

(282)

Belgia odniosła się do orzecznictwa, które przy ocenie kolejnych środków uwzględnia mi.in. następujące kwestie:

(283)

Belgia stwierdziła, że przedmiot i charakter trzech komponentów projektu LTO są z natury różne, i zauważyła, że w decyzji o wszczęciu postępowania Komisja nie odniosła się konkretnie do różnic lub podobieństw przedmiotu i charakteru komponentów 1, 2 i 3. W tym względzie Belgia przedstawiła następujące informacje:

(284)

Belgia zauważyła, że cel ogólny tych trzech komponentów dotyczy przedłużenia okresu eksploatacji jednostek LTO. Belgia stwierdziła jednak, że istotnym elementem oceny jest konkretny cel każdego z poszczególnych komponentów:

(285)

Belgia argumentowała również, że komponenty 1, 2 i 3 mają różnych bezpośrednich beneficjentów. Belgia zgodziła się, że identyfikacja beneficjentów każdego środka jest ważnym punktem oceny istnienia skumulowanych skutków. W tym względzie państwo belgijskie przedstawiło następujące uwagi:

(286)

Komponenty 1, 2 i 3, które zostały przyjęte w tym samym czasie i służą ogólnemu celowi przedłużenia okresu użytkowania jednostek LTO, znacznie różnią się pod względem przedmiotu i charakteru, celu oraz beneficjentów. Jak wykazano powyżej, każdy komponent odpowiada konkretnemu celowi, dzięki czemu uzupełniają się one wzajemnie, co ogranicza potencjalne skumulowane skutki.

(287)

Jeśli chodzi o potencjalną zmianę profilu ryzyka Electrabel dzięki komponentom 2 i 3, środki te mogą rzeczywiście przynieść korzyści Electrabel jako operatorowi elektrowni jądrowych, a w konsekwencji poprawić ogólny profil ryzyka Electrabel. Komponenty 2 i 3 nie zmieniają profilu ryzyka BE-NUC, głównego beneficjenta komponentu 1. Jak oceniono w niezależnej analizie przeprowadzonej przez Compass Lexecon, profil ryzyka BE-NUC – z uwagi na szczególne rodzaje ryzyka mające wpływ na projekt – oraz podział ryzyka między rządem belgijskim a BE-NUC stanowią istotny czynnik przy ocenie proporcjonalności komponentu 1.

(288)

Przedsiębiorstwo Engie przedstawiło swoje uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania w dniu 9 września 2024 r. W swoich uwagach przedsiębiorstwo Engie przedstawia dowody i analizę na poparcie argumentu, że wątpliwości podniesione przez Komisję w decyzji o wszczęciu postępowania nie byłyby uzasadnione. W odpowiedzi przedsiębiorstwa Engie na decyzję o wszczęciu postępowania omówiono pierwotną wersję środka opisaną w decyzji o wszczęciu postępowania. Obecna wersja środka obejmuje zmiany (wprowadzone w celu rozwiania wątpliwości wyrażonych przez Komisję w decyzji o wszczęciu postępowania) w stosunku do środka pierwotnego i została szczegółowo opisana w sekcji 3 niniejszej decyzji. Stanowisko Engie jest zgodne ze stanowiskiem władz belgijskich.

(289)

Przedsiębiorstwo Engie argumentowało, że projekt LTO stanowi całościowe porozumienie i jest wynikiem szeroko zakrojonych i długotrwałych negocjacji z rządem belgijskim, a jego zasadą przewodnią jest utrzymanie zaangażowania w Belgii i przyczynienie się do bezpieczeństwa dostaw w tym kraju poprzez przyjęcie wniosku Belgii o przedłużenie okresu eksploatacji dwóch reaktorów jądrowych, co stanowi odejście od publicznej strategii wycofania się z energetyki jądrowej w Belgii po 2025 r. (zob. motyw 23). Ponadto Engie podniosło, że projekt LTO ma pozytywny wpływ na rynek wewnętrzny z następujących powodów:

(290)

Engie argumentowało również, że między projektem LTO (przedłużenie okresu eksploatacji reaktorów Doel 4 i Tihange 3) a przedłużeniem okresu eksploatacji reaktorów Doel 1, Doel 2 i Tihange 1 w 2015 r. („istniejące LTO”) występuje szereg różnic:

(291)

Engie argumentowało, że wszystkie te czynniki doprowadziły do zawarcia przez Engie i państwo belgijskie kompleksowej umowy przewidującej zarówno wnioskowane przedłużenie okresu eksploatacji (pod warunkiem ograniczenia ekspozycji Engie na ryzyko), jak i zarządzanie przekazanym zużytym paliwem jądrowym i odpadami radioaktywnymi, i stwierdziło, że istniejące LTO nie stanowią odpowiedniego punktu odniesienia do oceny konieczności i adekwatności różnych środków przewidzianych w obecnym projekcie LTO.

