Decizia 2370/21-feb-2025 privind măsura de ajutor de stat SA.106107 (2024/N) pe care Belgia intenţionează să o pună în aplicare... - Decizia 2370/21-feb-2025

1.PROCEDURA

(1)Prin scrisoarea din 21 iunie 2024, Belgia a notificat Comisiei măsura de sprijinire a prelungirii duratei de viaţă a două reactoare nucleare din Belgia [Doel 4 (denumit în continuare "D4") şi Tihange 3 (denumit în continuare "T3")], denumite împreună unităţile de exploatare pe termen lung (long-term operation - "LTO"). Aceasta a furnizat Comisiei informaţii suplimentare prin scrisorile din 9 şi 10 iulie 2024, în urma solicitării de informaţii transmise de Comisie la 4 iulie 2024.

2.DESCRIEREA DETALIATĂ A CONTEXTULUI

2.1.Flota nucleară din Belgia

(8)Până în 2022, flota nucleară a Belgiei era formată din şapte reactoare nucleare, patru localizate în Flandra (Doel) şi trei în Valonia (Tihange). Toate reactoarele au fost puse în funcţiune între 1975 şi 1985 (⁵) şi au fost construite de operatori de servicii de utilităţi publice (Ebes, Intercom şi Unerg), care au fuzionat în cele din urmă, devenind Electrabel SA (deţinută majoritar de Tractebel) în 1990 (denumită în continuare "Electrabel"). În 1996, Société Générale de Belgique (denumită în continuare "SGB") a devenit acţionarul majoritar al Tractebel, iar în 1999, Suez a achiziţionat aproape 100 % din SGB. În urma fuziunii dintre Suez şi Gaz de France (denumit în continuare "GDF") în 2008, beneficiarul real al Electrabel a fost Engie S.A. (denumită în continuare "Engie").

(9)Electrabel, o filială deţinută integral de Engie, a fost operatorul nuclear şi proprietarul majoritar al celor şapte reactoare nucleare din Belgia încă de la punerea lor în funcţiune. În prezent, drepturile de proprietate asupra reactoarelor nucleare belgiene sunt după cum urmează:

(10)În ceea ce priveşte capacităţile unităţilor LTO (a se vedea tabelul 2).

(11)Belgia explică faptul că toate reactoarele nucleare belgiene, inclusiv unităţile LTO, au fost proiectate şi exploatate ca unităţi de sarcină de bază, bazate pe tehnologia reactoarelor cu apă sub presiune (denumite în continuare "PWR"). Proiectul datează din anii 1970 şi este tipic pentru unităţile de sarcină de bază, cum ar fi reactoarele nucleare mai vechi din întreaga lume. Aceste unităţi sunt exploatate în mod obişnuit la capacitatea nominală maximă ori de câte ori sunt în funcţiune, spre deosebire de tehnologiile mai noi (generaţia III) care sunt capabile să funcţioneze flexibil, inclusiv să modifice puterea de ieşire în timp ("rampă" sau "urmărirea sarcinii") şi să asigure rezerve de reglare a frecvenţei şi de funcţionare (¹¹). În cazul funcţionării la sarcină de bază, puterea este, de obicei, redusă sau oprită numai atunci când este necesară pentru realimentarea planificată şi/sau întreţinerea periodică, întreţinerea urgentă neplanificată pentru remedierea problemelor legate de echipamentele instalaţiei sau constrângeri neprevăzute în materie de proiectare şi/sau siguranţă. Prin urmare, reducerea puterii de ieşire este determinată mai degrabă de nevoile operatorului nuclear sau ale operatorului de sistem de transport ("OST") decât de semnalele pieţei.

(12)Belgia clarifică faptul că reactoarele nucleare belgiene sunt limitate din punct de vedere tehnic de proiectarea lor, ceea ce restricţionează în mare măsură posibilităţile de modulare a producţiei, care a fost limitată pentru o lungă perioadă de timp la reglementările în materie de reţea. Acest lucru se datorează faptului că reactoarele nucleare belgiene sunt echipate exclusiv cu bare de control negre pentru reactoare, ceea ce restricţionează în mare măsură capacitatea de modulare, spre deosebire de cele gri (¹²). În schimb, de exemplu, unele dintre cele mai recente reactoare nucleare franceze sunt echipate atât cu bare de control negre, cât şi cu bare de control gri, astfel încât sunt proiectate şi construite cu scopul de a efectua modulări şi urmăriri ale sarcinii. Ca urmare a proiectului bazat pe bare de control negre în reactoarele nucleare belgiene, până de curând, modularea din motive economice a fost interzisă de Agenţia belgiană pentru securitate nucleară (denumită în continuare "AFCN/FANC") (¹³). Modularea a fost acceptabilă numai din motive tehnice sau la cererea OST din Belgia (Elia), pentru a evita un colaps (¹⁴).

(¹²)Barele de control "negre" ale reactorului (care sunt fabricate din carbură de bor) absorb toţi neutronii incidenţi. Acestea sunt concepute pentru a opri reactorul şi, prin urmare, pot crea un gradient puternic de temperatură şi stres termic în elementele combustibile în timpul unei modulări. Barele de control "gri" (care sunt fabricate din argint-indiu-cadmiu) absorb doar o parte din neutronii incidenţi şi sunt concepute pentru a asigura o putere de ieşire flexibilă a reactorului, deoarece provoacă depresiuni mult mai mici în fluxul neutronilor şi distribuţia puterii în proximitatea barelor şi, prin urmare, nu prezintă aceleaşi probleme de supraîncălzire a combustibilului.

(13)Cu toate acestea, potrivit Belgiei, ca răspuns la evoluţia generală a pieţelor energiei electrice şi la necesitatea de a introduce flexibilitate în funcţionarea lor, au fost efectuate studii privind autorizarea anumitor situaţii de modulare din motive economice (denumită în continuare "modularea economică"). În 2015, Engie, Electrabel şi autorităţile de reglementare din Belgia au lansat studii de securitate (¹⁵) pentru a analiza condiţiile care ar trebui îndeplinite pentru autorizarea anumitor modulări din motive economice, analizând, printre altele, impactul unei astfel de modulări asupra combustibilului nuclear. Studiul a concluzionat că pentru Tihange 3 şi Doel 4 ar putea fi acceptate maximum 30 de modulaţii economice per ciclu al combustibilului, cu condiţia respectării unei serii de condiţii tehnice - legate în principal de încălzirea şi răcirea elementului combustibil:

(14)În plus, modulările nu ar fi posibile în anumite perioade (¹⁷), cum ar fi:

(15)În urma acestor studii, AFNC/FANC a autorizat operatorul să efectueze până la 30 de modulări pe ciclu (¹⁸), ceea ce corespunde numărului maxim de modulări care pot fi efectuate în limitele actualei autorizaţii de funcţionare. Având în vedere aceste constrângeri, Engie a subliniat că fiecare decizie de modulare este evaluată cu prudenţă de către operator, întrucât implică riscuri multiple (de exemplu, producerea de efluenţi lichizi din cauza modulării, uzura mai rapidă a instalaţiilor, riscul declanşării opririi automate, daune potenţiale care ar face imposibilă repornirea reactorului etc.), toate acestea fiind în mare măsură documentate în literatura de specialitate (¹⁹).

(16)Potrivit Belgiei (pe baza contribuţiei Electrabel), în lumina stadiului actual al cunoştinţelor, nu există soluţii tehnologice disponibile pentru a spori flexibilitatea la un cost rezonabil şi într-un interval de timp rezonabil. Modernizarea tehnică pentru a transforma un reactor de sarcină de bază în instalaţie de urmărire a sarcinii şi pentru a permite o mai mare flexibilitate ar necesita o modificare completă a proiectului şi, în special, înlocuirea capului vasului de presiune al reactorului, care este o operaţiune foarte îndelungată şi complexă. În plus, aceasta ar necesita noi studii privind raportul de analiză a securităţii (Safety Analysis Report - SAR) şi o modificare semnificativă a autorizaţiei lor de funcţionare, care ar trebui să fie emisă de autorităţile belgiene competente în materie de securitate nucleară.

(17)În plus, Belgia (pe baza contribuţiei Electrabel) explică faptul că flexibilitatea reactoarelor este, de asemenea, limitată de caracterul specific al combustibilului lor şi de gestionarea perioadelor de întrerupere:

a)Combustibilul este adaptat pentru o durată specifică a ciclului şi pentru un anumit număr de modulări posibile. Creşterea flexibilităţii reactoarelor ar necesita modificarea îmbogăţirii combustibilului, ceea ce nu este posibil, deoarece combustibilul a fost deja comandat pentru întreaga durată a proiectului. În cazul în care unităţile LTO ar fi "modernizate" pentru a creşte numărul modulărilor disponibile, carburantul ar trebui comandat din nou, ceea ce ar fi nejustificat de costisitor.

b)Limitat din punct de vedere tehnic şi juridic de AFNC/FANC (²⁰), operatorul nuclear dispune doar de o marjă de manevră foarte limitată pentru planificarea perioadelor de întrerupere pentru întreţinere, lucrări şi realimentare. Perioadele planificate de întrerupere sunt foarte complexe de pus în aplicare şi trebuie pregătite cu luni sau chiar ani în avans. În cadrul REMIT (²¹), participantul la piaţă trebuie să facă publice în timp util datele perioadelor de întrerupere - de exemplu prin intermediul platformei NordPool pentru mesaje urgente de piaţă (UMM) (²²) - în general, în practică, cu 3 ani înainte. În plus, datele perioadelor de întrerupere pot fi modificate într-o foarte mică măsură odată ce au fost anunţate (având în vedere constrângerile operaţionale, cum ar fi disponibilitatea pieselor şi a contractanţilor), iar aceste modificări pot fi contestate de OST care, în cazul în care acesta din urmă consideră că abaterea duce la o perturbare a reţelei, poate solicita compensaţii din partea operatorului nuclear. În orice caz, datele perioadelor de întrerupere nu pot fi modificate după jumătatea lunii iulie a anului precedent fără aprobarea prealabilă a OST.

c)Din punct de vedere operaţional, unităţile LTO vor fi exploatate în cicluri ale combustibilului de 12 luni (în loc de cicluri de combustibil de 18 luni în prezent). Această decizie este luată ca urmare a unui echilibru economic:

- În primul rând, maximizarea perioadei de producţie a unităţilor LTO în cursul următoarelor ierni, atunci când cererea de energie electrică înregistrează cel mai ridicat nivel - şi preţurile, de asemenea - în timp ce producţia de energie electrică din surse regenerabile este mai scăzută. Prin urmare, s-a convenit ca unităţile LTO să fie exploatate într-un ciclu al combustibilului de 12 luni, astfel încât întreruperile periodice cauzate de realimentare să poată fi sincronizate şi să aibă loc în fiecare an în timpul verii.

- În al doilea rând, pentru a ţine seama de semnalele pieţei pe termen mediu şi lung, programarea perioadelor de întrerupere în lunile cu preţuri mai mici reprezintă o practică standard în industria nucleară. Prin urmare, încă de la început, planificarea în ansamblu a perioadelor de întrerupere în cadrul Doel 4 şi Tihange 3 a fost optimizată pentru a limita cât mai mult posibil impactul asupra preţului pieţei, datorită trecerii de la un ciclu al combustibilului de 18 luni la un ciclu al combustibilului de 12 luni (astfel cum se explică la punctul - de mai sus).

2.2.Eliminarea treptată a energiei nucleare în Belgia

(18)Astfel cum se descrie în secţiunea 2.1 din decizia de iniţiere a procedurii, în 2003, parlamentul federal belgian a adoptat o lege prin care se interzice construirea de noi unităţi nucleare destinate producţiei industriale de energie electrică prin fisiune nucleară în Belgia şi se limitează exploatarea reactoarelor deja existente la 40 de ani, instituind astfel eliminarea treptată a energiei nucleare în perioada 2015-2025 ("Legea din 2003" sau "Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare") (²³). Astfel cum se prevedea iniţial în Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare, Doel 3 şi Tihange 2 au fost deconectate permanent de la reţea la 23 septembrie 2022 şi, respectiv, la 31 ianuarie 2023. Prin legile din 18 decembrie 2013 şi 28 iunie 2015 (²⁴), legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare a fost modificată, iar durata de viaţă a celor mai vechi trei reactoare, Tihange 1, Doel 1 şi Doel 2, a fost prelungită cu 10 ani, până la 30 septembrie 2025, 14 februarie 2025 şi, respectiv, 30 noiembrie 2025 (prelungire cu 10 ani a duratei de viaţă) (²⁵).

(²³)A se vedea 31 ianuarie 2003, Wet houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie/Loi sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire ŕ des fins de production industrielle d'électricité. În conformitate cu Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare, datele de închidere a centralelor nucleare din Belgia ar fi fost 15 februarie 2015 (Doel 1), 1 decembrie 2015 (Doel 2), 1 octombrie 2022 (Doel 3), 1 iulie 2025 (Doel 4), 1 octombrie 2015 (Tihange 1), 1 februarie 2023 (Tihange 2) şi 1 septembrie 2025 (Tihange 3).

(²⁴)La 5 martie 2020, legea din 28 iunie 2015 a fost anulată de Curtea Constituţională (cauza 34/2020) - după pronunţarea unei hotărâri preliminare de către Curtea de Justiţie a Uniunii Europene (cauza C 411/17) - pe motivul că obligaţiile privind evaluarea impactului asupra mediului nu au fost respectate, menţinând în acelaşi timp efectele legii până la 31 decembrie 2022. La 11 octombrie 2022, după o evaluare a impactului asupra mediului, a fost adoptată o "lege privind reparaţiile", care a modificat datele de dezactivare. Legea privind reparaţiile a amânat dezactivarea Doel 1, Doel 2 şi Tihange 1 până în 2025.

(19)În conformitate cu Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare, Doel 4 şi Tihange 3 urmau să se închidă până în 2025. În consecinţă, începând din 2020, obiectivele strategice ale Engie în ceea ce priveşte activităţile nucleare au fost (i) retragerea din activităţile de producere a energiei nucleare din Belgia pentru a reduce riscul expunerii sale în calitate de operator nuclear la volatilitatea preţurilor de pe piaţă şi (ii) eliminarea producţiei de energie nucleară din cadrul activităţilor principale ale Engie. Începând din 2020, această retragere a condus la suspendarea tuturor studiilor referitoare la prelungirea duratei de viaţă a centralelor sale nucleare (toate localizate în Belgia). Comunicarea financiară a Engie începând din 2020 este în conformitate cu acest obiectiv strategic al retragerii şi a fost avută în vedere în ipotezele contabile utilizate pentru întocmirea situaţiilor financiare consolidate, în special în cadrul testelor de depreciere (²⁶).

(20)Tabelul 1 oferă o prezentare generală a celor şapte reactoare nucleare belgiene, inclusiv a structurii de proprietate, a capacităţii nete şi a datelor iniţiale de dezactivare, în conformitate cu Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare şi revizuirile ulterioare.

Reactor nuclear	Structura de proprietate	Capacitatea netă în 2023 (MWe)	Data dezactivării (Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare)	Data dezactivării (revizuită)
Doel 1	Electrabel (100 %)	445	15 februarie 2015	14 februarie 2025
Doel 2	Electrabel (100 %)	433	1 decembrie 2015	30 noiembrie 2025
Doel 3	Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %)	1 006	1 octombrie 2022	Dezactivare la 23 septembrie 2022
Doel 4	Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %)	1 026	1 iulie 2025	31 octombrie 2035 (^*1)
Tihange 1	Electrabel (50 %) EDF Belgium (50 %)	962	1 octombrie 2015	30 septembrie 2025
Tihange 2	Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %)	1 008	1 februarie 2023	Dezactivare la 31 ianuarie 2023
Tihange 3	Electrabel (89,807 %) Luminus (10,193 %)	1 030	1 septembrie 2025	31 octombrie 2035 (^*1)
Sursă: Autorităţile belgiene - Se face trimitere la site-ul web al Serviciului Public Federal ("SPF") Economie privind producţia de energie nucleară în Belgia, consultat ultima dată la 18 iunie 2024: Parc de production de centrales nucléaires en Belgique \| SPF Economie. După cum s-a indicat, Doel 3 şi Tihange 2 au fost dezactivate. Următorul raport include capacitatea netă anterioară a acestora: Agenţia Internaţională pentru Energia Atomică, Experienţa operaţională cu centrale nucleare din statele membre, Experienţa operaţională cu centrale nucleare din statele membre, AIEA, Viena (2022) (accesibil prin intermediul site-ului web FPS Economy).
(^*1) Data revizuită de dezactivare în cazul în care reactoarele nucleare sunt operaţionale la 1 noiembrie 2025; ultima dată posibilă pentru dezactivare este 31 decembrie 2037.

2.3.Decizia Belgiei de a utiliza în continuare energie nucleară

(21)La 18 martie 2022, guvernul federal belgian (denumit în continuare şi "guvernul belgian") a decis să reevalueze eliminarea treptată a energiei nucleare, permiţând prelungirea duratei de funcţionare [exploatare pe termen lung (denumită în continuare "LTO")] a celor două reactoare nucleare puse cel mai recent în funcţiune, Doel 4 şi Tihange 3, pentru o perioadă de 10 ani (denumit în continuare "proiectul LTO"). Decizia Belgiei a fost luată în contextul răspunsului european la războiul Rusiei împotriva Ucrainei (inclusiv necesitatea ca statele membre ale UE să îşi reducă consumul de gaze şi dependenţa de gaze) şi criza gazelor rezultată, precum şi preocupările deja existente cu privire la securitatea aprovizionării în Belgia (a se vedea, de asemenea, secţiunea 2.4 de mai jos), având în vedere nevoile sporite de electrificare (pentru a permite tranziţia energetică) şi disponibilitatea scăzută a flotei nucleare franceze în perioada 2021-2022 (din cauza unor probleme neprevăzute de coroziune şi a întreţinerii extinse pentru a-i prelungi durata de funcţionare) (²⁷).

(22)Ulterior, în 2022, guvernul belgian a început negocierile cu operatorul nuclear belgian, Electrabel, cu privire la punerea în aplicare a prelungirii duratei de viaţă. Motivele pentru care nu a organizat o licitaţie, care au fost furnizate de Belgia şi cu privire la care Comisia nu a emis rezerve în decizia de iniţiere a procedurii, sunt menţionate în considerentul 38 din decizia de iniţiere a procedurii şi includ:

a)Deţinerea know-how-ului şi a autorizaţiilor necesare: accesul la capacitatea de generare a energiei nucleare necesită un know-how special, inclusiv specific fiecărei ţări, care nu este disponibil pentru toţi actorii de pe piaţă, ceea ce Comisia a recunoscut anterior în ceea ce priveşte Electrabel în special (a se vedea nota de subsol 30 din decizia de iniţiere a procedurii) şi operatorii nucleari în general (a se vedea nota de subsol 31 din decizia de iniţiere a procedurii); know-how-ul, proprietatea intelectuală şi autorizaţiile relevante privind instalaţiile nucleare din Belgia sunt unice şi numai Electrabel le deţine în prezent.

b)Sincronizarea: intervalul de timp dintre decizia guvernului belgian privind proiectul LTO şi data planificată de repornire a unităţilor LTO este foarte scurt, iar o reîncepere până în septembrie (pentru Tihange 3) şi noiembrie (pentru Doel 4) 2025 necesită executarea anumitor lucrări pregătitoare şi studii de fezabilitate [denumite în continuare "Activităţi de dezvoltare" (a se vedea nota de subsol 32 din decizia de iniţiere a procedurii)] înainte de începerea efectivă a lucrărilor. Electrabel, în calitatea sa de unic operator nuclear în Belgia, era singura întreprindere care dispunea de cunoştinţele, resursele şi instrumentele unice pentru a desfăşura aceste activităţi în mod rapid şi eficient. Prin urmare, niciun alt operator în afară de Electrabel nu ar fi putut fi selectat printr-o procedură de licitaţie, iar lansarea unei proceduri de licitaţie pentru selectarea operatorului unităţilor LTO nu ar fi condus la un rezultat semnificativ, având în vedere particularităţile şi constrângerile proiectului LTO.

(23)Engie, societatea-mamă a Electrabel, a ezitat iniţial să înceapă negocieri cu Belgia cu privire la proiectul LTO, susţinând că tehnologia nucleară devenise prea costisitoare şi prea riscantă şi făcând trimitere la intenţia Engie de a înceta operaţiunile nucleare în Belgia după 2025 (a se vedea considerentul 19). Prin urmare, statul belgian a convenit cu Engie să instituie un mecanism de partajare, în mod echilibrat şi transparent, a riscurilor şi a recompenselor legate de prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare. Potrivit Belgiei, Engie a precizat de la bun început că, în lipsa unui mecanism de partajare a riscurilor şi a unui acord privind deşeurile nucleare rezultate din exploatarea celor şapte centrale nucleare din Belgia, aceasta nu ar lua în considerare prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare nucleare, care obligă Engie să îşi modifice în mod substanţial strategia întreprinderii şi expunerea la risc (²⁸).