(292)

Główne argumenty Engie dotyczące wątpliwości Komisji podniesionych w decyzji o wszczęciu postępowania przedstawiono bardziej szczegółowo poniżej.

(293)

Komisja uważa, że trzy komponenty środka można uznać za stanowiące część pojedynczej interwencji ze strony państwa belgijskiego w zakresie, w jakim wszystkie te komponenty są związane z tym samym zdarzeniem, tj. przedłużeniem okresu eksploatacji jednostek LTO.

(294)

Engie stwierdziło, że nie ma zastrzeżeń do uznania pomocy państwa belgijskiego za pojedynczą interwencję w zakresie, w jakim odpowiada to kryteriom określonym w orzecznictwie Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej (119). Engie zgodziło się w szczególności z opinią Komisji zawartą w motywie 208 decyzji o wszczęciu postępowania, zgodnie z którą trzy komponenty środka są współzależne i razem przyczyniają się do wykonania umowy w sprawie przedłużenia okresu eksploatacji, co pozwala uznać je za jedną interwencję. Engie przyznało, że miało pewne warunki dotyczące ekspozycji na ryzyko oraz zarządzania wypalonym paliwem jądrowym i odpadami jądrowymi, co doprowadziło do zawarcia kompleksowej umowy wykraczającej poza samo wprowadzenie mechanizmu wynagradzania za przedłużoną eksploatację jednostek jądrowych. Nie kwestionując proponowanego uznania przedmiotowej pomocy za pojedynczą interwencję, Engie wskazało, że niektóre ze środków cząstkowych projektu LTO nie stanowią pomocy państwa, ponieważ nie przynoszą selektywnej korzyści Electrabel. Środkami tymi są w szczególności:

(295)

Engie podkreśliło, że efekt zachęty, który Komisja uznała w swojej ocenie zawartej w motywach 229 i 239 decyzji o wszczęciu postępowania za prawdopodobny, nie jest jedynie hipotetyczny, ale nie ma wątpliwości, że Electrabel nie kontynuowałoby eksploatacji jednostek LTO, gdyby nie projekt LTO, w tym trzy jego komponenty. Engie stwierdziło w tym względzie, że:

(296)

Ponadto Engie podkreśliło, że zachętą dla Electrabel do dalszej eksploatacji jednostek LTO jest cały pakiet środków wsparcia przewidzianych w projekcie LTO, który został odpowiednio skalibrowany do tego celu. Żaden ze środków cząstkowych rozpatrywanych oddzielnie nie mógł zapewnić wystarczających zachęt. Podobnie usunięcie jakiegokolwiek elementu pakietu sprawiłoby, że Engie odmówiłoby realizacji projektu LTO. Engie stwierdza zatem, że środków, o których mowa w motywie 235 decyzji o wszczęciu postępowania, nie należy postrzegać jako indywidualnych środków, z których każdy stanowi konkretną (lub dodatkową) zachętę, ale że należy je rozpatrywać łącznie.

(297)

Engie uznało, że utworzenie wspólnej struktury, w której państwo belgijskie będzie posiadało 50 % udziałów, jest niezbędne do osiągnięcia celów projektu LTO, tj. terminowego ponownego uruchomienia jednostek LTO do listopada 2025 r. Engie oświadczyło, że przed przyjęciem umowy dotyczącej projektu LTO zwróciło się do państwa belgijskiego o wprowadzenie mechanizmu podziału ryzyka na zasadzie 50/50.

(298)

Zdaniem Engie samo wprowadzenie mechanizmów wynagradzania nie było wystarczające do osiągnięcia tego celu z następujących powodów: (i) umowa w sprawie wynagradzania pozostawia Engie ryzyko rezydualne, (ii) bez spółki JV Engie musiałoby tymczasowo pokrywać 100 % strat w oczekiwaniu na odszkodowanie/rekompensatę przewidzianą w umowach, oraz (iii) Engie rozpoczęło proces ograniczania swojego zaangażowania w energetykę jądrową i nie chciało samodzielnie inwestować ponad [2–2,5] mld EUR w projekt LTO oraz samodzielnie pokrywać wszystkich potencjalnych strat wynikających z nieoczekiwanych niedostępności i przekroczeń kosztów.