(24)Procesul de negociere a fost descris în detaliu în secţiunea 3.1 din decizia de iniţiere a procedurii şi a condus la încheierea unui acord de punere în aplicare la 13 decembrie 2023, în vederea reînceperii exploatării unităţilor LTO înainte de iarna 2025-2026. Astfel cum s-a menţionat în considerentul 36 din decizia de iniţiere a procedurii, acordul de punere în aplicare constă în trei componente principale, toate având acelaşi scop de a sprijini executarea proiectului LTO:

(25)Acordul de punere în aplicare a fost modificat de două ori în cursul anului 2024 (²⁹). Conţinutul său este descris în detaliu în secţiunea 3.

(²⁹)La 10 mai 2024, un prim acord de modificare a vizat următoarele subiecte: modificarea anumitor condiţii ale expertului evaluator RFP, amânarea datei de închidere Target, anumite confirmări, modificări tehnice, corectarea unei erori în SPA ("acordul de achiziţie de acţiuni") II, termen suplimentar pentru încheierea ASA şi EMSA. La 15 iulie 2024, un al doilea acord de modificare a vizat următoarele subiecte: amânarea datei limită până la 21 februarie 2025, acordul privind condiţiile procesului de licitaţie al EMSA, anumite confirmări, modificarea tehnică a SPA I.

(26)Câteva dintre etapele importante ale proiectului LTO sunt:

c)Perioada de 3 ani cuprinsă între septembrie 2025 şi 31 decembrie 2028 ["data ajustării" (³⁰)] este "faza de repornire" şi va fi utilizată pentru a aduce unităţile LTO în conformitate cu cerinţele Autorităţii belgiene pentru securitate nucleară.

(27)Prin urmare, producţia de energie electrică în perioada 2026-2028 va fi relativ scăzută din cauza întreruperilor programate mai mult decât în mod obişnuit ale celor două reactoare în faza de repornire ["întreruperi programate ale LTO (³¹)"]. Se preconizează că indisponibilitatea unităţilor LTO în timpul întreruperilor programate ale LTO va fi de 24 de săptămâni pe an, iar aceasta în primii 3 ani de la data repornirii LTO.

(28)Pe lângă întreruperile programate ale LTO, se preconizează o întrerupere anuală normală a funcţionării centralelor nucleare ["întreruperi programate care nu sunt legate de LTO (³²)"] pentru întreaga perioadă de prelungire a duratei de viaţă [şi anume, în faza de repornire şi în faza de exploatare), cu până la 1 an înainte de încetarea funcţionării pentru Doel 4 şi până în ultimul an de funcţionare pentru Tihange 3. Se preconizează că fiecare întrerupere programată care nu este legată de LTO va dura 6 săptămâni. Prin urmare, în primii 3 ani de la repornirea LTO, se preconizează că cele două reactoare nucleare vor fi oprite timp de 30 de săptămâni pe an.

(29)Pe lângă întreruperile programate (LTO şi care nu sunt legate de LTO), pot exista probleme neplanificate şi neprevăzute care necesită închiderea suplimentară a unităţilor LTO. O rată de întrerupere forţată (forced outage rate - "FOR") de 10 % a fost presupusă în modelul financiar de semnare care stă la baza acordului de remunerare (Remuneration Agreement - "RA") (³³). Aceasta înseamnă că atât Doel 4, cât şi Tihange 3 au o rată-ţintă de disponibilitate de 90 % pe o perioadă de 10 ani, atunci când nu se iau în considerare întreruperile programate ale LTO şi care nu sunt legate de LTO.

(31)Capacitatea nominală de producţie de energie electrică, producţia anuală de energie electrică şi ponderea din cererea naţională de energie electrică din Belgia pentru Doel 4 şi Tihange 3, înainte şi după prelungirea duratei de viaţă, au fost rezumate în tabelul 2. Astfel cum reiese clar din tabelul 2, se preconizează că producţia anuală estimată de energie electrică a unităţilor LTO se va dubla după faza de repornire.

	Doel 4	Tihange 3
Înainte de prelungirea duratei de viaţă
Capacitatea nominală (date din 2022)	1 038 MWe	1 038 MWe
Producţia anuală de energie electrică (date din 2022)	8 940 GWh	7 366 GWh
Ponderea cererii de energie electrică din Belgia (date din 2022)	11 %	9 %
După prelungirea duratei de viaţă
Capacitatea nominală (date din 2023)	1 026 MWe	1 030 MWe
Producţia anuală de energie electrică (estimări)	2026-2028: 3 435 GWh după 2029: 7 158 GWh	2026-2028: 3 435 GWh după 2029: 7 186 GWh
Ponderea cererii de energie electrică din Belgia (estimări)	2026-2028: 3 %-4 % după 2029: 6 %-8 %	2026-2028: 3 %-4 % după 2029: 6 %-8 %
Sursă: AIEA PRIS, Asociaţia Nucleară Mondială; Studiu de flexibilitate şi adecvare pentru Belgia realizat de Elia (2024-2034).

2.4.Preocupări legate de adecvarea resurselor în Belgia

(32)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 17 din decizia de iniţiere a procedurii, începând din 2019, OST din Belgia, Elia, a efectuat trei studii privind adecvarea resurselor la nivel naţional ("NRAA din 2019", "NRAA din 2021" şi "NRAA din 2023"), toate identificând nevoia de noi capacităţi până în iarna 2025-2026, ca urmare a eliminării treptate (parţiale) a energiei nucleare din Belgia, care a început cu dezafectarea Doel 3 şi Tihange 2 în 2022 şi 2023 (a se vedea tabelul 1), coroborată cu dezafectarea capacităţilor de generare a energiei termice în ţările învecinate şi problemele cu activele nucleare din Franţa.

(33)Pentru a răspunde acestor preocupări legate de adecvarea resurselor, Belgia a instituit un mecanism de asigurare a capacităţii (capacity mechanism - "CM"), aprobat de Comisie în 2021 şi modificat ulterior de două ori (³⁴). CM reprezintă o măsură la nivelul întregii pieţe care compensează disponibilitatea centralelor de a furniza energie electrică în perioade predefinite, indiferent dacă produc sau nu. CM vizează abordarea preocupărilor legate de adecvarea resurselor în domeniul energiei electrice, sprijinind în acelaşi timp tranziţia energetică şi se va lansa în iarna anului 2025, în momentul în care se preconizează că cele două unităţi LTO vor fi, de asemenea, repornite (a se vedea considerentul 26).

(³⁴)A se vedea Decizia Comisiei din 27 august 2021, SA.54915 (2020/C) (ex 2019/N), Belgia, Mecanismul de remunerare a capacităţii de producţie (JO L 117, 19.4.2022, p. 40). Prima decizie de modificare: Decizia Comisiei din 29 septembrie 2023, SA.104336 (2023/N), Belgia, Modificări ale mecanismului de remunerare a capacităţii de producţie (JO C 265, 18.10.2023, p. 1). A doua decizie de modificare: Decizia Comisiei din 17 septembrie 2024, SA.114003 (2024/N), Belgia, Al doilea set de modificări ale mecanismului de remunerare a capacităţii de producţie (JO C, C/2024/6138, 14.10.2024).

2.5.Piaţa energiei electrice din Belgia

(34)Mixul energetic al Belgiei este dominat în prezent de producţia de gaze şi de energie electrică nucleară, deşi ponderea surselor regenerabile de energie a crescut constant în ultimii ani. În 2023, ponderea energiei nucleare, a gazelor şi a energiei din surse regenerabile în mixul de producţie a fost de 39,9 %, 21,4 % şi, respectiv, 32,7 % (³⁵).

(35)Potrivit Belgiei, principalii actori de pe piaţa producţiei de energie electrică, în ceea ce priveşte capacitatea instalată conectată la nivelul reţelei de transport, sunt Electrabel (9,3 GW în 2023 - 65 %), Luminus (2,2 GW în 2023 - 15 %), RWE (0,7 GW în 2023 - 5 %), Eneco (0,7 GW în 2023 - 5 %) şi TotalEnergies (0,6 GW în 2023 - 4 %). Belgia susţine că indicatorul HHI (³⁶) pentru concentrarea pieţei a scăzut de la 5 510 în 2016 la 4 431 în 2023, ceea ce se explică parţial prin dezvoltarea sporită a surselor regenerabile de energie (solară şi eoliană) de către actorii netradiţionali de pe piaţă (³⁷).

(36)Potrivit Belgiei, principalii actori în ceea ce priveşte producţia de energie electrică din instalaţiile conectate la reţeaua de transport din Belgia sunt Electrabel (39,1 TWh în 2023 - 70 %), Luminus (6,8 TWh în 2023 - 12 %), Eneco (2,5 TWh în 2023 - 4 %), TotalEnergies (2,4 TWh în 2023 - 4 %) şi RWE (2 TWh în 2023 - 4 %). Belgia susţine că indicatorul HHI pentru concentrarea pieţei a scăzut de la 6 372 în 2016 la 5 143 în 2023, datorită creşterii producţiei de energie electrică din surse regenerabile de energie (³⁸).

(37)Potrivit Belgiei, la nivelul comerţului cu amănuntul, în Belgia erau prezenţi în total 16 furnizori de energie electrică în 2023. Principalii furnizori de energie electrică furnizată sunt Electrabel (47 % în 2023), Luminus (18,2 % în 2023), TotalEnergies (5,5 % în 2023) şi Eneco (5,3 % în 2023), în timp ce numeroşi actori sunt de dimensiuni foarte mici (³⁹).

3.DESCRIEREA DETALIATĂ A MĂSURII

3.1.Obiectivele măsurii şi disfuncţionalităţile pieţei

(38)Prelungirea duratei de viaţă a celor două unităţi LTO va facilita dezvoltarea unei activităţi economice şi va contribui la abordarea preocupărilor legate de adecvarea resurselor în Belgia (a se vedea secţiunea 2.4). În plus, Belgia susţine că prelungirea duratei de viaţă a reactoarelor nucleare vizează, de asemenea, reducerea dependenţei de importuri în general şi de combustibilii fosili importaţi (în conformitate cu obiectivele REPowerEU) în special, contribuind astfel şi la decarbonizarea sistemului de energie electrică din Belgia, precum şi la furnizarea de capacitate de bază în contextul nevoilor sporite de electrificare în viitorul apropiat în Belgia.

(39)Belgia susţine că obiectivul măsurii de ajutor este de a remedia o serie de disfuncţionalităţi ale pieţei care împiedică Electrabel să continue exploatarea reactoarelor nucleare în Belgia fără contribuţii suplimentare din partea guvernului belgian (⁴⁰).

b)În al doilea rând, Belgia susţine că pieţele energiei electrice şi ale carbonului prezintă disfuncţionalităţi suplimentare ale pieţei care afectează în special stimulentele pentru investiţii în tehnologii cu emisii scăzute de dioxid de carbon, cum ar fi lipsa oportunităţilor de acoperire a riscurilor pe termen lung (acest lucru afectează în special tehnologiile curate care necesită capital din cauza expunerii lor la fluxuri volatile de venituri), acoperirea insuficientă a efectelor externe negative ale gazelor cu efect de seră [de exemplu, prin intermediul unui preţ al carbonului în schema europeană de comercializare a certificatelor de emisii ("ETS") sub costul social al carbonului şi lipsa unui semnal previzibil pe termen lung privind preţul carbonului din cauza volatilităţii structurale a EU ETS], precum şi lipsa stimulentelor pentru a investi într-un mix divers de producere a energiei, având în vedere natura stabilirii preţurilor centralelor electrice (pe bază de gaz) de origine fosilă pe pieţele energiei electrice care oferă o acoperire naturală împotriva riscurilor.

(40)Belgia susţine că, având în vedere aceste disfuncţionalităţi generale ale pieţei legate de investiţiile cu emisii scăzute de dioxid de carbon pe pieţele energiei electrice, precum şi riscurile suplimentare la care este expus un operator nuclear, se impune un angajament din partea guvernului belgian de a sprijini prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO. Prin urmare, Belgia susţine că obiectivul măsurii notificate este de a remedia aceste disfuncţionalităţi ale pieţei.

3.2.Modificarea măsurii de către Belgia în urma deciziei de iniţiere a procedurii

(42)În special, aceste modificări se referă la:

a)Transferul autorităţii decizionale privind modulările economice de la întreprinderea comună dintre statul belgian şi Electrabel, denumită BE-NUC (entitatea care va deţine 89,807 % din unităţile LTO, care iniţial era obligată prin contract să efectueze o modulare de fiecare dată când erau îndeplinite condiţiile prevăzute în contracte), către partenerul la contractul de servicii de gestionare a energiei (denumit în continuare "EMSA") (care vinde energie electrică nucleară pe piaţă) şi introducerea unor stimulente financiare în remunerarea partenerului EMSA, pentru a garanta în continuare o utilizare eficientă a stocului de modulări (a se vedea secţiunea 3.3.1.5). În consecinţă, pragul de modulare prestabilit fix de minus 20 EUR/MWh a fost eliminat, deoarece partenerul EMSA va avea stimulente adecvate pentru a decide când este modularea reactorului nuclear cea mai eficientă. Structura de remunerare modificată a fost, de asemenea, avută în vedere în strategia revizuită de ofertare şi dezechilibru (Bidding and Imbalance Strategy - "BIS").

3.3.1.Componenta 1: Mecanisme financiare şi structurale

a)Belgia reaminteşte că investiţiile nucleare sunt investiţii mari în infrastructură, cu amprente seculare, caracterizate de costuri iniţiale de capital şi perioade de construcţie considerabile, cu riscuri şi incertitudini semnificative, precum şi de perioade lungi de amortizare (⁴¹). Întrucât investiţiile comerciale în active nucleare sunt expuse unor riscuri incontrolabile şi cu impact potenţial ridicat în materie de politică, reglementare şi tehnologie, cu o structură predominant fixă a costurilor, performanţa lor financiară este deosebit de sensibilă la disponibilitatea efectivă şi la potenţialele depăşiri de costuri. Prin urmare, din punct de vedere istoric, reactoarele nucleare au fost finanţate în contextul proprietăţii publice şi/sau al unui cadru de reglementare favorabil care reduce expunerea la riscuri şi care asigură angajamentul pe termen lung din partea autorităţilor.

b)În majoritatea cazurilor recente de investiţii în active nucleare, finanţarea a fost sprijinită printr-un set de măsuri de reglementare menite să atenueze efectul potenţial al riscurilor de piaţă şi prin mecanisme specifice de limitare a expunerii la riscuri de natură tehnologică, de politică şi de reglementare specifice în domeniul nuclear. De exemplu, unele proiecte au fost dezvoltate în cadrul unui model de bază de active reglementate (regulated asset base - "RAB") (⁴²), pe care Belgia îl consideră a oferi un nivel ridicat de protecţie. Belgia a optat pentru un proiect de contract bidirecţional pentru diferenţe (denumit în continuare "CfD"). Pentru a asigura viabilitatea economică a proiectului, pachetul de măsuri al proiectului LTO a fost adaptat la nevoile investiţiei nucleare în cauză.

(⁴²)Modelele RAB au fost descrise pe larg în literatura de specialitate. A se vedea, de exemplu, Meshkat, Mustafa. "Building and Upgrading of Nuclear Power Plant Projects: Evaluation of Engineering, Procurement, Construction (EPC) and Regulated Asset Base (RAB) Models" [Evaluarea modelelor de inginerie, achiziţii publice, construcţii (EPC) şi a modelelor de bază de active reglementate (RAB)], Comparative Law Review, 14.2 (2023): pp. 1001-1022; Thomas, Steve, & al. "The proposed RAB financing method" (Metoda propusă de finanţare RAB), Nuclear Consult (2019).

d)În plus, Belgia observă că investiţiile în domeniul nuclear fac obiectul unor verificări stricte de către instituţiile financiare, în temeiul unor cerinţe ample privind diligenţa necesară pentru a evalua impactul potenţial al diferitelor tipuri de riscuri şi incertitudini, precum şi punând un accent esenţial pe structurarea generală a proiectelor. Experienţa din Europa sugerează, în special, că obţinerea de finanţare pentru investiţiile în domeniul nuclear este deosebit de dificilă, în absenţa unor mecanisme de protecţie adecvate (⁴³).

3.3.1.1.Acordul de dezvoltare în comun (Joint Development Agreement - "JDA")

(47)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 22, din cauza calendarului strict pentru repornirea LTO, operatorul nuclear, Electrabel, a identificat şi a convenit cu Belgia să întreprindă anumite activităţi de dezvoltare, care sunt necesare pentru a permite repornirea LTO în timp util şi pentru a îndeplini cerinţele şi aşteptările autorităţii pentru securitate, înainte de a încheia tranzacţia finală. Aceste activităţi de dezvoltare au fost prevăzute în JDA, care a fost modificat ultima dată la 18 iulie 2024 (JDA++) (⁴⁴).

(48)JDA++ stabileşte condiţiile în care Belgia prefinanţează costurile şi cheltuielile Electrabel pentru activităţile de dezvoltare (⁴⁵) până la adoptarea şi intrarea în vigoare a tuturor modificărilor legislative necesare (denumită în continuare "condiţia legislativă"). La scurt timp după îndeplinirea condiţiei legislative (la 15 iulie 2024), Electrabel a început să îşi finanţeze propriile costuri şi cheltuieli pentru activităţile de dezvoltare şi va continua să facă acest lucru până când valoarea finanţării Electrabel este egală cu suma prefinanţată de statul belgian (preconizată până la începutul anului 2025), după care Electrabel şi statul belgian vor finanţa în proporţii egale (50/50) costurile şi cheltuielile pentru activităţile de dezvoltare.

(49)Belgia susţine că prefinanţarea de către statul belgian a costurilor şi cheltuielilor pentru activităţile de dezvoltare este limitată la orice costuri şi cheltuieli (care urmează să fie) suportate efectiv de Electrabel, reprezentând 89,807 % din costurile totale ale activităţilor de dezvoltare. Se instituie un mecanism de control, precum şi de ajustare ("true-up") la sfârşitul perioadei contractuale. Belgia susţine, de asemenea, că mecanismele de finanţare în contextul JDA++ funcţionează în condiţii de concurenţă deplină şi pe baza raportului calitate-preţ.

3.3.1.2.Întreprindere comună ("JV") şi finanţare din partea acţionarilor

(50)Statul belgian va investi, împreună cu operatorul nuclear Electrabel, într-o întreprindere comună ("JV"), denumită BE-NUC, care va deţine 89,807 % din unităţile LTO (astfel cum deţine în prezent Electrabel). Restul de 10,193 % din unităţile LTO vor reveni Luminus. Electrabel şi statul belgian vor deţine fiecare 50 % din BE-NUC şi vor fi acţionari cu participaţii financiare egale (furnizarea de capital propriu şi împrumuturi din partea acţionarilor) şi cota din veniturile din vânzarea de energie electrică. BE-NUC, în calitate de coproprietar, va suporta 89,807 % din investiţiile necesare pentru extinderea operaţiunii şi, prin urmare, statul belgian va suporta în mod indirect 44,9035 % din costurile de investiţii legate de proiectul LTO. Restul de 10,193 % vor fi suportate de Luminus.

(54)Electrabel îşi va transfera drepturile de proprietate de 89,807 % asupra unităţilor LTO (precum şi autorizaţiile aferente şi orice alte active necesare) către BE-NUC, în schimbul distribuirii acţiunilor BE-NUC către Engie (fiind, la momentul respectiv, acţionarul unic al Electrabel). Contribuţia Electrabel la BE-NUC va fi evaluată în funcţie de valoarea reziduală a clădirii, de valoarea terenului şi de valoarea instalaţiilor imobile, astfel cum se descrie în considerentul 51 din decizia de iniţiere a procedurii.

(55)Această evaluare a contribuţiei Electrabel se reflectă în preţul de achiziţie de 24,7 milioane EUR (sub rezerva unor ajustări) care urmează să fie plătit de statul belgian pentru achiziţionarea de noi acţiuni şi pentru păstrarea unei participaţii de 50 % în cadrul BE-NUC. Consiliul de administraţie al BE-NUC va solicita unui auditor (statutar) sau unui contabil autorizat să întocmească un raport privind contribuţia în natură, analizând în special evaluarea aplicată şi metodele de evaluare utilizate în acest scop.

(57)În plus, instalaţiile imobile corespund echipamentelor LTO, care sunt achiziţionate în cadrul serviciilor LTO, al serviciilor O&M şi al serviciilor JDA şi care au fost instalate şi încorporate în unităţile LTO înainte de divizarea parţială. Din motive legate de legislaţia belgiană în materie de proprietate şi pentru a evita dubla contabilizare, aceste elemente specifice ale echipamentelor LTO nu sunt plătite direct, ci sunt avute în vedere în divizarea parţială, împreună cu terenul şi clădirile. În plus, Belgia confirmă că fluxurile de trezorerie aferente acestor elemente ale echipamentelor LTO sunt deja reflectate în modelul financiar de semnare.

(58)Un acord al acţionarilor între Electrabel, guvernul belgian şi BE-NUC a fost încheiat pentru a institui guvernanţa corporativă a BE-NUC şi drepturile fiecăruia dintre acţionarii săi. În conformitate cu acest acord, consiliul de administraţie al BE-NUC este format din patru directori, doi numiţi la propunerea guvernului belgian şi doi numiţi la propunerea Electrabel. Preşedintele şi directorul financiar al BE-NUC vor fi întotdeauna directori numiţi de guvernul belgian. Cvorumul în cadrul consiliului de administraţie se întruneşte cu majoritate simplă, iar hotărârile acestuia sunt adoptate cu majoritate simplă. Au fost puse în aplicare dispoziţii privind conflictele de interese.