(299)

Ponadto zdaniem Engie można oczekiwać, że dzięki finansowemu zaangażowaniu państwa belgijskiego w zyski i straty wygenerowane przez jednostki LTO (w szczególności dywidendy) państwo belgijskie będzie miało dodatkową motywację do uwzględnienia jednostek LTO w swoich przyszłych decyzjach politycznych. Engie stwierdziło zatem, że utworzenie wspólnej struktury jest zgodne z interesami państwa belgijskiego i Engie.

(300)

Engie argumentowało również, że utworzenie spółki JV jest odpowiednie i proporcjonalne, ponieważ dzięki wspólnemu sprawowaniu kontroli nad decyzjami strategicznymi dotyczącymi BE-NUC Engie, prywatny podmiot gospodarczy, będzie w stanie zrównoważyć wszelkie ryzyko, że państwo belgijskie mogłoby działać w sposób stronniczy, a państwo belgijskie i Engie będą korzystać ze swoich praw w zakresie zarządzania BE-NUC na równych zasadach.

(301)

Jeżeli chodzi o konieczność zastosowania kontraktu na transakcje różnicowe, Engie stwierdziło, że biorąc pod uwagę niedoskonałości rynku związane z przemysłem jądrowym i dużą zmienność rynku energii elektrycznej w nadchodzących latach, projekt LTO jest narażony na wysokie ryzyko luki w finansowaniu, co sprawia, że kontrakt na transakcje różnicowe jest instrumentem niezbędnym do osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie. Engie zwróciło również uwagę na krótki okres przedłużenia eksploatacji (10 lat) w porównaniu ze średnią długością inwestycji w sektorze jądrowym, znaczne koszty oraz fakt, że przez pierwsze trzy lata jednostki LTO nie będą wykorzystywać 100 % swoich mocy wytwórczych, ponieważ w tym samym czasie będą trwały prace związane z przedłużeniem okresu eksploatacji tych jednostek.

(302)

Engie stwierdziło, że projekt kontraktu na transakcje różnicowe oraz korekta MPRA są odpowiednie i proporcjonalne, aby zachować zachęty dla jednostek LTO do skutecznego reagowania na sygnały rynkowe. W tym względzie Engie powołało się na przedstawione wcześniej argumenty państwa belgijskiego dotyczące ograniczeń technicznych, regulacyjnych i ekonomicznych jednostek LTO (zob. sekcja 2.1). Engie argumentowało, że nawet dzisiaj, bez kontraktu na transakcje różnicowe i dysponując flotą pięciu reaktorów umożliwiających bardziej zróżnicowaną strategię, Engie ma bardzo ograniczoną elastyczność w dostosowywaniu produkcji energii jądrowej w odpowiedzi na krótko- i średnioterminowe sygnały rynkowe. Według Engie kontrakt na transakcje różnicowe zaprojektowano w ramach tego ograniczonego pola manewru tak, aby w pełni zachęcać BE-NUC do reagowania na sygnały cenowe, w zakresie, w jakim jest to technicznie wykonalne.

(303)

Ponadto w odniesieniu do parametrów projektu kontraktu na transakcje różnicowe Engie stwierdziło, że cena na rynku dnia następnego jest odpowiednią rynkową ceną referencyjną.

(304)

Engie podkreśliło, że potrzeba płatności MOCP i pożyczek SDC jest związana przede wszystkim ze szczególnymi uwarunkowaniami projektu LTO, będącymi konsekwencją: (i) późnej decyzji o przedłużeniu okresu eksploatacji Doel 4 i Tihange 3 oraz ograniczonego czas na przygotowanie i przeprowadzenie niezbędnych prac związanych z LTO; (ii) starzejących się aktywów i zwiększonego ryzyka systemowego związanego z posiadaniem dwóch jednostek opartych na tej samej technologii; (iii) jednoczesnym rozruchem i eksploatacją jednostek LTO w ciągu pierwszych trzech lat; oraz (iv) łącznych uśrednionych kosztów wytworzenia energii, które w przypadku przedłużenia okresu eksploatacji elektrowni jądrowej są w większym stopniu obciążone kosztami eksploatacji i konserwacji niż w przypadku nowego aktywa jądrowego.