(59)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 55 din decizia de iniţiere a procedurii, activele din afara Europei deţinute în prezent de Electrabel vor fi transferate către Engie. Engie, în calitate de societate-mamă a Electrabel, garantează că active în valoare de cel puţin 4 miliarde EUR sunt păstrate în cadrul Electrabel la momentul încheierii tranzacţiei (pe baza unei valori a capitalului propriu calculate la 30 iunie 2023). În plus, după încheiere, se aplică şi alte garanţii, cum ar fi monitorizarea continuă şi consolidată a poziţiei financiare a operatorului nuclear de către CPN/CNV şi garanţia neplafonată şi irevocabilă a societăţii-mamă acordate de Engie pentru anumite obligaţii ale operatorului nuclear.

(62)Contribuţia la capitalul social constă în:

(63)Belgia explică faptul că termenii şi condiţiile împrumutului din partea acţionarilor Electrabel şi ale împrumutului din partea acţionarilor guvernului belgian sunt identice. Ambele împrumuturi din partea acţionarilor vor fi acordate în condiţiile pieţei, la rate ale dobânzii care nu au fost încă stabilite, dar, conform Contractelor de împrumut din partea acţionarilor, urmează a fi stabilite de consiliul de administraţie al BE-NUC în conformitate cu acordul acţionarilor prin raportare la ratele predominante de pe piaţă şi la orice finanţare comparabilă prin îndatorare din partea terţilor care ar putea fi disponibilă la momentul relevant. În cadrul procedurii convenite între guvernul belgian şi Engie, Engie a întocmit o listă de termeni şi condiţii pentru ambele împrumuturi din partea acţionarilor. Lista de termeni şi condiţii descrie metodologia de stabilire a ratei dobânzii. Belgia susţine că această metodologie este în concordanţă cu politicile Engie de creditare în materie de stabilire a preţurilor de transfer şi este în conformitate cu principiul BEPS al OCDE (⁴⁶), asigurând faptul că rata dobânzii a fost stabilită în condiţii de deplină concurenţă. Conform listei de termeni şi condiţii, se preconizează că rata dobânzii va fi o rată fluctuantă, stabilită la rata EURIBOR la 6 luni (cu un prag minim de 0 %), la care se adaugă o marjă estimată de aproximativ [0-3] %.

(⁴⁶)BEPS înseamnă erodarea bazei impozabile [reducerea venitului impozabil (sau a bazei de impozitare) într-o ţară] şi transferul profiturilor (transferul profiturilor către ţări în care impozitele sunt mult mai mici sau inexistente). Principiile OCDE privind BEPS se referă la un set de orientări internaţionale menite să combată evitarea obligaţiilor fiscale de către întreprinderile multinaţionale. Acestea se asigură că întreprinderile plătesc impozite acolo unde realizează efectiv profituri şi îşi desfăşoară activităţile comerciale reale, în loc să transfere profiturile către ţări cu un nivel scăzut de impozitare.

(64)Belgia susţine că introducerea unui împrumut din partea acţionarilor în plus faţă de injecţia de capital rezultă din considerente financiare şi comerciale. Pe de o parte, acordarea de împrumuturi din partea acţionarilor acordă mai multă flexibilitate în conceperea graficelor de tragere şi rambursare. În special, dispoziţiile privind rambursarea împrumuturilor pot fi convenite cu mai puţine constrângeri de reglementare decât plăţile de dividende sau rambursările de titluri de capital. Pe de altă parte, împrumutul ar putea optimiza structura financiară în ceea ce priveşte venitul impozabil (până la 30 % din EBITDA poate fi rambursat pentru deducerea dobânzilor).

(65)Pe baza calculelor preliminare din modelul financiar de semnare, aportul total de capital social (injecţia de capital şi împrumuturile din partea acţionarilor) se ridică la [2 000-2 500] de milioane EUR (⁴⁷), sumă care urmează să fie asigurată în proporţie de 89,807 % atât de guvernul belgian, cât şi de Electrabel în condiţii pari passu în [...] tranşe de la [...] la [...] pentru a finanţa, printre altele, cheltuielile CAPEX ale proiectului LTO (restul de 10,193 % fiind finanţat de Luminus). Aportul de capital social urmează să fie rambursat acţionarilor BE-NUC printr-o serie de reduceri ale capitalului social şi rambursarea împrumuturilor din partea acţionarilor şi să fie remunerat prin distribuirea dividendelor şi a dobânzilor aferente împrumuturilor din partea acţionarilor. Împărţirea aportului de capital social ([2 000-2 500] de milioane EUR) în injecţie de capital şi împrumuturi din partea acţionarilor nu a fost încă decisă.

3.3.1.3.Acordul de remunerare

(67)Între BE-NUC, Luminus şi contrapartea RA a fost încheiat un acord de remunerare (RA), care va fi un serviciu autonom independent în materie de evidenţă contabilă în cadrul statului belgian ("BE-WATT"). RA urmăreşte să abordeze incertitudinea preţurilor de piaţă şi să reducă riscurile legate de veniturile proiectului LTO pentru proprietarii unităţilor LTO, BE-NUC şi Luminus. Prin urmare, BE-NUC şi Luminus ar trebui să primească venituri suficiente din exploatarea unităţilor LTO pentru a le asigura funcţionarea sigură şi fiabilă şi viabilitatea economică, permiţând în acelaşi timp acţionarilor să aibă în vedere rentabilitatea financiară necesară în conformitate cu condiţiile de piaţă.

(68)În special, Belgia clarifică faptul că principiile de finanţare ale tranzacţiei sunt următoarele:

b)Costurile de exploatare şi de întreţinere ale proiectului LTO sunt finanţate în principal din veniturile din exploatare ale LTO, prin care un flux de venituri din exploatare este asigurat prin CfD (în măsura în care sunt disponibile unităţile LTO) (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.2). Preţul de exercitare al CfD este estimat la nivelul care permite ca rata internă de rentabilitate ("RIR") preconizată a fluxurilor de trezorerie ale proiectului LTO să atingă RIR ţintă de 7 % (nominală şi după impozitare), în limitele intervalului de 6 %-8 % (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1).

c)Valoarea MOCP (cheltuieli de funcţionare şi o plată de capital minime) şi împrumuturile destinate "costurilor aferente perioadei de oprire" (sau "împrumuturile destinate costurilor de dezafectare - SDC") completează veniturile din exploatare ale LTO şi constau în măsuri de protecţie pentru a se asigura că BE-NUC dispune, în orice moment, de lichidităţi suficiente pentru a-şi plăti costurile de exploatare, de întreţinere şi de combustibil în scopul de a permite o exploatare sigură şi fiabilă a unităţilor LTO.

(70)În termeni generali, RIR (ţintă) este nivelul minim de rentabilitate pe care investitorii îl acceptă pentru a fi compensat pentru un anumit nivel de risc în cadrul unui proiect de investiţii. RIR ţintă este adesea denumită "pragul minim acceptabil de rentabilitate", care este pragul pe care RIR a unui proiect trebuie să îl egaleze sau să îl depăşească înainte de realizarea proiectului. Teoretic, pragul minim acceptabil de rentabilitate este egal cu suma costului capitalului (de exemplu, costul mediu ponderat al capitalului sau "WACC") şi o primă pentru pragul minim acceptabil de rentabilitate. Cu alte cuvinte, este vorba despre o combinaţie între ratele de rentabilitate ale activelor/proiectelor comparabile şi ajustările pentru alinierea la un anumit profil de risc, inclusiv primele specifice proiectului, pentru a acoperi riscurile suplimentare care nu pot fi diversificate.

(71)În speţă, costurile totale egalizate ale producerii de energie (denumite în continuare "LCOE") corespund nivelului minim al preţului mediu al energiei electrice (sau al preţului de exercitare din proiectul CfD) care trebuie obţinut pentru ca proiectul LTO să îşi atingă RIR ţintă. Astfel cum s-a menţionat în considerentul 72 din decizia de iniţiere a procedurii, preţul de exercitare preliminar din modelul financiar de semnare, bazat pe ipoteza unui cost de modernizare a unităţilor LTO de aproximativ [2-2,5] miliarde EUR, a fost stabilit la [80-90] EUR/MWh (la valorile din 2022). Belgia susţine că, atunci când se ia în considerare aplicarea mecanismului (intensificat) de partajare a pierderilor/câştigurilor (MPRA), preţul de exercitare, bazat pe modelul financiar de semnare, poate varia de la [80-90] EUR/MWh la [80-90] EUR/MWh (la valorile din 2022).

(72)Belgia susţine că RIR ţintă este o rată de rentabilitate prudentă, având în vedere expunerea la risc a proiectului LTO, având la bază: (i) un exerciţiu de analiză comparativă a ratelor de rentabilitate a altor investiţii nucleare la nivel mondial şi a altor active din sectorul energetic din Belgia (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1.1), (ii) o evaluare a costului capitalului BE-NUC [atât WACC, cât şi costul capitalului propriu ("CCP")] pe baza modelului de determinare a valorii CAPM (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1.2) şi (iii) o simulare a RIR ajustată la MPRA preconizată, având în vedere circumstanţele actualizate ale pieţei, care arată că RIR preconizată a proiectului LTO a scăzut în comparaţie cu momentul negocierii acordului de punere în aplicare (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1.3).

(73)Belgia a furnizat o valoare de referinţă internaţională a ratelor ţintă de rentabilitate şi de cost al capitalului pentru întreprinderile care exploatează centrale nucleare în diferite zone geografice, precum şi pentru centralele electrice pe bază de gaze remunerate în cadrul mecanismului de asigurare a capacităţii din Belgia şi pentru întreprinderile care exploatează alte tipuri de infrastructură de transport şi stocare a energiei în Belgia. Exerciţiul de analiză comparativă a fost ajustat după adoptarea deciziei de iniţiere a procedurii, în special în ceea ce priveşte o descriere suplimentară a naturii cadrelor de reglementare şi a eventualelor scheme suplimentare care afectează alocarea riscurilor pentru întreprinderile şi proiectele avute în vedere. Tabelul 3 oferă o imagine de ansamblu a ratei ţintă publice de rentabilitate sau a estimărilor WACC ale proiectelor şi întreprinderilor vizate de analiza comparativă.

Întreprinderea/proiectul în cauză şi dreptul de proprietate	Cadrul de reglementare şi perioada relevantă	Rata ţintă de rentabilitate după impozitare/WACC şi anul deciziei (⁴⁸)	Prima peste rata fără risc (⁴⁹)
Întreprinderi americane de servicii de utilităţi integrate pe verticală (Georgia Power şi Duke Energy), în cea mai mare parte aflate în proprietate privată	Modelul RAB [Perioada de 3 ani 2023-2025 pentru Georgia Power, din 2023 pentru Duke Energy în Carolina de Sud, din 2024 pentru Duke Energy în Carolina de Nord (ultimul an care face obiectul revizuirii)]	6,36 %-7,06 % (2022 şi 2023)	2,8 %-4,2 %
Întreprinderea de stat canadiană de servicii de utilităţi publice OPG (portofoliu de producţie, inclusiv, printre altele, centrale nucleare şi hidroelectrice)	Modelul RAB (perioada de 5 ani 2022-2026)	5,6 % (2021)	3,5 %-4,3 %
Centrala nucleară canadiană reabilitată Bruce A, aflată în proprietate privată	Contract bidirecţional pentru diferenţă cu preţ de exercitare bazat pe RIR ţintă (contract pe 25 de ani, de la reluarea exploatării)	10,6 %-13,8 % (2007)	6,0 %-9,7 %
Noua centrală nucleară Hinkley Point C (Regatul Unit), care nu este deţinută de statul britanic	Contract bidirecţional pentru diferenţă cu preţ de exercitare bazat pe RIR ţintă (contract pe 35 de ani, de la punerea în funcţiune)	9,25 %-9,75 % (2014)	5,8 %-7,5 %
Noua centrală nucleară Paks II din Ungaria, construcţie finanţată în proporţie de 100 % de stat	Remuneraţie bazată pe piaţă, sprijin din partea statului pentru finanţare CAPEX 100 %	7,38 %-8,4 % (2017)	3,9 %-5,2 %
Active nucleare existente în cadrul EDF din Franţa, EDF deţinută 100 % de stat	Reglementarea parţială a preţurilor (ARENH - în curs de restructurare); în cea mai mare parte expusă la piaţă până în 2026, necunoscută ulterior	7,6 % (2022)	4,9 %-6,2 %
Extinderea reactorului nuclear belgian Tihange 1, care nu este deţinut de statul BE	Remuneraţie bazată pe piaţă cu impozit pe profit excepţional (până în 2025)	9,3 % (2013)	5,9 %-6,9 %
CM din Belgia (centrale electrice pe bază de gaze)	Contract de capacitate (până la 15 ani pentru capacităţile nou construite)	7,6 % -8,6 % (2023) (⁵⁰)	5,5 %-6,5 %
Sursă: Memo Compass Lexecon, 29 noiembrie 2024, SA.106107 BE - Prolongation of two nuclear reactors - Assessment of Aid Proportionality: Analysis of risk allocation and return on investment ("SA.106107 BE - Prelungirea duratei de viaţă a două reactoare nucleare - Evaluarea proporţionalităţii ajutorului: Analiza alocării riscurilor şi a rentabilităţii investiţiilor").
(⁴⁸) În unele cazuri, decizia de reglementare a întreprinderii/proiectului în cauză se referă la rata ţintă de rentabilitate (de exemplu, în scopul stabilirii preţului de exercitare CfD) sau WACC (de exemplu, astfel cum se consideră în modelul RAB pentru a determina veniturile permise). Pentru fiecare întreprindere/proiect în cauză, se prezintă fie rata de rentabilitate, fie WACC luat în considerare în regimul de reglementare respectiv. Anul dintre paranteze se referă la anul în care a fost efectuată evaluarea/decizia privind rata ţintă de rentabilitate/WACC. (⁴⁹) În scopul comparabilităţii rezultatelor, punem accentul pe prima peste rata fără risc, şi anume diferenţa dintre rata ţintă de rentabilitate după impozitare/WACC evaluată şi rata fără risc de la momentul respectiv (prima peste rata fără risc la momentul evaluării/deciziei autorităţii de reglementare referitoare la activul/întreprinderea în cauză). (⁵⁰) WACC după impozitare a fost calculat pe baza WACC real înainte de impozitare specific tehnologiei (propus de CREG şi Elia, stabilit de ministrul energiei), astfel cum a fost aplicat pentru a determina parametrii de licitaţie ai CM.

(74)Tabelul 4 oferă o imagine de ansamblu a elementelor care abordează riscurile din cadrul proiectelor sau al întreprinderilor vizate de analiza comparativă.

	Bruce A	Tihange 1	Hinkley Point C	CM din Belgia	Active nucleare existente în cadrul EDF din Franţa	Paks II	Unităţi LTO	(^*2) OPG	(^*2) Georgia Power, Duke Energy Carolina de Sud şi de Nord
Portofoliu/riscuri	4 unităţi nucleare reabilitate	1 unitate nucleară reabilitată	1 centrală nucleară nouă (2 unităţi)	/	Flotă nucleară (57 de unităţi)	1 centrală nucleară nouă (2 unităţi)	2 unităţi nucleare reabilitate	Unităţi nucleare şi hidrocentrale reabilitate	Integrate pe verticală, inclusiv reţele, tehnologii nucleare şi alte tehnologii.
Construcţii	Ajustarea preţului de exercitare	-	-	-	-	100 % finanţare din partea statului + sumă forfetară EPC	Ajustarea preţului de exercitare	RAB	RAB
Piaţă	CfD bidirecţional	-	CfD bidirecţional	Contract de capacitate	ARENH (reglementarea parţială a preţurilor)	-	CfD bidirecţional	RAB	RAB
Operaţiune	Indexarea/ajustarea preţului de exercitare; Transferul costului combustibilului	-	Indexarea/ajustarea preţului de exercitare	-	-	-	Indexarea/ajustarea preţului de exercitare + MOCP	RAB	RAB
Finanţare	-	-	Garanţie pentru credit	Contract de capacitate	Deţinut de stat	100 % finanţare din partea statului	MOCP/ Împrumut SDC	RAB	RAB
Politică	-	Protecţie juridică	Protecţie juridică	-	Deţinut de stat	100 % finanţare din partea statului	Protecţie juridică	RAB	RAB
Sursă: Memo Compass Lexecon, 29 noiembrie 2024, SA.106107 BE - Prolongation of two nuclear reactors - Assessment of Aid Proportionality: Analysis of risk allocation and return on investment ("SA.106107 BE - Prelungirea duratei de viaţă a două reactoare nucleare - Evaluarea proporţionalităţii ajutorului: Analiza alocării riscurilor şi a rentabilităţii investiţiilor").
(^*2) Compass Lexecon observă că nu poate aprecia profilul exact de risc pe baza cadrului de reglementare pentru întreprinderile de servicii de utilităţi publice din SUA şi Canada, deoarece nu deţine informaţii detaliate.

(75)Potrivit Belgiei, acest exerciţiu de analiză comparativă evidenţiază trei elemente:

a)Întreprinderile şi proiectele reglementate incluse în această analiză nu sunt direct comparabile cu BE-NUC, deoarece prezintă diferenţe fie în ceea ce priveşte cadrul de reglementare/schema de finanţare şi alocarea riscurilor rezultate şi/fie pentru că acestea cuprind alte tipuri de active (care diversifică şi atenuează riscurile corespunzătoare domeniului nuclear). Nu există o întreprindere direct comparabilă, dar valoarea de referinţă constă într-o selecţie de întreprinderi şi proiecte cu caracteristici individuale relevante, cum ar fi geografia, tehnologia activelor, activele existente/noi, piaţa şi cadrul de reglementare/sprijin. Totuşi, aceste întreprinderi şi proiecte comparabile nu se aseamănă cu BE-NUC în nicio privinţă. În pofida acestor limitări, valoarea de referinţă furnizează în continuare informaţii relevante pentru evaluarea parametrilor de remunerare (rata ţintă de rentabilitate/WACC), ţinând seama de particularităţile fiecărei întreprinderi sau fiecărui proiect în parte şi de profilurile de risc asociate. Prin urmare, valoarea de referinţă prezentată ar trebui înţeleasă ca fiind relevantă pentru evaluarea şi contextualizarea unor intervale rezonabile bazate pe piaţă ale parametrilor de remunerare.

b)Valoarea de referinţă subliniază că primele peste rata fără risc scad odată cu diversificarea portofoliului, cu o expunere mai scăzută la risc (la riscuri de construcţie, de piaţă, de exploatare, de finanţare şi de politică) şi, eventual, natura proprietarului/operatorului, întreprinderile de servicii de utilităţi existente, deţinute de stat sau finanţate de stat putând beneficia de costuri de finanţare mai mici (a se vedea tabelul 3 şi tabelul 4).

- La limita superioară, unitatea nucleară unică Tihange 1 prezintă o primă ridicată (5,9 %-6,9 %), deoarece proprietarii suportă riscuri de investiţii şi de exploatare, în timp ce veniturile de pe piaţă sunt incerte, iar creşterile pieţei sunt plafonate. Hinkley Point C prezintă, de asemenea, o primă relativ ridicată (5,8 %-7,5 %), care poate fi explicată prin natura activelor (noua centrală nucleară unică) şi prin riscurile semnificative de construcţie/operaţionale suportate de acţionari, în pofida CfD şi a altor măsuri de protecţie. În mod similar, prima de risc pentru Bruce Power, societate privată care îşi desfăşoară activitatea doar în sectorul nuclear şi care beneficiază de un contract pentru diferenţă (inclusiv alte sisteme de partajare a riscurilor), este relativ ridicată (6,0 %-9,7 %). Acestea fiind spuse, remuneraţia pentru această centrală a fost stabilită în 2007, într-un context de finanţare şi de piaţă diferit.

c)În ansamblu, Belgia subliniază că expunerea la risc a BE-NUC la nivelul diferitelor dimensiuni se situează între expunerea la risc a activelor şi a utilităţilor care beneficiază de un model RAB şi a celor care beneficiază de un contract pentru diferenţă şi/sau de alte tipuri de remunerare bazată pe piaţă. RIR ţintă nominală după impozitare a BE-NUC ("RIR a proiectului") de 7 % (şi intervalul său de prag cuprins între 6 % şi 8 %) prezintă o primă de 3 %-5 %, având în vedere o rată medie fără risc de aproximativ 3 %. Pe baza dovezilor empirice, prima implicită a RIR a proiectului în cadrul RA se situează la limita inferioară a cerinţelor investitorului pentru proiectele/întreprinderile vizate de analiza comparativă şi aproape de primele estimate pentru activele diversificate ale utilităţilor în cadrul schemelor RAB, care au o expunere mai redusă la riscuri specifice nuclearului şi, în mod previzibil, riscuri mai mici de a înregistra pierderi în materie de investiţie şi rentabilitate.

(78)Belgia a obţinut estimări pentru WACC şi pentru CCP cu excluderea efectului de levier, cuprinse între 6,2 % şi 7,4 % (ceea ce reprezintă o primă de risc pentru proiect cuprinsă între 3,1 % şi 4,3 % peste rata fără risc). Potrivit Belgiei, acest lucru demonstrează şi confirmă, de asemenea, că RIR ţintă de 7 % este proporţională şi nu conduce la supracompensare. Secţiunile de mai jos explică în detaliu modul în care au fost estimate intervalele WACC şi CCP.

(79)Primul indicator pentru estimarea costului de capital este WACC, care reprezintă rata minimă de rentabilitate pe care proiectul trebuie să o ofere pentru a atrage capital. Această rentabilitate minimă reprezintă rentabilitatea pe care investitorii potenţiali ar putea-o obţine dacă ar decide să investească într-un alt proiect cu caracteristici echivalente în ceea ce priveşte fluxul de numerar, calendarul şi riscul. WACC după impozitare se calculează cu ajutorul formulei de mai jos:

(80)Prin urmare, WACC este suma dintre (i) CCP ponderat proporţional cu valoarea de piaţă a capitalurilor proprii din capitalul total (wE) şi (ii) costul datoriilor (după impozitare) ponderat cu cota valorii de piaţă a datoriei în capitalul total (1-wE). CCP se calculează pe baza modelului de determinare a valorii activelor financiare ("CAPM"), un model standard de măsurare a rentabilităţii solicitat de un investitor pentru a acoperi costul de oportunitate al valorii pecuniare pe un orizont de investiţii stabilit (rata fără risc) şi pentru expunerea la riscul de piaţă (⁵¹). Expunerea la riscul de piaţă este reflectată de valoarea beta a capitalului propriu care include şi efectul de levier (

E). Din cauza volatilit

ţii parametrilor, datele de intrare ale CAPM au fost calculate în intervale.

(81)În ceea ce priveşte calculul coeficientului beta al capitalului propriu care include şi efectul de levier, Belgia susţine că, întrucât JV este o societate nouă şi privată care deţine două unităţi LTO nucleare cu o producţie preconizată pe 10 ani, coeficientul său beta nu poate fi calculat pe baza datelor de piaţă sau istorice şi, prin urmare, trebuie să fie estimat prin intermediul unui grup de societăţi comparabile cotate la bursă. Cu toate acestea, având în vedere că nu există întreprinderi comparabile de servicii de utilităţi care să aibă o expunere de 100 % la generarea de energie nucleară, Belgia a luat în considerare un eşantion de cinci întreprinderi europene de servicii de utilităţi, cotate la bursă şi având cea mai mare expunere la activităţile nucleare, şi anume proiecte comparabile cu o producţie de 15 %-65 % utilizând centrale nucleare, în cadrul unui portofoliu diversificat (a se vedea tabelul 5).

Societatea	% Mix energetic nuclear 2022/2023	Valorile beta ale activelor (cu excluderea efectului de levier)
Grupul CEZ	[60 -70 ] %	[0,40 -1,00 ]
Fortum Oyj	[50 -60 ] %	[0,40 -1,00 ]
UPM-Kymmene Oyj	[40 -50 ] %	[0,40 -1,00 ]
Endesa, S.A.	[40 -50 ] %	[0,40 -1,00 ]
Iberdrola, S.A.	[10 -20 ] %	[0,40 -1,00 ]
Media aritmetică	-	[0,40 -1,00 ]
Mediană	-	[0,40 -1,00 ]
Sursă: Evaluarea proporţionalităţii ajutorului: Analiza actualizată a alocării riscurilor şi a rentabilităţii investiţiilor, Compass Lexecon, 29 noiembrie 2024.

(82)Belgia a explicat că fiecare unitate în cauză este o întreprindere de servicii de utilităţi cotată la bursă, cu un portofoliu diversificat, având o expunere semnificativă la activele de reţea reglementate de RAB şi/sau la activele din domeniul energiei din surse regenerabile care beneficiază de sprijin, spre deosebire de întreprinderea comună, care este o entitate privată cu o expunere de 100 % la producerea de energie nucleară supusă RA. Prin urmare, riscurile sistemice estimate pe baza acestor întreprinderi comparabile ar subestima probabil riscul sistemic al BE-NUC.

(83)Belgia a utilizat parametrii din tabelul 6 pentru a-i introduce în formula WACC şi, pe baza acestora şi a factorilor de producţie suplimentari, observaţi pe parcursul anului 2023, a obţinut un WACC teoretic care se situează între 6,2 % şi 7,4 %, incluzând o primă de 3,1 %-4,3 % peste rata fără risc.

Parametru	Ipoteză/abordare	Estimare (^*3)
Rata fără risc	intervalul din 2023 al randamentelor obligaţiunilor de stat belgiene (OLO) cu scadenţa la 10 ani	2,5 %-3,6 %
Prima de risc de piaţă de capital propriu	Estimări ale experţilor pentru pieţele mature	4,6 %-6,0 %
Coeficientul beta (cu excluderea efectului de levier)	Mediana şi media elementelor comparabile	[0,40 -1,00 ]-[0,40 -1,00 ]
Efectul de levier vizat	Mediana şi media elementelor comparabile	53,0 %-54,4 %
Coeficientul beta (care include şi efectul de levier)	Formula Hamada cu efect de levier vizat	[0,40 -1,00 ]-[1,00 -1,60 ]
Costul capitalurilor proprii (care include şi efectul de levier)	CAPM	7,4 %-9,3 %
Costul datoriilor înainte de impozitare	Rata fără risc + prima de risc pentru întreprinderi din sectorul energetic	5,3 %-5,5 %
Ponderea datoriei în capitalul total	Derivat din efectul de levier vizat	34,6 %-35,2 %
Rata de impozitare	Rata impozitului pe profit în Belgia	25 %
WACC înainte de impozitare	Utilizarea costului capitalului mobilizat şi a costului datoriilor înainte de impozitare	6,7 %-7,9 %
WACC după impozitare	Utilizarea costului capitalului mobilizat şi a costului datoriilor după impozitare	6,2 %-7,4 %
Sursă: Evaluarea proporţionalităţii ajutorului: Analiza actualizată a alocării riscurilor şi a rentabilităţii investiţiilor, Compass Lexecon, 29 noiembrie 2024.
(^*3) Intervalul corespunde evoluţiei istorice de la începutul până la sfârşitul anului 2023.

(84)A doua metodologie se bazează pe CCP, care măsoară rentabilitatea proiectului necesară pentru acţionari, presupunând că nu există finanţare prin îndatorare, astfel cum este cazul proiectului LTO. Deşi abordarea CCP utilizează, de asemenea, CAPM, aceasta se bazează pe CCP cu excluderea efectului de levier (şi anume, fără grad de îndatorare financiară) (⁵²). CCP cu excluderea efectului de levier se calculează după cum urmează:

(⁵²)Spre deosebire de "coeficientul beta care include şi efectul de levier", denumit şi "coeficientul beta", care compară volatilitatea rentabilităţii datoriilor şi a capitalurilor proprii ale unei întreprinderi cu cele ale pieţei mai extinse (de exemplu, o societate cu un coeficient beta de 1,4 are o rentabilitate de 140 % la fel de volatilă ca piaţa cu care este comparată), "coeficientul beta cu excluderea efectului de levier", denumit şi "coeficientul beta al activelor", măsoară riscul de piaţă al întreprinderii fără impactul datoriei pentru a izola riscul datorat exclusiv activelor societăţii.

(85)Pentru a estima fiecare parametru al ecuaţiei CCP (a se vedea tabelul 7), s-a utilizat următoarea abordare:

a)Rata fără risc este aproximată de randamentele obligaţiunilor de stat belgiene (denumite în continuare "OLO" (⁵³)) cu scadenţa la 10 ani, care au fluctuat pe parcursul anului 2023 în intervalul 2,5 %-3,6 %. Pentru estimarea primei de risc (de piaţă) de capital propriu, au fost luate în considerare diverse surse externe, din care s-a reţinut un interval cuprins între 4,6 % şi 6 %:

(86)Introducerea estimărilor de mai sus în ecuaţia CCP oferă o estimare pentru CCP cu excluderea efectului de levier în intervalul 6,2 %-7,5 % (a se vedea tabelul 7), inclusiv o primă cuprinsă între 3,1 % şi 4,3 % peste rata fără risc, care este în concordanţă cu rezultatele obţinute pentru WACC.

Parametru	Ipoteză/abordare	Estimare
Rata fără risc	intervalul din 2023 al randamentelor obligaţiunilor de stat cu scadenţa la 10 ani	2,5 %-3,6 %
Prima de risc de piaţă de capital propriu	Estimări ale experţilor pentru pieţele mature	4,6 %-6,0 %
Coeficientul beta (cu excluderea efectului de levier)	Mediana şi media elementelor comparabile	[0,40 -1,00 ]-[0,40 -1,00 ]
Costul capitalurilor proprii (cu excluderea efectului de levier)	CAPM	6,2 %-7,5 %
Sursă: Evaluarea proporţionalităţii ajutorului: Analiza actualizată a alocării riscurilor şi a rentabilităţii investiţiilor, Compass Lexecon, 29 noiembrie 2024.

(87)Luând în considerare parametrii estimaţi mai sus (pentru intervalele posibile pe parcursul anului 2023), Belgia estimează trei scenarii plauzibile pentru CCP cu excluderea efectului de levier la momentul încheierii acordului dintre părţi în 2023, corespunzând unui interval cuprins între 6,8 % şi 7,3 % (a se vedea tabelul 8).

	Limita inferioară	Scenariu de bază	Limita superioară
Rata fără risc (media pentru 2023)	3,11 %
Prima de risc de capital propriu (media pentru 2023)	5,27 % (media Damodaran pentru 2023)	5,51 % (media Damodaran şi Kroll)	5,75 % (media Kroll pentru 2023)
Coeficientul beta cu excluderea efectului de levier (medie comparabilă)	[0,40 -1,00 ] (media aritmetică, cu excepţia Iberdrola)	[0,40 -1,00 ] (mediana a 5 întreprinderi)	[0,40 -1,00 ] (media aritmetică a Fortum şi CEZ)
Grad de îndatorare financiară	0 %
Costul capitalurilor proprii (cu excluderea efectului de levier)	6,8 %	7,1 %	7,3 %
Sursă: SA.106107 Notă suplimentară Explicaţii suplimentare privind intervalul de estimări ale costurilor de capital ale Compass Lexecon la 5 decembrie 2024.

(88)Belgia recunoaşte limitările abordării CAPM în ceea ce priveşte estimarea costului de capital al BE-NUC, având în vedere lipsa unor întreprinderi direct comparabile cotate la bursă şi particularităţile profilului de risc şi ale abordării în materie de finanţare a proiectului (⁵⁴). În special, Belgia invocă specificitatea sectorului nuclear şi comparabilitatea limitată cu alte grupuri de active.

(89)În plus, Belgia discută despre diferite prime solicitate de obicei de investitori pentru a investi în practică în proiecte de investiţii pe termen lung comparabile în raport cu estimarea WACC obţinută prin aplicarea abordării CAPM. Belgia prezintă o posibilă justificare pentru necesitatea de a contabiliza această primă în raport cu estimarea WACC în ceea ce priveşte riscul de blocare a capitalului pentru proiectele de investiţii pe termen lung care nu pot fi diversificate şi care nu sunt recompensate în temeiul CAPM (⁵⁵). În plus, un alt argument invocat pentru a justifica necesitatea de a contabiliza o primă se referă la deficitul de capital pentru atingerea obiectivelor politicii energetice în Europa, întrucât există o concurenţă puternică pentru investiţii între proiectele disponibile, ceea ce creşte rata de rentabilitate necesară pentru a atrage capital. Belgia susţine că este o practică obişnuită în rândul întreprinderilor de servicii de utilităţi să adauge o primă cuprinsă în intervalul 1,5 % - 4 % şi oferă câteva exemple pentru a dovedi acest lucru (⁵⁶). În cele din urmă, Belgia susţine, de asemenea, că o altă justificare pentru contabilizarea unei prime de finanţare în raport cu estimarea WACC este prima de lipsă de lichiditate (⁵⁷), având în vedere natura acestei investiţii, care este susţinută atât de studii academice (care indică un interval relevant cuprins între 0,7 % şi 7,3 %) (⁵⁸), cât şi de practicienii din industrie (⁵⁹). Aceste prime ar putea fi adăugate la estimările WACC sau CCP obţinute prin abordarea CAPM, astfel cum s-a explicat în secţiunile anterioare, şi ar putea justifica argumentul Belgiei potrivit căruia RIR ţintă este o rată de rentabilitate prudentă, având în vedere expunerea la risc a proiectului.

(⁵⁶)A se vedea, de exemplu, CEER, 2017: pp. 115-119: "Primele pentru costul capitalului pentru reţelele de energie electrică au variat între 0,6 % şi 3,5 %, în funcţie de vechimea investiţiei (şi anume noua investiţie) şi de calitatea aprovizionării". Elia, Studiu de flexibilitate şi adecvare pentru Belgia 2024-2034, p. 382: În studiul de flexibilitate şi adecvare pentru Belgia, comportamentul investitorilor a fost modelat cu o abordare care nu încurajează asumarea de riscuri prin adăugarea la WACC a unei prime pentru pragul minim acceptabil de rentabilitate de 3,0-8,0 % pentru a compensa riscurile suplimentare. În special pentru proiectele nucleare, Oxera a estimat o primă suplimentară de 2,0-4,0 %, din care jumătate ar putea fi atribuită costului capitalului propriu pentru orice producător "având în vedere pieţele liberalizate ale energiei electrice", iar cealaltă jumătate unor "riscuri tehnologice şi de construcţie" (Oxera, 2005:4). Engie necesită o RIR medie realizată cu excluderea efectului de levier de [0-5] % peste WACC. Fortum necesită o primă de [0-5]-[0-5] %, în funcţie de tehnologie. Marja ţintă a Iberdrola pentru costul WACC este stabilită la [0-5] %.

(⁵⁷)Tranzaţionabilitatea sau lichiditatea unui activ se referă la măsura în care acesta poate fi convertit rapid în numerar fără a suporta costuri mari de tranzacţionare sau concesii de preţ. Potrivit Belgiei, lipsa de lichiditate este importantă pentru investitori, deoarece aceştia pretind rentabilităţi mai mari din activele mai puţin lichide decât din alte active mai lichide similare. Cu alte cuvinte, sunt necesare rentabilităţi mai mari pentru compensarea costului de oportunitate al neinvestirii într-un activ tranzacţionabil şi a suportării riscului de pierdere din investiţia nelichidă.

(92)Figura 1 indică curbele preţurilor iniţiale la sfârşitul anului 2023 (şi anume la momentul semnării contractelor). În cadrul diferitelor previziuni privind preţurile, preţurile pieţei încep - în scenariul central prezentat cu linii neîntrerupte - la o valoare de 120 EUR/MWh în 2025, scăzând către o valoare medie de 87 EUR/MWh în perioada de până în 2033.

Notă:

Numele fiecărui furnizor de servicii nu poate fi afişat din motive de confidenţialitate. Liniile neîntrerupte reprezintă previziunile de preţ ale diverşilor furnizori în scenariul central, iar liniile punctate corespund scenariului evolutiv. Zona gri [eliminată din motive de confidenţialitate] reprezintă intervalul de preţuri pentru ajustările MPRA ale preţului de exercitare, şi anume intervalul de preţuri de piaţă în care este ajustat preţul de exercitare, astfel cum s-a prevăzut iniţial în RA, fără a lua în considerare actualizarea menţionată în secţiunea 3.3.1.3.2. Peste (sub) acest interval, preţul de exercitare este ajustat la limita superioară (inferioară).

(93)Figura 2 arată că previziunile actuale privind preţul energiei în scenariul central (⁶⁰), afişate cu linii neîntrerupte, au scăzut în comparaţie cu cele utilizate la momentul modelului financiar de semnare. [...] previziunea preţurilor în scenariul central din T4 2022, utilizată, printre altele, drept curbă de referinţă în modelul financiar de semnare, este prezentată, de exemplu, cu o linie punctată roşie în acest grafic. Deşi, la sfârşitul anului 2022, preţurile au fost estimate la 120 EUR/MWh în 2025, acestea sunt estimate în prezent la 85 EUR/MWh sau chiar mai puţin în 2025. Evoluţiile pieţei începând din 2022 au redus preţurile angro preconizate ale energiei electrice în următorul deceniu, în special din cauza previziunilor privind scăderea preţurilor materiilor prime (gaze şi CO2), printre altele. Figura 2 arată, de asemenea, că previziunile actuale din scenariul central prognozează preţuri relativ fixe în perioada 2025-2035, variind de la 69 EUR/MWh la 86 EUR/MWh.

Notă:

Liniile neîntrerupte reprezintă previziunile de preţ în scenariul central, în toamna anului 2024. Prin comparaţie, linia punctată corespunde previziunii preţurilor de [...] în T4 2022, utilizată în modelul financiar de semnare. Zona gri [eliminată din motive de confidenţialitate] reprezintă intervalul de preţuri pentru ajustările MPRA ale preţului de exercitare, şi anume intervalul de preţuri de piaţă în care este ajustat preţul de exercitare, astfel cum s-a prevăzut iniţial în acordul de remunerare, fără a lua în considerare actualizarea menţionată în secţiunea 3.3.1.3.2. Peste (sub) acest interval, preţul de exercitare este ajustat la limita superioară (inferioară).

(95)Belgia susţine că zona gri indicată în figurile de mai sus reprezintă intervalul de preţuri (astfel cum s-a prevăzut iniţial în RA) pentru ajustările MPRA ale RIR ţintă, şi anume intervalul de preţuri de piaţă în care este ajustată RIR ţintă (⁶¹). Aşteptările mai reduse privind preţurile pieţei sugerează apoi o scădere a RIR preconizată ajustată de MPRA. Conform parametrilor MPRA prevăzuţi iniţial în acord, RIR preconizată a proiectului LTO ar fi anticipată în T3 din 2024 la 6,7 % (dacă sunt respectate toate ipotezele din modelul financiar de semnare). Având în vedere parametrii MPRA actualizaţi (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.2), în contextul cărora veniturile BE-NUC şi RIR sunt mai sensibile la condiţiile preţului pieţei, RIR preconizată ar fi redusă la 6,5 % (dacă sunt respectate toate ipotezele din modelul financiar de semnare), luând în considerare aceleaşi previziuni de preţ (a se vedea tabelul 9).

RIR ţintă înainte de ajustarea MPRA	Perspectivă	Preţul mediu de piaţă (EUR/MWh) (valorile din 2022)	Preţul de exercitare preliminar (EUR/MWh) (valorile din 2022)	RIR preconizată cu parametrii MPRA iniţiali (+/- 30 %)	RIR preconizată cu parametrii MPRA actualizaţi (+/- 20 %)
7 %	Media furnizorilor; scenariul central; T3 2024	[70 -80 ]	[80 -90 ]	6,7 %	6,5 %
Sursă: Evaluarea proporţionalităţii ajutorului: Notă suplimentară - Previziuni actualizate ale preţurilor de piaţă şi impactul RIR prin intermediul MPRA, Compass Lexecon, 11 decembrie 2024.

(96)CfD se va aplica între statul belgian şi BE-NUC, precum şi între statul belgian şi Luminus, celălalt coproprietar al celor două reactoare nucleare. Aceasta înseamnă că un preţ indicativ predefinit (denumit în continuare "preţul de exercitare"), care va fi indexat pe toată perioada RA, va fi garantat de statul belgian pentru producţia totală de energie electrică contorizată a unităţilor LTO. În cazul în care preţul de referinţă al pieţei (denumit în continuare "MRP") este mai mare decât preţul de exercitare, diferenţa pozitivă înmulţită cu producţia contorizată efectivă va fi plătită de BE-NUC şi Luminus statului belgian. În cazul în care MRP este mai mic, diferenţa negativă înmulţită cu producţia contorizată efectivă va fi plătită de statul belgian către BE-NUC şi Luminus. Plăţile pentru diferenţă devin exigibile la data primei conectări la reţea (data la care unitatea LTO relevantă injectează energie electrică în reţeaua de înaltă tensiune pentru prima dată după termenul-limită iniţial legal) şi vor fi efectuate proporţional cu cota BE-NUC şi Luminus din energia produsă de unităţile LTO.

(97)Principalii parametri ai CfD sunt:

b)Preţul de exercitare, definit de BE-NUC pe baza unui model financiar care urmează să fie aprobat de contrapartea RA pentru a reflecta costurile reale de funcţionare, de capital şi de finanţare ale BE-NUC aferente prelungirii duratei de viaţă a LTO începând cu 21 iulie 2022 (prin urmare, estimat ca fiind costul egalizat al producerii de energie, denumit în continuare "LCOE"). Preţul de exercitare va fi stabilit iniţial pentru a atinge o rată internă de rentabilitate ţintă medie ("RIR") de 7 % (nominală şi după impozitare) (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1).