(305)

Engie stwierdziło ponadto, że zarówno płatności MOCP, jak i pożyczki SDC są absolutnie niezbędne, ponieważ: (i) płatności należne od państwa belgijskiego na mocy umowy w sprawie wynagradzania nie obejmują zdarzeń związanych z istotną niedostępnością spowodowanych problemami technicznymi lub wynikających z nieprzewidzianych międzynarodowych regulacji bądź sytuacji nadzwyczajnych związanych z energią jądrową; (ii) wbrew temu, co stwierdzono w motywie 269 lit. b) decyzji o wszczęciu postępowania, takie nieoczekiwane zdarzenia nie są „skrajnymi, mało prawdopodobnymi” scenariuszami, ale prawdopodobnie będą miały miejsce w ciągu najbliższych dziesięciu lat oraz (iii) uwzględniono jedynie zdarzenia powyżej określonego progu.

(306)

Engie podniosło, że w przeciwieństwie do tego, co sugerowała Komisja w decyzji o wszczęciu postępowania, płatności MOCP nie stanowią nieograniczonej dotacji ponieważ przysługujące kontrahentowi umowy w sprawie wynagradzania zapisane w niej prawa do wypowiedzenia umowy umożliwiają mu ograniczenie zaangażowania.

(307)

Engie oświadczyło, że na jego wniosek państwo belgijskie wyraziło zgodę na rozszerzenie zakresu pożyczek SDC w celu pokrycia części kosztów poniesionych po dacie ponownego uruchomienia w wyniku zmiany terminu ponownego uruchomienia LTO na wcześniejszy (z 2026 r. na 2025 r.); zmiana tego terminu oznacza, że prace związane z LTO będą musiały być prowadzone podczas eksploatacji jednostek, co spowoduje zmniejszenie przychodów w ciągu pierwszych trzech lat eksploatacji. Wynika to z kluczowej zasady uzgodnionej między Engie a państwem belgijskim, zgodnie z którą wszelkie koszty wynikające z przedłużenia LTO ponoszą udziałowcy, podczas gdy BE-NUC finansuje koszty eksploatacji i konserwacji z własnych przychodów.

(308)

Jeżeli chodzi o proporcjonalność mechanizmów finansowych przewidzianych w projekcie LTO, Engie dowodziło, że nie chronią one BE-NUC przed żadnym ryzykiem operacyjnym, jak sugerowała Komisja w decyzji o wszczęciu postępowania. Spółka BE-NUC jest częściowo narażona m.in. na ryzyko związane z dostępnością przez cały okres eksploatacji jednostek LTO, a także na przekroczenie kosztów operacyjnych po dacie weryfikacji, co może uniemożliwić generowanie środków pieniężnych i negatywnie wpłynąć na stopę zwrotu BE-NUC. Koszty te związane są między innymi ze wzrostem kosztów personelu (programy utrzymania pracowników oraz dodatkowe koszty rekrutacji/szkoleń na potrzeby dalszej eksploatacji), kosztów eksploatacji i konserwacji (wzrost cen materiałów, niedobory w łańcuchach dostaw niezbędnych części zamiennych i komponentów, wymogi ANFC/FANC (wszystkie modyfikacje projektu podlegają szczegółowej ocenie i weryfikacji przez AFCN/FANC przed zatwierdzeniem), nieplanowane poważne awarie sprzętu przed ponownym uruchomieniem itp.) oraz kosztów paliwa (umowy są częściowo powiązane z ewolucją rynku).

(309)

Ponadto Engie dowodziło, że Electrabel, jako operator jednostek LTO, ma silne zachęty do maksymalizacji dostępności jednostek LTO w normalnych warunkach eksploatacji, aby uniknąć płacenia odszkodowań umownych, jeżeli dostępność spadnie poniżej [90–100] % w dowolnym roku objętym umową.

(310)

Engie przedstawiło symulację pokazującą wpływ następujących zdarzeń nieobjętych płatnościami MOCP na rentowność LTO: (i) zdarzeń związanych z ograniczoną dostępnością na etapie eksploatacji w celach ilustracyjnych (wzrost wskaźnika wymuszonych przestojów („FOR”)) oraz (ii) wzrostu niektórych kosztów operacyjnych po dacie weryfikacji w wyniku nieprzewidzianych kosztów, a także połączenia obu zdarzeń. W tabeli 16 pokazano, że zdarzenia te mogą mieć znaczący negatywny wpływ na wewnętrzną stopę zwrotu BE-NUC.

Tabela 16

Wpływ zdarzeń nieobjętych płatnościami MOCP na rentowność LTO (100 %)

(311)

Engie dowodziło również, że oprocentowanie pożyczek SDC jest proporcjonalne i odpowiednie, jak wynika z niezależnej analizy (127). Engie dodało, że pożyczki SDC mają zostać spłacone – pod warunkiem wygenerowania przez BE-NUC wystarczającej ilości środków pieniężnych – wraz z odsetkami na koniec okresu LTO.