(98)Potrivit Belgiei, pe baza unei analize independente efectuate de Compass Lexecon (⁶²), alegerea iniţială a PZU ca MRP în cadrul CfD este adecvată în contextul proiectului LTO, în special în perioada lucrărilor LTO (faza de repornire până la 31 decembrie 2028). În plus, Belgia susţine că flexibilitatea integrată în RA deschide calea pentru opţiuni alternative de MRP pe durata contractului, în funcţie de evoluţia contextului şi a nevoilor pieţei belgiene, menţinând în acelaşi timp raportul risc-randament al proiectului iniţial al CfD. Belgia justifică în continuare utilizarea PZU pe baza următoarelor elemente:

c)Alegerea iniţială a PZU ca MRP, împreună cu acordurile de comercializare prevăzute în BIS (a se vedea secţiunea 3.3.1.5), permite o gestionare adecvată a riscului de piaţă pentru BE-NUC, deoarece este granulară şi permite corelarea MRP cu preţurile PZU reflectate. În acest sens, preţul PZU este deosebit de adecvat ca MRP în perioada iniţială a lucrărilor LTO, în special în comparaţie cu produsele pe termen lung. Potrivit Belgiei, vânzarea la preţul PZU reduce riscul de piaţă pentru BE-NUC în comparaţie cu utilizarea contractelor futures, deoarece permite o mai bună corelare a modelului specific de disponibilitate în perioada iniţială a lucrărilor LTO. Utilizarea contractelor futures ar putea genera riscuri de piaţă suplimentare pentru BE-NUC din cauza riscului sporit de întreruperi neplanificate în perioada iniţială a lucrărilor LTO (şi anume, dacă energia electrică vândută în avans nu poate fi livrată şi trebuie să fie răscumpărată, eventual la un preţ mai mare al pieţei, de exemplu la preţul PZU).

(99)Un studiu privind strategia de gestionare a riscului de piaţă a BE-WATT (contrapartea CfD) a fost achiziţionat de Serviciul Public Federal (denumit în continuare "SPF") Economie. Studiul în derulare vizează adoptarea de măsuri pregătitoare pentru operaţionalizarea BE-WATT, în special în ceea ce priveşte sarcina acestei entităţi privind gestionarea riscurilor. În special:

b)Studiul va identifica şi va analiza o serie de strategii potenţiale de gestionare a riscurilor pentru BE-WATT (portofoliu de produse/instrumente de acoperire împotriva riscurilor, acţiuni, durată, calendar de acoperire împotriva riscurilor, opţiuni de proiectare), în special având în vedere (i) rolul potenţial al acestora în gestionarea riscurilor de piaţă care rezultă din poziţia deschisă a BE-WATT ca urmare a CfD şi (ii) contribuţia lor potenţială la lichiditatea pieţei şi la dezvoltarea pieţei. Studiul ia în considerare în principal două tipuri de produse de acoperire a riscurilor: (i) contractele de achiziţie de energie electrică şi (ii) contractele forward, acestea din urmă fiind în principal sub formă de instrumente standardizate tranzacţionate în locuri organizate, denumite de obicei "contracte futures". În ambele cazuri, sunt luate în considerare contractele financiare.

(101)Preţul de exercitare va fi indexat anual pe baza unui calcul al indexării ponderate şi poate fi revizuit în anumite momente:

b)"Preţ de exercitare iniţial": Valoarea reală a preţului de exercitare va fi stabilită de BE-NUC pe baza unui model financiar aprobat de contrapartea RA în cursul anului 2025, înainte de data repornirii LTO, pe baza costului prelungirii duratei de exploatare în conformitate cu cerinţele în materie de securitate nucleară (domeniul de aplicare al acestora din urmă fiind definit de agenţia belgiană pentru securitate nucleară), precum şi pe baza costurilor care nu sunt legate de securitate, ambele estimate pe baza cotaţiilor prezentate de contractanţi sau evaluate de echipele tehnice ale operatorului nuclear.

(102)Preţul de exercitare va fi calculat pe baza informaţiilor furnizate în modelul financiar detaliat care va fi elaborat şi actualizat de BE-NUC, în parametrii notificaţi de Belgia. Modelul financiar (şi orice actualizări ale acestuia) intră sub incidenţa aprobării de către contrapartea RA. În cazul în care o astfel de aprobare este refuzată, BE-NUC şi contrapartea RA pot apela la un expert independent pentru stabilirea unui astfel de model financiar, în conformitate cu o procedură specifică de desemnare a experţilor.

(103)Belgia susţine că CfD reduce expunerea BE-NUC la riscul de piaţă şi la variaţiile preţurilor de piaţă.

(104)Belgia susţine că, deşi CfD reduce expunerea BE-NUC la riscul de piaţă şi la variaţiile preţurilor de piaţă, acesta include mecanisme de partajare a riscurilor care ar trebui să asigure că BE-NUC este în continuare expusă unor riscuri de piaţă şi unor stimulente. În special, RA include un mecanism de partajare a pierderilor/câştigurilor (MPRA) atunci când preţurile pieţei se dovedesc a fi mai mici sau mai mari decât preţul de exercitare.

(106)MPRA se obţine şi se calculează după cum urmează:

c)Ajustarea preţului de exercitare depinde de raportul dintre MRP şi preţul de exercitare (raportul MRP):

(108)Prin urmare, Belgia susţine că MPRA (actualizat) oferă BE-NUC stimulente (mai) puternice pentru:

a)Optimizarea structurii costurilor înainte de stabilirea şi revizuirea preţului de exercitare. O revizuire a preţului de exercitare va avea loc înainte de data repornirii LTO (2025) şi, respectiv, după data ajustării (2028). Belgia susţine că un cost mai mic conduce la un preţ de exercitare mai mic şi la o probabilitate sporită ca preţul pieţei să fie mai mare decât preţul de exercitare şi, prin urmare, asigură o RIR mai mare (şi reduce suma care ar putea fi plătită de statul belgian în temeiul plăţilor pentru diferenţă).

(109)În plus, Belgia susţine că, în proiectul CfD modificat, autoritatea decizională cu privire la momentul în care ar trebui luată o decizie de modulare economică este transferată partenerului EMSA (a se vedea secţiunea 3.3.1.5). Remunerarea EMSA nu va fi doar fixă conform planificării iniţiale, ci, va cuprinde o parte fixă ţi o parte variabilă şi, prin urmare, se vor oferi stimulente pentru utilizarea optimă a stocului limitat de modulări de 30 pe ciclu al combustibilului (a se vedea considerentul 13). În comparaţie cu proiectul CfD iniţial, prin care deciziile de modulare au fost luate pe baza unui prag de modulare fix, proiectul CfD modificat nu se mai bazează pe un prag de modulare fix, ci stimulează executarea modulărilor în momentele în care acestea dau cel mai mult rezultate (şi anume atunci când se preconizează că preţurile vor fi profund negative pentru o perioadă de timp suficient de lungă). Remunerarea EMSA este detaliată în secţiunea 3.3.1.5.2.

(110)În cele din urmă, Belgia susţine că, din motivele prezentate în considerentul 80 din decizia de iniţiere a procedurii, CfD este un instrument adecvat şi proporţional pentru a aborda disfuncţionalităţile identificate ale pieţei şi riscurile nucleare specifice, îndeplinind astfel obiectivele măsurii şi menţinând în acelaşi timp semnalele eficiente ale pieţei. Belgia clarifică faptul că orice venituri din CfD vor fi vărsate la bugetul general de stat, dar vor face obiectul unei contabilităţi separate. Acestea vor fi utilizate în principal pentru a finanţa plăţile contrapărţii RA în temeiul CfD. În cazul în care încasările din CfD ar depăşi sumele necesare pentru finanţarea costurilor CfD, acestea ar putea fi utilizate pentru a finanţa costurile unui alt CfD. Belgia se angajează ca toate încasările rămase din CfD să fie utilizate în scopul distribuirii lor către întreprinderi. De asemenea, Belgia se angajează să informeze Comisia în cazul în care încasările din CfD ar fi distribuite întreprinderilor şi, dacă este necesar, să notifice o astfel de măsură. Belgia confirmă, de asemenea, că a inclus clauze de penalizare în cazul rezilierii anticipate unilaterale nejustificate a contractului CfD.

(111)În cazul în care veniturile BE-NUC nu sunt suficiente pentru a acoperi costurile plătibile într-o lună în temeiul Acordului O&M, precum şi orice alte costuri CAPEX de funcţionare, combustibil şi întreţinere necesare pentru exploatarea unităţilor LTO, contrapartea RA trebuie să efectueze o plată pentru deficit către BE-NUC în scopul de a asigura un flux de numerar suficient pentru a acoperi aceste costuri, în vederea asigurării viabilităţii economice pe termen lung a întreprinderii comune (⁶³).

(114)Belgia a solicitat Electrabel să evalueze riscul unor evenimente majore neprevăzute pe întreaga durată de viaţă a unităţilor LTO pe baza datelor istorice. Electrabel susţine că există o probabilitate ridicată de producere a unui eveniment semnificativ neplanificat (⁶⁴) pentru perioada de 10 ani de prelungire a duratei de viaţă a unităţilor LTO. Pentru a dovedi acest lucru, Electrabel a identificat situaţii istorice de indisponibilitate pentru fiecare dintre cele şapte reactoare nucleare în perioada de 11 ani cuprinsă între 2012 şi 2022 (a se vedea tabelul 10). Electrabel susţine că această abordare istorică oferă informaţii utile din următoarele motive:

c)legislaţia belgiană prevede că o revizuire a securităţii trebuie efectuată o dată la zece ani din momentul în care centrala nucleară primeşte autorizaţia de a funcţiona la capacitate maximă. Această evaluare este cunoscută sub denumirea de "revizuire periodică a securităţii nucleare" (RPSN) sau de "revizuire la zece ani" (⁶⁵). Cele mai recente RPSN la Tihange 3 şi Doel 4 au fost efectuate în 2015, în cursul perioadei examinate (2012-2022) pentru analiza de risc. Întrucât perioada de 11 ani cuprinsă între 2012 şi 2022, în cursul căreia a fost efectuată o RPSN pentru fiecare reactor, corespunde mai mult sau mai puţin duratei de prelungire a duratei de viaţă a unităţilor LTO, această perioadă este considerată adecvată ca punct de comparaţie.

	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
D1	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[10 -15 ] %	[0 -5 ] %	[60 -70 ] %	[0 -5 ] %	[5 -10 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %
D2	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[10 -15 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %
D3	[40 -50 ] %	[40 -50 ] %	[60 -70 ] %	[90 -100 ] %	[0 -5 ] %	[10 -20 ] %	[50 -60 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %
D4	[0 -5 ] %	[5 -10 ] %	[30 -40 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[30 -40 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %
T1	[10 -20 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[5 -10 ] %	[40 -50 ] %	[50 -60 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[40 -50 ] %	[0 -5 ] %	[30 -40 ] %
T2	[20 -30 ] %	[40 -50 ] %	[60 -70 ] %	[90 -100 ] %	[0 -5 ] %	[5 -10 ] %	[10 -20 ] %	[60 -70 ] %	[0 -5 ] %	[10 -20 ] %	[0 -5 ] %
T3	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[60 -70 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %	[0 -5 ] %
Sursă: SA.106107 - Reuniune tehnică cu Comisia Europeană, "Necesitatea, caracterul adecvat şi proporţionalitatea împrumutului SDC şi a MOCP", 8 octombrie 2024.

(115)Potrivit datelor prezentate în tabelul 10, au existat evenimente semnificative neplanificate de indisponibilitate în afara controlului operatorului nuclear în toate cele şapte unităţi nucleare în perioada 2012-2022, ceea ce a condus la o indisponibilitate medie de 59 % per unitate (în plus faţă de întreruperile planificate), ceea ce corespunde unei indisponibilităţi medii de 7 luni/per eveniment. Pentru cele şapte unităţi nucleare belgiene considerate împreună, au existat 11 evenimente semnificative neplanificate de indisponibilitate în perioada 2012-2022. Printre cauzele evenimentelor neprevăzute de indisponibilitate s-au numărat fulgi de hidrogen în vasul de presiune al reactorului, degradarea betonului (necesitând reparaţii importante), defecţiuni ale echipamentelor, scurgeri şi sabotaj. Prin urmare, Belgia susţine că a existat o medie de aproximativ 1,6 (11/7) evenimente semnificative neplanificate de indisponibilitate per reactor pe deceniu.

(116)Belgia susţine că, atunci când există mai multe unităţi nucleare (sau o flotă nucleară) în exploatare, pierderea de venituri în cursul unei perioade de defalcare a uneia sau mai multor unităţi poate fi compensată parţial prin veniturile generate de celelalte unităţi. Cu toate acestea, în cazul proiectului LTO, se preconizează că aceste riscuri sistemice (evenimente de indisponibilitate care afectează majoritatea unităţilor în acelaşi timp) se vor intensifica pe măsură ce flota nucleară a Belgiei se reduce începând din 2025 şi devine mai puţin diversificată, cu atât mai mult cu cât cele două unităţi LTO au aceeaşi tehnologie. Prin urmare, un eveniment major care afectează ambele unităţi LTO pentru o mare parte a anului nu este considerat improbabil.

(117)Probabilitatea de indisponibilitate a unităţii de 59 %, care este echivalentă cu aproximativ 7 luni, corespunde duratei medii a unui eveniment semnificativ neplanificat de indisponibilitate. Electrabel consideră că această durată este o estimare realistă, bazată pe propria experienţă în ceea ce priveşte funcţionarea unităţilor LTO în Belgia, deoarece evenimentele semnificative necesită lucrări de inginerie importante, achiziţionarea de piese de schimb, un studiu de impact asupra securităţii şi discuţii extinse cu autoritatea competentă în materie de securitate nucleară înainte ca reactoarele nucleare să poată fi repornite.

(118)Belgia explică, de asemenea, că RPSN-urile periodice, bazate pe Orientarea AIEA SSG-25 (⁶⁶), efectuate o dată la 10 ani de la începerea funcţionării, au condus la modernizări semnificative ale proiectului şi la investiţii importante pentru a face faţă îmbătrânirii şi uzurii unităţilor nucleare şi pentru a contribui la menţinerea siguranţei şi fiabilităţii acestora. Cu toate acestea, în pofida acestor revizuiri periodice, operatorul nuclear nu poate exclude posibilitatea apariţiei unor noi probleme care declanşează perioade semnificative de indisponibilitate pentru unităţile nucleare.

(119)Pentru a estima impactul asupra BE-NUC al apariţiei unui eveniment semnificativ neplanificat de indisponibilitate în perioada de prelungire a duratei de viaţă a unităţilor LTO şi efectul MOCP, Belgia a luat în considerare scenarii plauzibile ale unor evenimente majore de indisponibilitate (a se vedea tabelul 11) pe baza datelor din tabelul 10. La fel ca în cazul altor analize, pentru calculele ilustrative, Belgia s-a bazat pe modelul financiar de semnare din 13 decembrie 2023.

b)Scenariul 2 se referă la un scenariu în care ambele unităţi LTO sunt simultan indisponibile timp de un an întreg în perioada 2029-2035 (şi anume, activitate de producţie completă după LTO). În acest caz, MOCP este declanşată şi s-ar ridica la plăţi efectuate către BE-NUC în valoare de [700-1 000] de milioane EUR până la [1 000-1 300] de milioane EUR anual, în funcţie de anul indisponibilităţii. Belgia a furnizat două exemple concrete (un scenariu mai mult sau mai puţin negativ) pentru a simula impactul asupra proiectului LTO:

c)Scenariul 3 se referă la un scenariu în care ambele unităţi LTO sunt simultan indisponibile pentru întregul an în timpul fazei de repornire, care este perioada 2026-2028, caracterizată de o producţie limitată în timpul lucrărilor legate de LTO. În această perioadă, unităţile LTO sunt programate să funcţioneze la mai puţin de 50 % din capacitate şi este mai probabil (decât în faza de exploatare) ca orice altă indisponibilitate neplanificată să determine indisponibilitatea unităţilor LTO pentru întregul an, orice pierderi urmând a fi acoperite mai întâi de împrumutul SDC. În acest caz se declanşează MOCP, dar se preconizează că nici BE-NUC, nici Luminus nu vor genera profituri în faza de repornire; niciun eveniment neplanificat nu ar avea vreun impact suplimentar asupra profitabilităţii sale.

	Impactul BE-NUC		Impactul asupra plăţii MOCP de către contrapartea RA
	Performanţa LTO	RIR
Scenariul 1 Indisponibilitate de 59 % pentru T3 în 2030 şi D4 în 2033	2030: Excedent de venituri faţă de costuri de [0-200] de milioane EUR 2033: Excedent de venituri faţă de costuri de [0-200] de milioane EUR (VAN de minus [100-300] de milioane EUR)	[0 -5 ] %	Nedeclanşat
Scenariul 2 Contagiune care afectează ambele unităţi în mod concomitent timp de un an întreg pe parcursul perioadei de exploatare	2029
	Nu s-au realizat venituri pe piaţă în 2029 (VAN de minus [0-200] de milioane EUR)	[0 -5 ] %	Declanşat: [700-1 000 ] de milioane EUR În absenţa MOCP: falimentul BE-NUC
	2034
	Nu s-au realizat venituri pe piaţă în 2034 (VAN de minus [0-200] de milioane EUR)	[5 -10 ] %	Declanşat: [1 000 -1 300 ] milioane EUR În absenţa MOCP: falimentul BE-NUC
Scenariul 3 Contagiune care afectează ambele unităţi în mod concomitent timp de un an întreg (2028) pe parcursul perioadei de pornire	Venituri pe piaţă realizate în 2028 (VAN de 0 milioane EUR)	[5 -10 ] %	Declanşat: [600-800] milioane EUR În absenţa MOCP: falimentul BE-NUC
Sursă: SA.106107 - Reuniune tehnică cu Comisia Europeană, "Necesitatea, caracterul adecvat şi proporţionalitatea împrumutului SDC şi a MOCP", 8 octombrie 2024; SA.106107 - Răspunsul Belgiei la solicitarea de informaţii din 1 octombrie 2024, 1 noiembrie 2024 (versiune actualizată).

(120)Belgia prezintă analiza de mai sus, potrivit căreia MOCP este concepută pentru a acoperi efectele unor potenţiale evenimente majore care ameninţă viabilitatea economică a întreprinderii comune, permiţând ca întreprinderea comună să suporte numeroase riscuri de indisponibilitate: în scenariul 1, MOCP nu este declanşată în cazul în care ar avea loc un eveniment major mediu şi nu garantează rentabilitatea acţionarilor care continuă să suporte riscul de a nu îşi recupera investiţiile.

(121)În unele scenarii, MOCP ar putea determina un cost relativ semnificativ pentru statul belgian, deoarece va fi declanşată pentru a aborda evenimentele de indisponibilitate cu impact ridicat, astfel cum s-a ilustrat mai sus. Pentru a răspunde acestei preocupări, Belgia a introdus un plafon pentru plăţile MOCP. În consecinţă, contrapartea RA (statul belgian) îşi va exercita dreptul de reziliere în temeiul RA (⁶⁷) în cazul în care MOCP ajunge la o sumă plătită de 2 miliarde EUR ("factorul declanşator al MOCP"), cu condiţia ca acest lucru să fie adecvat, având în vedere, printre altele,

(124)Valoarea factorului declanşator al MOCP corespunde limitei superioare a plăţilor MOCP într-un scenariu în care ambele unităţi LTO nu sunt disponibile simultan timp de doi ani consecutivi. Plăţile MOCP preconizate din închiderile pe doi ani vor depinde, într-adevăr, de anul în care au loc închiderile respective. Belgia a furnizat anual calcule pentru plăţile anuale MOCP şi cuantumurile totale pe parcursul a doi ani consecutivi (a se vedea tabelul 12) pe baza previziunilor preliminare din modelul financiar de semnare din 13 decembrie 2023.

Perioada de indisponibilitate 100 %	Cost MOCP anul 1 (milioane EUR)	Cost MOCP anul 2 (milioane EUR)	Cost total MOCP (milioane EUR)
2026-2027	[600 -800 ]	[600 -800 ]	[1 100 -1 300 ]
2027-2028	[600 -800 ]	[600 -800 ]	[1 200 -1 400 ]
2028-2029	[600 -800 ]	[800 -1 000 ]	[1 400 -1 600 ]
2029-2030	[800 -1 000 ]	[800 -1 000 ]	[1 600 -1 800 ]
2030-2031	[800 -1 000 ]	[1 000 -1 100 ]	[1 800 -2 000 ]
2031-2032	[900 -1 100 ]	[800 -1 000 ]	[1 800 -2 000 ]
2032-2033	[800 -1 000 ]	[800 -1 000 ]	[1 800 -2 000 ]
2033-2034	[800 -1 000 ]	[1 000 -1 200 ]	[1 900 -2 100 ]
2034-2035	[1 000 -1 200 ]	[600 -800 ]	[1 700 -1 900 ]
Sursă: Autorităţile belgiene.

(125)Pentru a estima perioada de referinţă de doi ani utilizată pentru a calcula plafonul propus de 2 miliarde EUR pentru MOCP, Belgia oferă câteva exemple de reactoare nucleare care au fost oprite definitiv din motive tehnice în Statele Unite (deoarece acest lucru nu a avut loc niciodată în Europa până în prezent) (⁶⁸). Potrivit Belgiei, aceste exemple arată că perioada de referinţă de doi ani este în concordanţă cu realitatea industrială, întrucât o perioadă de doi ani de la detectarea unei probleme care necesită închiderea ambelor unităţi LTO poate fi considerată, de obicei, un termen-limită rezonabil pentru a pune sub semnul întrebării continuarea reparaţiilor sau pentru a lua în considerare oprirea definitivă.

(126)Pentru ca MOCP să devină operaţională, BE-NUC va achiziţiona, fie de la acţionarii săi, fie de la o parte externă, o facilitate de capital circulant (working capital facility - WCF) cel târziu la data primei reporniri a LTO. WCF serveşte la finanţarea nevoii de capital circulant care decurge din funcţionarea unităţilor LTO. BE-NUC va fi autorizată să tragă WCF în cazul în care diferenţa dintre intrările şi ieşirile sale de numerar este mai mică decât cheltuielile operaţionale estimate pentru următoarea perioadă de cheltuieli stabilită în RA. Cuantumul WCF este cel puţin media cheltuielilor operaţionale agregate estimate pentru o perioadă de trei luni. În fapt, WCF serveşte drept punte în cursul exerciţiului către valoarea anuală MOCP, acţionând ca o facilitate de credit reînnoibilă care ar fi rambursată anual, dacă ar fi trasă, de către MOCP furnizată de Belgia.

(128)Pe lângă MOCP, care prevede stabilitate financiară pe întreaga perioadă de 10 ani a prelungirii duratei de viaţă, în primii trei ani ai proiectului LTO (faza de repornire), guvernul belgian va acorda un împrumut BE-NUC şi Luminus în condiţii identice. Împrumuturile vor fi evaluate în funcţie de cota lor proporţională în unităţile LTO şi, prin urmare, de cota lor respectivă din costurile de închidere şi de funcţionare începând cu 1 iulie 2025. Astfel cum a menţionat Belgia, împrumuturile SDC sunt furnizate pentru a asigura lichiditatea până în 2028, deoarece costurile de funcţionare nu pot fi finanţate prin fluxuri de numerar din cauza lucrărilor LTO.

(129)Împrumuturile SDC, care sunt acordate la o rată plafonată a dobânzii şi rambursabile conform unui grafic de rambursare specificat, sunt compuse din două facilităţi diferite (şi anume, una pentru fiecare unitate LTO), fiecare compusă din două tranşe:

(130)Condiţiile împrumuturilor SDC sunt prevăzute în considerentul 96 din decizia de iniţiere a procedurii şi nu au fost modificate. Împrumuturile SDC sunt rambursabile cu o dobândă de până la 6 % şi pari passu cu veniturile acţionarilor. În ceea ce priveşte metodologia utilizată pentru stabilirea ratei dobânzii, Belgia explică faptul că aceasta a fost rezultatul unei negocieri între părţile la RA şi că rata maximă de 6 % corespunde limitei inferioare a intervalului RIR ţintă cuprins între 6 % şi 8 % (având în vedere MPRA).

(131)Astfel cum se menţionează în considerentul 97 din decizia de iniţiere a procedurii, se preconizează că împrumuturile SDC vor fi trase pentru o sumă agregată de [500-700] de milioane EUR în [...] tranşe de la [...] până la [...], rambursată în trei tranşe de la [...] până la [...], inclusiv dobânzile capitalizate. Aceste calcule şi sume vor fi actualizate în modelul financiar aprobat de contrapartea RA în cursul anului 2025, înainte de data repornirii LTO, pe baza costului de extindere a exploatării în conformitate cu cerinţele de securitate nucleară stabilite de agenţia belgiană pentru securitate nucleară, estimat pe baza cotaţiilor prezentate de contractanţi.

(132)Belgia susţine că împrumuturile SDC nu aduc beneficii disproporţionate acţionarilor: riscurile de nerealizare a rentabilităţii preconizate sunt împărţite proporţional de acţionarii întreprinderii comune şi de contrapartea RA, deoarece, în condiţiile unor profituri mai scăzute, atât RIR a proiectului LTO, cât şi împrumuturile SDC vor scădea. În fapt, împrumuturile SDC nu vor fi (deloc) rambursate numai în cazul în care proiectul LTO nu generează profituri suficiente pentru a plăti vreun randament al investiţiei acţionarilor (⁶⁹). În consecinţă, Belgia susţine că împrumuturile SDC nu generează riscuri suplimentare pentru furnizorul în temeiul RA în plus faţă de riscurile legate de performanţa şi profitabilitatea proiectului LTO, deoarece facilitatea nu este utilizată pentru a finanţa cheltuielile de capital (numai costurile de capital amortizate ale prelungirii duratei LTO în faza de repornire).

3.3.1.4.Acordul de exploatare şi întreţinere ("O&M")

(133)În temeiul Acordului O&M, Electrabel trebuie să furnizeze pentru BE-NUC:

(135)În temeiul articolului 12.1 din Acordul O&M şi sub rezerva anumitor ajustări şi excepţii, BE-NUC va plăti Electrabel 89,807 % (reflectând deţinerea de către Luminus a 10,193 % din unităţile LTO) din totalul costurilor suportate pentru furnizarea serviciilor LTO şi a serviciilor O&M plus marja relevantă, şi anume:

(136)Belgia susţine că nivelurile marjelor sunt aliniate la cele aplicate în temeiul Acordului de parteneriat LTO cu Luminus (care acoperă, la rândul său, o gamă largă de servicii, inclusiv, dar fără a se limita la O&M). Acordul iniţial care acoperă servicii similare furnizate către o parte terţă, Luminus, încheiat la 26 iunie 2003 şi reconfirmat la 13 decembrie 2023, este o referinţă relevantă pentru a susţine poziţia potrivit căreia Acordul O&M reflectă costurile în condiţii de concurenţă deplină pentru operaţiunile nucleare. În plus, Belgia susţine că riscurile financiare suportate de Electrabel sunt mai mari decât în temeiul acordului de parteneriat încheiat cu Luminus, deoarece, în temeiul Acordului O&M, marja Electrabel va fi redusă în cazul depăşirilor de costuri (nescuzabile) (şi anume costuri care nu sunt incluse în buget, astfel cum au fost propuse de Electrabel şi validate de părţi) şi în cazul indisponibilităţii centralei după o dată-limită.

(138)În cele din urmă, în calitate de operator (unic) al unităţilor LTO şi de furnizor de servicii pentru BE-NUC în temeiul Acordului O&M, Electrabel va fi stimulată să realizeze performanţa tehnică şi economică a unităţilor LTO. În special, în temeiul Acordului O&M:

3.3.1.5.Contractul de servicii de gestionare a energiei ("EMSA")

(140)Deşi BE-NUC va fi proprietarul tehnic al 89,807 % din energia electrică produsă de unităţile LTO (restul de 10,193 % este deţinut de Luminus), aceasta transferă dreptul de proprietate asupra volumului de energie electrică în cauză administratorului de energie, care o va vinde (⁷⁰). În acest scop, BE-NUC va încheia un contract EMSA cu un partener care achiziţionează energia electrică de la BE-NUC şi o vinde.

(141)EMSA va stabili termenii, condiţiile şi alocările de risc esenţiale şi, prin urmare, va stabili în mod detaliat o strategie BIS şi rolul managerului de vânzări în domeniul energiei ("partenerul EMSA") în acest sens, în cadrul parametrilor stabiliţi. Partenerul EMSA desemnat în temeiul EMSA va fi cumpărătorul şi proprietarul cotei BE-NUC din energia electrică produsă de unităţile LTO şi face obiectul unei strategii BIS predefinite. BIS poate fi revizuită şi modificată periodic în urma unei proceduri detaliate în RA. Guvernul belgian (BE-WATT), în calitatea sa de contraparte RA, poate impune BIS în măsura în care respectă condiţiile BIS, astfel cum sunt prevăzute în RA. Partenerul EMSA are un rol consultativ în această privinţă.

(143)Belgia susţine că procedura de licitaţie se desfăşoară în mod voluntar în conformitate cu Legea belgiană privind achiziţiile publice din 17 iunie 2016 şi cu Decretul regal din 18 iunie 2017 privind achiziţiile publice în sectoarele utilităţilor publice (⁷¹).

(144)Contractul EMSA va fi atribuit printr-o procedură de negociere cu invitaţie prealabilă la procedura concurenţială de ofertare (⁷²), care este o procedură standard în sectorul utilităţilor publice. Cererea de oferte a fost publicată pe platformele relevante din Belgia (⁷³) şi din UE (⁷⁴), permiţând tuturor potenţialilor candidaţi să participe la procedura de licitaţie.

(145)Având în vedere importanţa serviciului oferit şi caracterul sensibil din punctul de vedere al concurenţei, Belgia a pus în aplicare dispoziţii şi garanţii suplimentare pentru a se asigura că obiectivele EMSA vor fi atinse şi că serviciile preconizate vor fi furnizate în mod adecvat:

a)Înainte de întocmirea documentaţiei de licitaţie, la 3 septembrie 2024 (până la 2 octombrie 2024) a fost lansată o solicitare de informaţii ("RFI") privind EMSA pentru a colecta opinii de pe piaţă cu privire la o serie de subiecte legate de EMSA (⁷⁵). RFI a urmărit două obiective principale: (i) anunţarea în prealabil a pieţei cu privire la viitoarea procedură de licitaţie, acordând astfel suficient timp candidaţilor interesaţi să îşi pregătească participarea (⁷⁶) şi asigurând o transparenţă suplimentară; (ii) rezultatele RFI sunt luate în considerare, după caz, la întocmirea documentaţiei de licitaţie, facilitând astfel propunerea de către BE-NUC a unei licitaţii rafinate, testată pe piaţă, îmbunătăţind claritatea criteriilor şi asigurându-se că toate condiţiile sau criteriile impuse sunt nediscriminatorii. Solicitarea de informaţii a arătat, de exemplu, că nu ar trebui organizate licitaţii separate pentru fiecare unitate LTO, dar că acestea pot fi scoase la licitaţie sub formă de pachet.

b)La 11 decembrie 2024 a fost emisă o cerere de depunere a candidaturilor (Request for Expression of Candidacies - "RFC"), prin care părţile interesate au fost invitate să îşi exprime interesul de a participa la licitaţie până la 13 ianuarie 2025. La cererea mai multor părţi, termenul de depunere a fost amânat până la 3 februarie 2025, pentru a asigura o concurenţă suficientă în cadrul procedurii de licitaţie. Ulterior, părţile interesate vor fi invitate să îşi prezinte ofertele, pe baza viitoarelor documente contractuale (inclusiv a structurii de remunerare modificate, astfel cum se explică în figura 3). Belgia susţine că descrierea detaliată a serviciilor scoase la licitaţie îi permite să aibă un singur criteriu de atribuire bazat pe preţ. Întrucât contractul va fi atribuit printr-o procedură de negociere, odată ce candidaţii şi-au prezentat ofertele ca răspuns la cererea de propuneri (inclusiv proiectul de contract EMSA şi orice documente auxiliare), autoritatea contractantă poate invita candidaţii să prezinte o ofertă mai bună, care să asigure rezultatul cel mai competitiv.

(146)În plus, Belgia susţine că licitaţia include un set de criterii de selecţie pentru a se asigura că orice candidat la procedura de licitaţie îndeplineşte condiţiile în materie de profesionalism şi infrastructură necesară pentru o bună punere în aplicare a EMSA. Totuşi, aceste criterii de calificare sunt limitate cât mai mult posibil, fiecare făcând trimitere la o cerinţă necesară pentru serviciile avute în vedere, pentru a asigura o concurenţă maximă în timpul procedurii de licitaţie.

(147)În comparaţie cu informaţiile aflate la dispoziţia Comisiei la momentul deciziei de iniţiere a procedurii, Belgia a furnizat mai multe detalii cu privire la criteriile de calificare. Ofertantul (sau, pentru primele patru criterii descrise mai jos, apelând la capacităţile unei alte entităţi) trebuie:

a)să prezinte cel puţin două referinţe în materie de experienţă (de cel puţin un an) în gestionarea energetică a unui portofoliu de active de producere a energiei termice sau nucleare de cel puţin 1 000 MW în total (şi anume, luând în considerare toate referinţele), situat în ţări din Uniunea Europeană, în Regatul Unit sau în ţări AELS (⁷⁷);

b)să prezinte cel puţin două referinţe în materie de gestionare a energiei (de cel puţin un an de exploatare) în ceea ce priveşte activele de producere a energiei termice sau nucleare. Fiecare referinţă face trimitere la un activ de cel puţin 350 MW, situat în ţări din Uniunea Europeană, în Regatul Unit sau în ţările AELS (⁷⁸);

(⁷⁸)Gestionarea punctelor unice de întrerupere în funcţionare importante de pe piaţă necesită o configuraţie operaţională specifică, cu formarea specializată a personalului. În timp ce, în contextul unei abordări standard pentru activele descentralizate de dimensiuni mai mici, ori de câte ori apare o problemă, unui dispecer i se solicită să achiziţioneze volumul lipsă cât mai curând posibil pe piaţa intrazilnică, o astfel de abordare nu este adecvată pentru activele de dimensiuni mai mari.

e)să aibă calitatea de membru activ al cel puţin unui operator al pieţei de energie electrică desemnat ("OPEED"), care îşi desfăşoară activitatea în Belgia, pentru comercializarea energiei electrice (⁸¹).

(148)Pe durata contractului EMSA, partenerului EMSA i se aplică, printre altele, următoarele condiţii:

(150)Serviciile oferite cuprind, în ceea ce priveşte activele de energie electrică, printre altele (i) "servicii de reprezentare a activelor energetice la termen şi realizate", (ii) "servicii de optimizare şi exploatare pentru ziua următoare" ("ZU") şi intrazilnice ("IZ"), (iii) servicii legate de obligaţiile de reglementare a pieţei, (iv) servicii de contractare de către OST din Belgia şi (v) tranzacţionare, acces pe piaţă şi analiza pieţei. Din cauza interdependenţei dintre diferitele sarcini enumerate şi a practicii obişnuite a pieţei de a corobora aceste servicii într-un singur contract comercial pentru a asigura eficienţa operaţională, aceste servicii vor fi integrate într-o singură definiţie a serviciilor EMSA.

(151)Belgia a clarificat faptul că partenerul EMSA nu tranzacţionează în calitate de agent sau în numele BE-NUC, ci vinde energia electrică achiziţionată deoarece este proprietarul acesteia. În plus, în proiectul CfD modificat, partenerul EMSA obţine autoritatea decizională în ceea ce priveşte modulările economice pentru a stimula utilizarea eficientă a stocului limitat de modulări şi pentru a răspunde mai bine semnalelor pieţei (a se vedea considerentul 153 şi următoarele).

(152)Belgia susţine că tranzacţia dintre partenerul EMSA şi BE-NUC se bazează pe PZU, pentru a limita riscul de bază pentru BE-NUC, întrucât acest lucru implică faptul că, în combinaţie cu plata diferenţei BE-NUC prin intermediul unui CfD în care MRP este preţul PZU, BE-NUC primeşte preţul de exercitare (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.2) (⁸²). Belgia confirmă că partenerul EMSA va fi liber să comercializeze pe piaţa aleasă şi nu este obligat să depună oferte în cadrul PZU.

(⁸²)Administratorii în sectorul energiei utilizează sisteme de captare a tranzacţiilor şi de gestionare a poziţiilor pentru a raţionaliza fluxurile de lucru, incluzând previzionarea, optimizarea, licitaţiile, dispecerizarea în timp real şi decontarea tranzacţiilor. Mai precis, aceste sisteme înregistrează toate tranzacţiile dintre BE-NUC şi partenerul EMSA, precum şi vânzările şi schimburile legate de piaţă cu OST. Datele înregistrate sunt prelucrate printr-un modul de decontare, care converteşte volumele tranzacţiilor în decontări financiare utilizând formule contractuale predefinite. Declaraţiile generate de sistem sunt transmise pe cale electronică către BE-NUC în scopul revizuirii. BE-NUC poate verifica încrucişat acest aspect şi, dacă este necesar, poate solicita ajustări.

(153)Astfel cum s-a explicat în secţiunea 2.1 şi în considerentul 109, întrucât unităţile LTO sunt limitate la 30 de modulări pe ciclu şi, prin urmare, nu au posibilitatea tehnică şi de reglementare de a-şi modifica producţia în niciun moment, remuneraţia partenerului EMSA a fost modificată pentru a oferi stimulente în scopul utilizării în mod optim a volumului limitat de modulări autorizate. În loc să aibă doar o taxă fixă (stabilită prin licitaţie), formula de remunerare modificată include, de asemenea, o taxă variabilă (pe baza unei formule prestabilite şi în funcţie de plata de decontare a corecţiei şi a modulării). O astfel de remunerare expune partenerul EMSA la o parte din potenţialele creşteri ale veniturilor generate de modulări în condiţii de preţuri negative (precum şi la o parte din potenţialele descreşteri ale veniturilor generate de modulări în condiţii de preţuri pozitive, dacă este cazul), expunând în acelaşi timp partenerul EMSA în mod direct la dezechilibre şi la costuri intrazilnice, astfel cum se prevede în continuare. Prin urmare, taxa variabilă va consta într-o cotă procentuală fixă ("alfa") din creşterile veniturilor care determină o modulare în ZU şi o cotă procentuală diferenţiată ("beta") a veniturilor şi costurilor intrazilnice şi de dezechilibru, şi anume plăţile de decontare a corecţiei (care pot include creşteri ale veniturilor din declanşarea unei modulări în IZ), prin care:

c)Beta este diferenţiată, dar şi stabilită ex ante şi reflectă răspunderea financiară a partenerului EMSA în calitate de PRE în caz de dezechilibre. În acest sens, Belgia susţine că reactoarele sunt relativ vechi, iar lucrările necesare pentru proiectul LTO, precum şi modulările ar putea creşte riscurile de opriri neplanificate, ceea ce generează dezechilibre. În plus, centralele sunt supuse unor cerinţe de securitate deosebit de ridicate, ceea ce sporeşte şi mai mult riscurile de oprire. În acelaşi timp, deşi pieţele intrazilnice şi de echilibrare din Belgia sunt din ce în ce mai integrate cu pieţele învecinate, acestea rămân relativ mici în comparaţie cu dimensiunea celor două reactoare. Prin urmare, orice oprire va reduce şansa PRE de a găsi contrapărţi pentru a atenua impactul opririi şi va spori în mod disproporţionat riscul de creşteri bruşte ale preţurilor ca urmare a opririi. Prin urmare, Belgia susţine că beta ar trebui să aibă valori diferite în funcţie de natura şi de impactul evenimentului care conduce la un dezechilibru, menţinând în acelaşi timp stimulente adecvate pentru ca partenerul EMSA (în calitate de PRE) să atenueze dezechilibrele (⁸³). Cu toate acestea, partenerul EMSA rămâne pe deplin expus din punct de vedere financiar la toate dezechilibrele care rezultă în principal din abateri ale producţiei în comparaţie cu producţia preconizată sau din erori de tranzacţionare.

d)Decontarea corecţiei este suma plăţilor intrazilnice şi a plăţilor de dezechilibru, iar beta se aplică în ambele cazuri. Pentru o anumită oră, aceasta poate fi pozitivă şi/sau negativă.

(154)Formula prevăzută în figura 3 se aplică întregului volum în timpul modulărilor, inclusiv în cazul în care modularea are loc atunci când preţurile sunt pozitive (de exemplu, în perioadele de creştere/scădere) şi nu numai în perioadele cu preţuri negative (⁸⁴). Taxa variabilă este plătită de BE-NUC în cadrul EMSA, dar aceste costuri şi/sau venituri vor fi transferate către BE-WATT în temeiul RA.

(155)Potrivit Belgiei, prin intermediul formulei de remunerare modificate, partenerul EMSA este stimulat, printre altele, să utilizeze modulările economice în mod optim şi pe parcursul perioadei pentru ziua următoare şi intrazilnice şi să reducă costurile intrazilnice şi de dezechilibru. Belgia susţine că parametrii alfa şi beta sunt aleşi pentru a menţine funcţionarea eficientă a pieţei, evitând în acelaşi timp descurajarea participanţilor la licitaţii care manifestă reticenţă faţă de asumarea de riscuri.

(156)Formula de remunerare modificată va afecta comportamentul de ofertare al participanţilor la licitaţie pentru taxa fixă. Ofertanţii vor lua în considerare beneficiile preconizate ale modulării (valoarea opţiunii) în ofertele lor, precum şi costurile şi veniturile potenţiale legate de plăţile intrazilnice şi de dezechilibru. Belgia susţine că documentaţia de licitaţie va explica structura (stimulentului) remunerării, astfel încât potenţialul de evoluţie pozitivă/negativă a formulei de remunerare modificate să fie transparent pentru ofertanţi. Belgia va evalua caracterul adecvat al formulei de remunerare (modificate) a partenerului EMSA, precum şi conformitatea cu condiţiile de piaţă şi eficienţa stimulentelor pe care le oferă pe diferitele pieţe. Evaluarea va fi efectuată în termen de cel mult doi ani de la începerea operaţiunilor, astfel încât să se permită revizuirea în timp util a contractului sau organizarea unei noi licitaţii, care este posibilă după 3,5 ani (⁸⁵). Cu toate acestea, pentru a menţine stimulentele adecvate pentru partenerul EMSA, este posibilă doar o revizuire ascendentă a parametrilor alfa şi beta (⁸⁶).