(312)

Engie wyjaśniło, że oprocentowanie pożyczek udziałowców i instrumentu WCF będzie oprocentowaniem wolnorynkowym określonym przez zarząd BE-NUC poprzez odniesienie do obowiązujących stóp rynkowych i wszelkiego porównywalnego finansowania dłużnego przez osoby trzecie, które może być dostępne w danym momencie.

(313)

Engie wyjaśniło również, że przygotowało dokument opisujący metodykę zastosowaną przy ustalaniu stóp procentowych. Engie uściśliło, że metodyka ta jest zgodna z polityką Engie w zakresie ustalania cen transferowych w odniesieniu do pożyczek i z zasadą OECD dotyczącą BEPS, zapewniającą, że stopa procentowa jest ustalana na warunkach rynkowych (zob. motyw 63).

(314)

Engie stwierdziło zatem, że oprocentowanie zarówno instrumentu WCF, jak i pożyczek akcjonariuszy jest proporcjonalne.

(315)

Po pierwsze, Engie podkreśliło, że należąca do grupy Engie jednostka handlowa („GEMS”), która może zostać wybrana na partnera umowy EMSA w wyniku postępowania o udzielenie zamówienia lub jako tymczasowe rozwiązanie awaryjne, będzie w pełni niezależna od jednostki Nuclear. Engie doprecyzowało, że od stycznia 2024 r. wprowadzono z jednej strony odpowiednie procedury przetargowe, a z drugiej strony zabezpieczenia w ramach grupy Engie, aby uniknąć jakiegokolwiek zaangażowania Electrabel w wybór partnera umowy EMSA.

(316)

Po drugie, Engie wskazało, że potencjalny wybór GEMS w przetargu na świadczenie usług w zakresie zarządzania energią nie stwarza ryzyka zamknięcia rynku. Engie argumentowało, że GEMS będzie działać jako strona na podstawie precyzyjnego mandatu określającego strategię składania ofert i zarządzania niezbilansowaniem (od której GEMS nie może odstąpić), otrzymywać wynagrodzenie w formie opłaty, a energia elektryczna pozostanie własnością BE-NUC do momentu jej sprzedaży. Jako że odnośnej sprzedaży BE-NUC nie można przypisać GEMS/grupie Engie, wyznaczenie GEMS na partnera umowy EMSA nie spowodowałoby zatem wzmocnienia pozycji Electrabel na rynku belgijskim.

(317)

Po trzecie, procedura przetargowa mająca na celu wybór partnera umowy EMSA jest zgodna z wymogami konkurencyjności, przejrzystości oraz niedyskryminacyjnego i bezwarunkowego charakteru określonymi w praktyce Komisji. Została ona opublikowana na szczeblu UE i będzie zawierać kryteria kwalifikacyjne (w szczególności dotyczące kondycji finansowej i doświadczenia operacyjnego wnioskodawcy). W związku z tym w przypadku wyboru GEMS w ramach procedury przetargowej wyznaczenie GEMS na partnera umowy EMSA można uznać za proporcjonalne. Engie dowodziło również, że w przypadku niepowodzenia procedury przetargowej i wyznaczenia GEMS na partnera umowy EMSA w ramach rozwiązania awaryjnego kryterium proporcjonalności zostałoby mimo wszystko spełnione: GEMS będzie otrzymywać wynagrodzenie zgodnie z warunkami rynkowymi, w przypadku braku porozumienia między stronami w wysokości ustalonej przez niezależnego eksperta, tak aby wynagrodzenie to nie przekraczało kwoty niezbędnej do osiągnięcia celu umowy EMSA. Ponadto Engie wyjaśniło, że wspomniane rozwiązanie awaryjne będzie jedynie tymczasowe, a państwo belgijskie natychmiast rozpocznie organizację nowego przetargu konkurencyjnego.

(318)

Engie wskazało, że łączna kwota limitu odpowiedzialności za odpady jest wystarczająca, aby pokryć wszelkie dodatkowe ryzyko, które nie zostało uwzględnione przy obliczaniu kwoty podstawowej. Engie zauważyło ponadto, że limit odpowiedzialności za odpady przeniesie na państwo znacznie mniejsze ryzyko niż miało to miejsce w przypadku niemieckiego precedensu zatwierdzonego przez Komisję. Engie argumentowało w szczególności, co następuje:

(319)

Engie stwierdziło zatem, że kwota do zapłaty przez Electrabel na podstawie porozumienia w sprawie odpadów odpowiednio pokryje niepewność przejętą przez rząd belgijski, a zatem będzie proporcjonalna.