(⁸⁶)Evaluarea parametrilor alfa şi beta se va baza pe: (i) o evaluare a participării la licitaţie şi a rezultatelor (indicatorii pot fi: numărul şi tipul ofertanţilor, rezultatul licitaţiei în ceea ce priveşte preţul/costurile etc.), o evaluare a deciziilor de (ne)modulare, inclusiv consecinţele (financiare) ale acestora pentru părţile implicate, luând în considerare condiţiile de piaţă (preconizate şi realizate) şi constrângerile operaţionale/de modulare şi (iii) o evaluare a deciziilor de tranzacţionare pe piaţa pentru ziua următoare şi pe piaţa intrazilnică, precum şi dezechilibrele rezultate la nivelul perimetrului PRE. Informaţiile subiacente acestei evaluări se vor baza pe datele colectate de la partenerul EMSA în cursul contractului EMSA, precum şi pe datele operatorului Electrabel prin intermediul BE-NUC şi al Acordului O&M, precum şi pe orice informaţii publice/de piaţă relevante în legătură cu cele de mai sus.

(157)Belgia susţine că adaptarea remunerării EMSA aliniază stimulentele partenerului EMSA, care are autoritatea decizională în materie de modulare economică (sub rezerva deciziei finale a operatorului, de exemplu, în cazul unor preocupări legate de siguranţă sau de reglementare), la semnalele pieţei, răspunzând astfel preocupărilor Comisiei în această privinţă. În acelaşi timp, partenerul EMSA are stimulentele adecvate pentru a-şi îndeplini sarcina în calitate de PRE fără a fi pe deplin expus dezechilibrelor care se află în afara controlului propriu. În plus, Belgia susţine că va exista un schimb continuu şi precis de informaţii (inclusiv actualizări periodice privind disponibilitatea, capacităţile tehnice etc. ale unităţilor LTO) între BE-NUC, operatorul nuclear şi partenerul EMSA pentru a permite luarea unor decizii de modulare economică în cunoştinţă de cauză de către partenerul EMSA, care va fi în măsură să ia decizii eficiente.

(158)Belgia confirmă totodată că, în ceea ce priveşte contrapartea la CfD (BE-WATT), aceasta va elabora o strategie de gestionare a riscurilor pentru poziţia sa deschisă, astfel cum se prevede în mod legal, şi că punerea sa în aplicare va contribui la asigurarea lichidităţii pe pieţele la termen ale energiei electrice (a se vedea considerentul 99). Adoptarea strategiei face obiectul unui aviz din partea autorităţii de reglementare, care va include o evaluare a impactului strategiei asupra pieţelor relevante ale energiei electrice.

(159)Partenerul EMSA va fi, în principiu, selectat printr-o procedură de ofertare transparentă, deschisă şi competitivă (a se vedea secţiunea 3.3.1.5.1). Entitatea de tranzacţionare a Engie, GEMS (Global Energy Management & Sales), o unitate operaţională a grupului Engie independentă din punct de vedere administrativ de unitatea operaţională Nuclear, poate participa, de asemenea, la licitaţie. Au fost prevăzute dispoziţii şi măsuri specifice în cazul participării GEMS la procedura de licitaţie pentru a asigura un proces echitabil.

(160)Belgia susţine că în prezent sunt luate şi puse în aplicare măsuri suficiente pentru a identifica şi a preveni în mod eficace eventualele conflicte de interese, măsuri care vor fi luate şi puse în aplicare şi în viitor. Măsurile respective pot fi rezumate după cum urmează:

a)Solicitarea de informaţii a permis testarea pieţei şi orice parte interesată ar putea propune în acest context condiţii şi propuneri diferite, asigurându-se că licitaţia nu include bariere în dezavantajul niciunui participant interesat, spre deosebire de GEMS (sau al oricărei societăţi din grupul Engie). Electrabel (sau orice societate din grupul Engie) nu este şi nu va fi implicată în procesul de elaborare a documentaţiei de licitaţie ("Documentaţia integrală de licitaţie") în urma (rezultatelor) solicitării de informaţii.

d)În cazul în care GEMS este selectată ca partener EMSA, aceasta va fi supusă aceloraşi obligaţii ca şi în cazul unui PRE şi al unui partener contractual al EMSA, precum şi aceluiaşi set de stimulente de piaţă ca orice alt candidat. În special, în calitate de partener al EMSA, aceasta va primi atât o remuneraţie fixă, cât şi o remuneraţie variabilă, ceea ce va stimula optimizarea în conformitate cu condiţiile de piaţă a stocului de modulare şi veniturile din vânzarea de energie electrică. În plus, GEMS va acţiona ca parte în temeiul unei delegaţii clare specificate de BIS de la care nu va deroga. Aceste garanţii asigură faptul că GEMS, în cazul în care câştigă licitaţia EMSA, va acţiona ca orice alt participant la licitaţia EMSA şi, prin instituirea acordului EMSA şi a formulei de remunerare modificate, este stimulată să acţioneze în conformitate cu semnalele pieţei.

(161)În cazul în care nu este posibilă desemnarea unui candidat adecvat în cadrul procedurii de licitaţie, în ultimă instanţă, dacă nu este încheiat niciun acord EMSA în timp util, cel târziu până la 15 mai 2025, GEMS va presta temporar serviciile EMSA. Aceste servicii vor fi prestate în conformitate cu condiţiile care urmează să fie convenite între părţi pe o perioadă limitată, astfel încât BE-NUC să atribuie EMSA prin intermediul unei alte proceduri de licitaţie. În cazul unei proceduri de licitaţie câştigătoare, candidatul declarat câştigător va prelua de la GEMS activităţile de furnizare a serviciilor EMSA după expirarea perioadei relevante în care GEMS a furnizat aceste servicii. Nu există o limită în ceea ce priveşte numărul de noi licitaţii organizate.

(163)În concluzie, Belgia susţine că se va asigura că BE-NUC va respecta în mod strict legislaţia şi principiile privind achiziţiile publice. Procesul consultativ amplu oferă garanţii suplimentare care asigură faptul că achiziţionarea serviciilor se realizează printr-o procedură de licitaţie competitivă, transparentă, nediscriminatorie şi necondiţionată. Prin urmare, Belgia consideră că orice risc de împiedicare a accesului pe piaţă şi de alte potenţiale practici anticoncurenţiale ale Engie este evitat şi că au fost adoptate toate măsurile şi garanţiile pentru a se asigura numirea unui partener EMSA independent. Doar ca soluţie de rezervă, GEMS ar furniza temporar aceste servicii, ceea ce este necesar şi adecvat pentru a asigura continuitatea serviciului public.

3.3.2.1.Principii generale de gestionare a deşeurilor nucleare

(165)Astfel cum s-a explicat în considerentul 121 din decizia de iniţiere a procedurii, cadrul legislativ aplicabil deşeurilor radioactive şi combustibilului uzat în UE se bazează pe următoarele două principii fundamentale: (i) principiul "poluatorul plăteşte" (⁸⁷) şi (ii) răspunderea finală a statelor membre (inclusiv responsabilitatea financiară) pentru gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă (inclusiv depozitarea definitivă) a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive (⁸⁸).

(166)Astfel cum s-a explicat în secţiunea 3.4.2 din decizia de iniţiere a procedurii, în temeiul reglementărilor actuale din Belgia, operatorul nuclear este responsabil din punct de vedere financiar [prin intermediul societăţii de furnizare a energiei nucleare Synatom şi împreună cu EDF Belgium şi Luminus (denumite în continuare "societăţile contribuitoare")] şi din punct de vedere operaţional pentru dezafectarea celor şapte centrale nucleare, precum şi pentru condiţionarea şi gestionarea deşeurilor radioactive şi a combustibilului uzat şi pentru depozitarea pe termen lung a acestora după acceptarea sa de către ONDRAF/NIRAS până la depozitarea definitivă. Provizioanele nucleare pentru combustibilul uzat şi deşeurile rezultate din dezafectare sunt finanţate de Electrabel şi de societăţile contribuitoare, gestionate de Synatom, şi sunt supuse controlului prudenţial al unei autorităţi publice independente, Comisia de furnizare a energiei nucleare (denumită în continuare "CPN/CNV"). Astfel cum s-a menţionat în considerentele 123-125 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia susţine că Electrabel va păstra anumite responsabilităţi în calitate de operator unic al unităţilor LTO, care decurg din (i) legislaţia europeană şi belgiană şi (ii) obligaţiile contractuale din acordul de punere în aplicare, respectând astfel principiul "poluatorul plăteşte".

(167)CPN/CNV şi ONDRAF/NIRAS sunt autorităţile de supraveghere din Belgia:

(168)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 129 şi în tabelul 4 din decizia de iniţiere a procedurii, pe baza ultimei revizuiri trienale a CPN/CNV din iulie 2023, cuantumul total actual al provizioanelor legate de responsabilităţile în domeniul nuclear se ridică la 18 225 de milioane EUR, constând în provizioane pentru activităţile de dezasamblare (8 122 de milioane EUR), gestionarea combustibilului uzat (9 070 de milioane EUR) şi deşeurile din exploatare (1 033 de milioane EUR) (⁸⁹).

3.3.2.2.Acordul privind "limitarea deşeurilor"

(169)În cadrul negocierilor privind proiectul LTO, Engie şi statul belgian au convenit asupra limitării răspunderii pe termen lung a producătorilor de deşeuri radioactive rezultate din producţia de energie electrică prin intermediul energiei nucleare (acordul privind "limitarea deşeurilor"), pentru a reduce incertitudinea în acest sens (a se vedea secţiunea 3.4.3 din decizia de iniţiere a procedurii). Acordul privind "limitarea deşeurilor" prevede transferul responsabilităţilor financiare legate de producerea, reţinerea sau deţinerea în proprietate a deşeurilor radioactive condiţionate şi a combustibilului uzat al tuturor celor şapte unităţi nucleare belgiene, sub rezerva şi după respectarea criteriilor contractuale relevante în materie de transfer, de la operatorul nuclear (Electrabel) către statul belgian în schimbul plăţii unei sume forfetare (⁹⁰).

(170)Această sumă forfetară a fost stabilită pentru fiecare categorie de deşeuri nucleare. Astfel cum s-a explicat în considerentul 131 din decizia de iniţiere a procedurii, deşeurile nucleare radioactive pot fi împărţite în trei categorii, în conformitate cu clasificarea radiologică istorică realizată de ONDRAF/NIRAS şi în concordanţă cu clasificarea Agenţiei Internaţionale pentru Energie Atomică (AIEA): deşeuri din categoria A (deşeuri de viaţă scurtă, având un nivel scăzut sau intermediar de radioactivitate); deşeuri din categoria B (deşeuri de viaţă lungă, având un nivel scăzut sau intermediar de radioactivitate) şi deşeuri din categoria C (deşeuri de viaţă scurtă şi de viaţă lungă, având un nivel ridicat de radioactivitate) şi combustibil uzat.

(171)Tabelul 13 de mai jos prezintă alocarea provizioanelor existente, în valoare de 18 225 de milioane EUR, între Electrabel (8 410 milioane EUR) şi guvernul belgian (9 815 milioane EUR), în conformitate cu acordul privind limitarea deşeurilor, şi include alocarea pe categorii de deşeuri.

Valoare (în milioane EUR)	Răspunderea statului belgian (după transfer)				Răspunderea Engie	Provizioane (YE 2022)
Valoare (în milioane EUR)	Cat. A	Cat. B	Cat. C	Total	Răspunderea Engie	Provizioane (YE 2022)
Estimarea costului de bază (fără cheltuieli neprevăzute)	1 465	496	4 797	6 758	7 171	13 929
Cheltuieli neprevăzute	145	179	2 732	3 056	1 240	4 296
Suma de bază	1 611	675	7 528	9 815	8 410	18 225
Prima de risc	1 889	325	2 972	5 185		5 185
Suma plafonată	3 500	1 000	10 500	15 000	8 410	23 411
Sursă: Răspunsul autorităţilor belgiene la solicitarea de informaţii a Comisiei din 1 octombrie 2024.

(172)Principiile acordului privind limitarea deşeurilor nu au fost modificate şi sunt descrise în considerentul 133 din decizia de iniţiere a procedurii. Ele pot fi rezumate după cum urmează:

a)"Sume plafonate": Pentru fiecare categorie de deşeuri radioactive care îndeplineşte criteriile contractuale în materie de transfer a fost stabilită o plată forfetară, care include o primă de risc indexată la 3 % pe an la 31 decembrie 2022, în cuantum total de 15 miliarde EUR (3,5 miliarde EUR pentru categoria A, 1 miliard EUR pentru categoria B şi 10,5 miliarde EUR pentru categoria C - a se vedea tabelul 13). Astfel cum s-a menţionat în considerentele 134 şi 135 din decizia de iniţiere a procedurii şi astfel cum se arată în tabelul 13, Belgia susţine că:

d)"Criterii contractuale în materie de transfer" ("CTC"): Pentru fiecare tip de pachet de deşeuri nucleare, au fost stabilite criterii contractuale în materie de transfer, care definesc criteriile pe care fiecare pachet de deşeuri şi combustibil uzat trebuie să le îndeplinească pentru ca responsabilitatea financiară să fie transferată entităţii publice Hedera (a se vedea considerentul 178 de mai jos). Responsabilitatea (şi costurile asociate) pentru alinierea deşeurilor radioactive la CTC revine operatorului nuclear.

(173)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 107 litera (a) şi astfel cum s-a explicat în detaliu în secţiunile 3.4.5.1 şi 3.4.5.2 din decizia de iniţiere a procedurii, stabilirea sumelor plafonate în valoare de 15 miliarde EUR se bazează pe valoarea actuală a provizioanelor nucleare ale operatorului nuclear (valoarea de bază) şi pe o primă de risc. Belgia a clarificat faptul că suma de bază include deja marje pentru cheltuieli neprevăzute, incertitudini şi alte riscuri care pot apărea în legătură cu dezasamblarea, gestionarea deşeurilor radioactive şi gestionarea combustibilului uzat. Dispoziţiile privind plata sumelor plafonate sunt explicate în secţiunea 3.4.5.3 din decizia de iniţiere a procedurii şi nu au fost modificate.

(174)Belgia a clarificat faptul că sumele plafonate care urmează să fie transferate statului belgian includ deja toate responsabilităţile istorice şi viitoare estimate în materie de deşeuri nucleare (până la data iniţială de oprire legală a tuturor centralelor nucleare belgiene în 2025). Prin urmare, toate deşeurile nucleare şi combustibilul uzat produse sau care urmează să fie produse de centralele electrice belgiene în cursul duratei lor legale de funcţionare sunt deja luate în considerare în sumele plafonate.

(175)Belgia clarifică, de asemenea, faptul că volumul real de deşeuri va fi cunoscut numai după ce deşeurile vor fi condiţionate şi transferate fizic către statul belgian. Prin urmare, suma forfetară de 15 miliarde EUR acoperă numai volumele prestabilite ale deşeurilor în cauză (creditele de volum) convenite în acordul de punere în aplicare. În cazul în care volumul efectiv al deşeurilor în cauză produse este mai mare decât creditele de volum, Engie va plăti o taxă de ajustare a volumului pentru fiecare credit de volum suplimentar (a se vedea considerentul 133 din decizia de iniţiere a procedurii).

(176)În mod similar, toate deşeurile din exploatare ("deşeurile LTO") şi combustibilul uzat ("combustibilul uzat LTO") care rezultă din prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO vor fi finanţate de BE-NUC şi Luminus pentru fiecare cantitate adiţională de deşeuri. Pentru fiecare cantitate adiţională de deşeuri LTO şi de combustibil uzat LTO, vor fi necesare două seturi de plăţi:

a)deşeuri LTO: costurile deşeurilor din exploatare LTO, astfel cum sunt definite în Acordul O&M, acoperă două tipuri de costuri:

b)Servicii de gestionare a combustibilului uzat LTO: costurile finale (back-end) pentru combustibilul uzat vor fi plătite pe baza unei taxe indexate pentru orice combustibil suplimentar uzat rezultat din proiectul LTO (⁹²).

(178)Astfel cum s-a explicat în secţiunea 3.4.4 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia a creat o nouă instituţie publică sui generis, Hedera, având un dublu rol:

(179)Sumele aferente limitării deşeurilor primite de Hedera trebuie să fie garantate şi investite, pentru a genera randamentul necesar achitării costurilor de gestionare a deşeurilor transferate la scadenţă. Hedera este un fond segregat aflat sub controlul de supraveghere al CPN/CNV, organismul naţional specializat jucând un rol esenţial în asigurarea şi garantarea gestionării, controlului şi utilizării adecvate a fondurilor (⁹³). Acest aspect se reflectă în dublul rol al Hedera, asigurându-se că: (i) sumele primite sunt garantate şi generează randamentele necesare (⁹⁴) şi (ii) costurile de gestionare a deşeurilor şi a combustibilului uzat şi costurile aferente responsabilităţilor transferate sunt controlate într-o măsură suficientă (⁹⁵). În plus, resursele financiare vor trebui să fie alocate în mod suficient din bugetul general al statului belgian (astfel cum se prevede în Legea Hedera), astfel încât acestea să fie utilizate numai pentru a acoperi costurile de depozitare pe termen lung şi de depozitare definitivă şi să nu poată fi utilizate în alte scopuri sau pentru a amortiza deficitele bugetare viitoare.

(⁹⁴)Pentru a se asigura că suma forfetară înregistrează o creştere suficientă în timp, în cadrul Hedera este înfiinţat un comitet pentru investiţii (format din trei experţi financiari independenţi, preşedintele comitetului de gestionare a SPF Economie, responsabilul Hedera în materie de investiţii, un reprezentant al Agenţiei belgiene de administrare a datoriilor şi un reprezentant al SPFIM) cu scopul de a consilia comitetul de gestionare al Hedera cu privire, printre altele, la strategia de investiţii şi gestionarea riscurilor.

(⁹⁵)O dată la cinci ani, ONDRAF/NIRAS trebuie să prezinte societăţii Hedera un plan spre aprobare, în care să precizeze serviciile pentru care Hedera şi-a asumat responsabilitatea financiară, resursele şi investiţiile necesare pentru a putea pune în aplicare acest plan, împreună cu calculele costurilor aferente. Hedera analizează planul, solicită consiliere din partea CPN/CNV şi aprobă (sau nu) planul pe 5 ani. În fiecare an (pe durata acestui plan cincinal) ONDRAF/NIRAS prezintă Hedera spre aprobare un plan anual detaliat pentru anul calendaristic următor. Hedera aprobă planul după primirea avizului din partea CPN/CNV. În plus, Hedera va plăti facturile care i-au fost emise de ONDRAF/NIRAS numai în următoarele condiţii: (i) sumele solicitate sunt în conformitate cu planul cincinal aplicabil şi cu planul anual detaliat, (ii) sumele solicitate sunt justificate de performanţa efectivă şi (iii) sumele solicitate se referă la costurile efective ale activităţilor desfăşurate.

(180)Belgia susţine că acordul privind limitarea deşeurilor include şi este însoţit de alte măsuri de atenuare a riscurilor, printre care:

a)Includerea unor criterii contractuale stricte în materie de transfer ("CTC"): transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare este condiţionat de respectarea CTC-urilor. Plata sumei forfetare pentru limitarea deşeurilor are loc înainte de transferul efectiv al viitoarelor pachete de deşeuri nucleare către statul belgian şi este condiţionată de respectarea CTC-urilor de către operatorul nuclear. Aceasta înseamnă că operatorul nuclear rămâne răspunzător pentru toate costurile deşeurilor nucleare legate de nerespectarea CTC-urilor.

c)Deşeuri din categoria X: Astfel cum s-a menţionat în nota de subsol 69 din decizia de iniţiere a procedurii, pentru a proteja în continuare statul belgian împotriva fluxurilor de deşeuri neprevăzute care pot apărea în timpul dezafectării reactoarelor nucleare, acordul privind deşeurile prevede totodată un mecanism de tratare a tuturor deşeurilor nucleare care nu au fost identificate la 31 decembrie 2022. Aceste deşeuri sunt denumite "deşeuri din categoria X". Este prevăzut un mecanism pentru a face posibil transferul deşeurilor din categoria X după ce s-a convenit asupra condiţiilor financiare şi tehnice ale transferului.

d)Păstrarea cunoştinţelor şi consolidarea capacităţilor actorilor naţionali: transferul de cunoştinţe de la operatorul nuclear către agenţia belgiană de gestionare a deşeurilor nucleare (ONDRAF/NIRAS) a reprezentat un subiect important în cadrul acordului privind deşeurile. Colectarea şi păstrarea cunoştinţelor operatorului nuclear înainte de oprirea definitivă a producţiei sale de energie electrică în 2035 şi a operaţiunilor SF2 în 2050 a reprezentat o prioritate pentru statul belgian (⁹⁶). Transferul deşeurilor istorice este însoţit de transferul tuturor informaţiilor disponibile privind pachetele de deşeuri deja produse şi al tuturor informaţiilor referitoare la producerea acestora, inclusiv, dar fără a se limita la rapoartele tehnice, desenele tehnice şi modelul utilizat pentru calculele informatice. Se convine că un cadru pentru un astfel de transfer va trebui să fie deja convenit între ONDRAF/NIRAS şi operator la momentul opririi. Schimbul de know-how şi formarea personalului ONDRAF/NIRAS este considerat un obiectiv comun pentru gestionarea în condiţii de siguranţă pe termen lung a deşeurilor nucleare şi a combustibilului uzat de către operatorul nuclear şi statul belgian. Păstrarea cunoştinţelor în domeniul nuclear pe termen lung şi consolidarea capacităţilor actorilor naţionali vor fi esenţiale pentru menţinerea costurilor gestionării pe termen lung a deşeurilor nucleare şi a combustibilului uzat în conformitate cu ipotezele formulate în acordul privind deşeurile.

(⁹⁶)Astfel cum se prevede în Directiva 2011/70/Euratom. Directiva în cauză impune statelor membre să planifice activităţi de educaţie şi formare, precum şi activităţi de cercetare şi dezvoltare, pentru a răspunde nevoilor programului naţional în materie de gestionare a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive, pentru a obţine, a menţine şi a dezvolta în continuare expertiza şi aptitudinile necesare, permiţând astfel o gestionare pe termen lung în condiţii de siguranţă şi securitate a deşeurilor nucleare şi a combustibilului uzat.

e)Controlul prudenţial al fondurilor transferate: Plata sumelor plafonate este o plată unică ce ar trebui să acopere toate responsabilităţile în domeniul nuclear transferate până la închiderea depozitului final de deşeuri nucleare din Belgia după 2100. Controlul cheltuielilor şi al randamentului investiţiilor din suma transferată este, prin urmare, important pentru a garanta existenţa, disponibilitatea şi suficienţa resurselor financiare necesare pentru a acoperi toate obligaţiile financiare în cauză. În acest sens, statul belgian a urmat avizul CPN/CNV pe baza Recomandării 2006/851/Euratom a Comisiei (a se vedea nota de subsol 93):

(181)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 172 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia recunoaşte că acordul privind deşeurile nucleare are un impact pozitiv asupra profilului de risc al operatorului nuclear, deoarece o parte semnificativă a responsabilităţilor sale în domeniul nuclear va fi acoperită de sumele plafonate şi că acest profil de risc diferit justifică şi necesită o revizuire a pachetului de măsuri pentru a asigura securitatea şi supravegherea situaţiei financiare a operatorului nuclear: suma forfetară de 15 miliarde EUR plătită Hedera justifică eliberarea activelor non-europene ale Electrabel din perimetrul Electrabel (şi monitorizarea aferentă a CPN/CNV). Engie, în calitate de societate-mamă franceză a Electrabel, se va asigura că, la momentul încheierii acordului dintre statul belgian şi Electrabel, Electrabel va deţine active în valoare de cel puţin 4 miliarde EUR (valoarea capitalului propriu la 30 iunie 2023). În plus, Engie acordă, la prima solicitare, o garanţie nelimitată şi irevocabilă a societăţii-mamă pentru (i) obligaţiile de dezafectare ale Electrabel (care includ, de asemenea, riscul ca valoarea provizioanelor să fie insuficientă), (ii) riscul de volum în temeiul plafonului şi (iii) rambursarea împrumuturilor (actuale sau viitoare) cu Synatom.

(182)Belgia consideră că responsabilităţile transferate în ceea ce priveşte deşeurile nucleare şi responsabilităţile suplimentare în materie de dezafectare care rezultă din proiectul LTO nu oferă un avantaj economic Electrabel şi societăţilor contribuitoare, având în vedere că acestea reflectă în mod adecvat riscul unor fluctuaţii ulterioare ale costurilor preluate de stat şi că organizarea transferului riscului este de aşa natură încât un investitor privat ar fi acceptat să îl suporte.

3.3.2.3.Justificări suplimentare privind factorul de actualizare şi prima de risc

(184)Belgia clarifică faptul că utilizarea a două rate de actualizare diferite pentru calcularea provizioanelor (responsabilităţile în materie de dezasamblare în raport cu responsabilităţile pentru combustibilul uzat) este justificată de diferenţa de durată şi reflectă valoarea-timp a banilor (⁹⁷).

(185)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 198, acordul privind limitarea deşeurilor implică doar un transfer către statul belgian al responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat transferate, în timp ce responsabilităţile privind dezasamblarea şi dezafectarea rămân în sarcina operatorului nuclear (cu excepţia asinergiilor cauzate de proiectul LTO, a se vedea considerentul 199). Prin urmare, Belgia susţine că, pentru calcularea valorii actualizate a responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat transferate, s-a reţinut un factor unic de actualizare de 3 % (rată reală de 1 % + o inflaţie de 2 %) pentru a ţine seama de faptul că responsabilităţile privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat au o durată mai lungă decât responsabilităţile în materie de dezafectare (a se vedea considerentul 148 din decizia de iniţiere a procedurii).

(186)Belgia a solicitat avizul CPN/CNV cu privire la cel mai adecvat factor de actualizare care trebuie utilizat pentru calcularea limitării deşeurilor (⁹⁸). Astfel cum s-a menţionat în considerentul 149 din decizia de iniţiere a procedurii, CPN/CNV a propus ajustarea factorului de actualizare pentru responsabilităţile privind deşeurile nucleare/dezafectarea şi combustibilul uzat, aplicând o abordare în două etape, constând în aplicarea unui factor de actualizare bazat pe rata reală a OLO pe 30 de ani de 3,17 % pentru primii 30 de ani şi în aplicarea unui factor de actualizare de 2,17 % pe baza unei estimări bazate pe rata OLO a ratei fără risc pentru următorii 30 de ani.

(187)Belgia reaminteşte că perioada de negociere a fost lungă (1,5 ani) şi că alegerea unui singur factor de actualizare de 3 % a fost motivată de necesitatea de a avea un anumit grad de previzibilitate în ceea ce priveşte factorul de actualizare utilizat în negocierile cu Engie. Acest lucru se datorează faptului că factorul de actualizare are un impact direct asupra calculării sumei forfetare care urmează să fie transferată. Belgia explică faptul că metodologia utilizată de CPN/CNV în avizul său din 2023 a fost utilizată ulterior, împreună cu rata forward finală (Ultimate Forward Rate - "UFR") a Autorităţii Europene de Asigurări şi Pensii Ocupaţionale (EIOPA) (⁹⁹) ca o confirmare ex post a faptului că factorul de actualizare de 3 % a fost o rată prudentă pe termen lung.

(⁹⁹)EIOPA publică în fiecare lună structura temporală a ratei dobânzilor fără risc. Aceasta este utilizată de societăţile de asigurare din SEE pentru a-şi evalua responsabilităţile în temeiul cadrului de reglementare Solvabilitate II. Curba EIOPA este curba randamentelor ratei dobânzilor fără risc pentru scadenţele de până la 150 de ani pentru ţările SEE. Ratele pentru scadenţele de până la 20 de ani se calculează pe baza ratelor swap (şi anume, ratele fixe la care actorii de pe piaţă sunt dispuşi să efectueze schimburi de obligaţii cu rată fluctuantă). Ratele pentru scadenţa mai lungă sunt extrapolate şi converg către rata forward finală (UFR) pe termen foarte lung.

(188)În primul rând, Belgia a solicitat unui consultant independent să calculeze factorul de actualizare "unic" echivalent cu abordarea în două etape a CPN/CNV, utilizând ratele fără risc sugerate de CPN/CNV, precum şi alte date diferite privind rata OLO (¹⁰⁰). Analiza arată că abordarea sugerată de CPN/CNV este deosebit de sensibilă la perioada reţinută pentru calcul. De exemplu, abordarea în două etape are ca rezultat un factor de actualizare echivalent de 2,8 % utilizând ratele fără risc sugerate de CPN/CNV, o rată echivalentă de 3,1 % atunci când se aplică metodologia CPN/CNV cu datele privind rata OLO disponibile la momentul deciziei de iniţiere a procedurii şi o rată echivalentă de 3,2 % la momentul semnării acordului de punere în aplicare. Astfel cum se arată în tabelul 14, abordarea în două etape sugerată de CPN/CNV generează două rate de actualizare echivalente cu o diferenţă de 40 de puncte de bază atunci când se iau în considerare două perioade de timp diferite care sunt la interval de numai 9 luni.

(189)În al doilea rând, tabelul 14 prezintă totodată comparaţia cu UFR a EIOPA, întrucât referinţa EIOPA a fost utilizată şi în cazul german precedent [SA.45296 (¹⁰¹)], unde un factor de actualizare de 4,58 % a fost considerat proporţional.

(190)Astfel cum reiese din tabelul 14, factorul de actualizare reţinut de 3 % se situează între

b)UFR, considerată a fi o referinţă mai optimistă (¹⁰²).

(¹⁰²)Abordarea EIOPA oferă condiţii de piaţă numai pentru scadenţe pe termen scurt (până la 20 de ani). După această scadenţă, metodologia nu se bazează pe rate swap, ci pe medii istorice care nu reflectă neapărat realitatea economică actuală, ceea ce poate duce la o subestimare semnificativă a responsabilităţilor pe termen mai lung. Prin urmare, UFR este un indicator al ratei fără risc pe termen foarte lung în termeni nominali, având un caracter adecvat pentru fondurile de pensii. Cu toate acestea, având în vedere durata responsabilităţilor în domeniul nuclear şi faptul că se plăteşte o primă iniţială pentru a acoperi aceste responsabilităţi fără a se preconiza contribuţii suplimentare (spre deosebire de fondurile de pensii), aceasta nu este neapărat relevantă pentru cazul de faţă.

(192)Belgia susţine în continuare că un factor de actualizare de 1 % în termeni reali pare prudent în comparaţie cu rata rentabilităţii care poate fi preconizată de Hedera utilizând o abordare adecvată şi prudentă de administrare a activelor şi pasivelor. Ca exemplu comparativ, Belgia face referire la portofoliul specific de active al EDF pentru a asigura finanţarea responsabilităţilor sale pe termen lung în domeniul nuclear, descris în documentul de înregistrare universal al EDF din 2023 (¹⁰³). Acest portofoliu este gestionat pe baza unei abordări bazate pe active şi pasive şi constă într-un portofoliu de active diversificate, comparabil cu descrierea portofoliului ipotetic administrat de Hedera, pentru care, prin urmare, se poate presupune în mod rezonabil un randament comparabil.

(193)În cele din urmă, Belgia presupune în calculul limitării deşeurilor o rată constantă a inflaţiei de 2 %, care reprezintă ţinta explicită de inflaţie pe termen lung a Băncii Centrale Europene (denumită în continuare "BCE"). BCE consideră că indicele preţurilor de consum (denumit în continuare "IPC") este măsura adecvată a inflaţiei. Astfel cum s-a menţionat în considerentul 150 litera (b) din decizia de iniţiere a procedurii, CPN/CNV şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la faptul că inflaţia reală a costurilor de construcţie în sectorul nuclear (pe baza indicelui ABEX) ar putea fi mai mare decât inflaţia IPC. Belgia susţine că ţinta de inflaţie de 2 % a BCE este indicatorul corect al inflaţiei pentru calculul limitării deşeurilor, din următoarele motive:

a)În primul rând, Belgia susţine că indicele ABEX acoperă costul construcţiei de locuinţe şi de clădiri rezidenţiale în Belgia şi, prin urmare, nu este decât un indicator slab al costurilor de construcţie în domeniul nuclear, având în vedere diferenţele materiale dintre construcţia unui proiect nuclear şi a locuinţelor. În plus, Belgia adaugă că riscurile de creştere a costurilor viitoarelor instalaţii nucleare pentru gestionarea deşeurilor nucleare sunt incluse în cheltuielile neprevăzute din scenariul industrial al ONDRAF/NIRAS şi, prin urmare, sunt cuprinse în suma de bază.

(195)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 153 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia susţine că la suma de bază de 9 815 milioane EUR a fost adăugată o primă de risc suplimentară semnificativă de 5 185 de milioane EUR pentru a acoperi restul incertitudinilor. Astfel cum se menţionează în considerentul 154 din decizia de iniţiere a procedurii, prima de risc se bazează pe o notă tehnică a ONDRAF/NIRAS (¹⁰⁴), care analizează incertitudinile şi riscurile asociate transferului responsabilităţii financiare pentru gestionarea deşeurilor radioactive şi a combustibilului uzat de la cele şapte centrale nucleare belgiene către statul belgian (a se vedea nota de subsol 80 din decizia de iniţiere a procedurii). Astfel cum se menţionează în considerentul 156 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia susţine că prima de risc de 52,83 % este adecvată şi depăşeşte prima de risc de 35,47 % aplicată în cazul german [SA.45296 (a se vedea nota de subsol 101)].

(196)Pe lângă clarificările privind prima de risc prevăzute în considerentul 154 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia a clarificat mai detaliat în cursul procedurii oficiale de investigare modul în care a fost calculată prima de risc pe baza notei tehnice emise de ONDRAF/NIRAS. Tabelul 15 prezintă clarificările detaliate şi structura primei de risc, determinând sume de 5 033 de milioane EUR şi, respectiv, 5 133 de milioane EUR ca limită inferioară şi, respectiv, superioară. În cadrul negocierilor vizând acordul privind limitarea deşeurilor, prima de risc a fost stabilită la o sumă uşor mai ridicată, de 5 185 de milioane EUR, astfel încât să ajungă la plata unei sume forfetare de 15 miliarde EUR (a se vedea tabelul 13).

(197)Belgia susţine că avizul ONDRAF/NIRAS în nota sa tehnică furnizează un catalog al riscurilor legate de transferul responsabilităţilor în domeniul nuclear către statul belgian, care au fost adăugate, cu ajutorul experţilor ONDRAF/NIRAS, la dosarul de furnizare din 2022 pentru a estima care este prima minimă de risc necesară pentru acoperirea tuturor riscurilor cunoscute. Prin urmare, Belgia susţine că prima de risc prevăzută în acordul privind limitarea deşeurilor este menită să acopere toate riscurile "puţin probabile" identificate în nota ONDRAF/NIRAS şi riscurile suplimentare identificate în cursul negocierii care au fost derivate din interacţiunile cu Electrabel şi avizele experţilor. În cele din urmă, Belgia reaminteşte că experţii ONDRAF/NIRAS au fost implicaţi în negocierile vizând acordul privind limitarea deşeurilor pentru a sprijini guvernul belgian în ceea ce priveşte modalitatea de luare în considerare a recomandărilor lor în nota tehnică din martie 2023.

3.3.2.4.Responsabilităţi în materie de dezafectare şi dezasamblare

(198)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 163 din decizia de iniţiere a procedurii, spre deosebire de responsabilităţile transferate privind deşeurile nucleare şi combustibilul nuclear uzat, operatorul nuclear rămâne singurul responsabil pentru dezafectarea şi dezasamblarea întregului parc nuclear (prin care societăţile contribuitoare contribuie financiar la costurile de dezafectare şi dezasamblare). Prin urmare, responsabilităţile în materie de dezafectare şi dezasamblare sunt "neplafonate".

(199)Cu toate acestea, în cadrul tranzacţiei, statul belgian şi-a asumat răspunderea financiară pentru "responsabilităţile suplimentare în materie de dezafectare care rezultă din proiectul LTO" sau pentru "asinergiile în materie de dezafectare". Cele două categorii principale avute în vedere sunt creşterile costurilor în faza postoperaţională [costuri operaţionale şi de proiect ("POP")] şi ale costurilor de dezafectare şi dezasamblare ("D&D") generate de proiectul LTO (costuri operaţionale, costuri de proiect şi costuri de investiţii). În notele de subsol 85 şi 86 din decizia de iniţiere a procedurii au fost prezentate exemple de asinergii concrete în materie de dezafectare. Valoarea finală a "asinergiilor în materie de dezafectare" este rezultatul evaluării impactului proiectului LTO şi nu acoperă niciun cost de funcţionare legat de gestionarea cotidiană sau de activităţile obişnuite. Valoarea finală a "asinergiilor în materie de dezafectare" este rezultatul evaluării impactului proiectului LTO asupra diferitelor subcategorii de costuri, deoarece schimbarea dezafectării a două reactoare are un impact asupra planificării, organizării, calendarului şi necesităţii anumitor investiţii la un moment dat (¹⁰⁵). Nici BE-NUC, nici statului belgian nu îi revine nicio altă răspundere pentru responsabilităţile în materie de dezafectare.

(200)Astfel cum s-a explicat în considerentul 168 din decizia de iniţiere a procedurii, întrucât a existat un dezacord între Electrabel şi statul belgian în ceea ce priveşte cuantumul asinergiilor în materie de dezafectare, CPN/CNV a fost însărcinată să ia decizia, iar cuantumul final nu era cunoscut încă la momentul deciziei de iniţiere a procedurii. La 24 iunie 2024, CPN/CNV a aprobat suma de [100-500] de milioane EUR (în termeni nominali), iar la 16 octombrie 2024, CPN/CNV a informat Belgia şi Engie că suma finală care trebuia plătită se ridică la [100-500] de milioane EUR la sfârşitul anului 2024 (¹⁰⁶). Cuantumul asinergiilor în materie de dezafectare care trebuie plătit de guvernul belgian este o sumă forfetară fixă ce nu poate fi majorată în cazul în care costurile suplimentare sunt mai mari decât cele prevăzute; cu toate acestea, în cazul în care proiectul LTO nu se desfăşoară conform aşteptărilor, statul belgian va fi rambursat.

(201)Belgia susţine că acordul privind deşeurile prevede, de asemenea, un pachet amplu de măsuri de securitate pentru a garanta că "responsabilităţile neplafonate în domeniul nuclear" sunt suportate de un operator nuclear viabil din punct de vedere economic:

c)Printre altele, se iau următoarele măsuri pentru a asigura viabilitatea economică a operatorului nuclear:

3.3.2.5.Impactul acordului privind deşeurile asupra măsurilor financiare ale componentei 1

(204)În al doilea rând, astfel cum s-a menţionat în considerentul 170 din decizia de iniţiere a procedurii, costurile legate de deşeurile provenite din exploatare şi de combustibilul uzat produse de unităţile LTO în perioada LTO vor fi plătite de coproprietarii unităţilor LTO (BE-NUC şi Luminus), incluzând costurile pentru asigurarea conformităţii deşeurilor operaţionale cu CTC şi o taxă de ajustare a volumului pentru respectivele volume suplimentare. Electrabel şi societăţile contribuitoare vor stabili provizioane pentru deşeurile radioactive provenite din exploatare în conformitate cu normele contabile aplicabile. Aceste costuri suplimentare sunt reflectate în modelul financiar de semnare pe care se bazează măsurile de sprijin financiar aferente componentei 1 a proiectului LTO şi, prin urmare, sunt luate în considerare în ceea ce priveşte calibrarea submăsurilor componentei 1.

(205)În al treilea rând, operatorul nuclear rămâne responsabil de dezafectarea şi dezasamblarea tuturor celor şapte reactoare nucleare din Belgia. Aceste costuri nu se reflectă nici în acordul privind deşeurile, nici în modelul financiar de semnare. Există o excepţie legată de sporirea responsabilităţilor în materie de dezafectare (pentru unităţile LTO, precum şi pentru unităţile care nu sunt legate de LTO) care rezultă din proiectul LTO, pentru care a fost stabilită şi aprobată de CPN/CNV o sumă forfetară fixă şi care va fi plătită cu titlu excepţional de către autorităţile belgiene. Cuantumul acestor asinergii a fost luat în considerare în modelul financiar de semnare.

3.3.3.Componenta 3: Protecţie juridică

(206)Astfel cum s-a menţionat în secţiunea 3.5 din decizia de iniţiere a procedurii, acordul dintre statul belgian şi Engie include, de asemenea, dispoziţii privind protecţia juridică, care definesc partajarea riscurilor în cazul anumitor modificări legislative viitoare. Capitolul 4 din Legea Phoenix oferă temeiul juridic pentru protejarea Engie împotriva anumitor modificări ale legii. Cu toate acestea, relaţia dintre părţi în ceea ce priveşte despăgubirile în cazul modificărilor legislative în cauză va fi reglementată exclusiv de dispoziţiile acordului de punere în aplicare.

(207)Aceste dispoziţii încheiate cu Engie şi Electrabel prevăd că, în cazul în care guvernul federal belgian sau parlamentul federal belgian adoptă noi reglementări privind în mod specific operatorii nucleari din Belgia sau activităţile nucleare ale Electrabel, care au un impact negativ asupra clauzelor materiale ale tranzacţiei, statul belgian va despăgubi Engie (sau una dintre societăţile afectate din grupul Engie) pentru pierderile directe pe care le suportă efectiv ca urmare a acestora. Aceasta include, de asemenea, plăţile pe care Engie trebuie să le efectueze către Luminus în contextul acestei despăgubiri. În conformitate cu legislaţia belgiană, reclamantul trebuie să îşi dovedească cererea, iar valoarea despăgubirii va fi stabilită de o instanţă sau printr-o procedură de arbitraj. Instanţele belgiene sunt competente, dar există o opţiune de arbitraj reciproc pentru arbitrajul UNCITRAL.

(209)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 180 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia susţine că practica decizională a Comisiei sugerează că protecţia împotriva modificării legislaţiei poate constitui ajutor de stat. Belgia face trimitere, în această privinţă, la decizia Comisiei privind prelungirea duratei de viaţă a altor trei reactoare nucleare din Belgia, în care Comisia a analizat clauzele de despăgubire cuprinse în acordurile încheiate între statul belgian şi proprietarii centralelor nucleare. În consecinţă, Belgia concluzionează că acordul privind protecţia juridică încheiat între statul belgian şi Engie ar putea implica acordarea unui avantaj economic selectiv în favoarea Engie.

3.3.4.Opţiuni de finanţare alternative

(211)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 22 din decizia de iniţiere a procedurii, Electrabel nu a prevăzut nicio dispoziţie privind LTO, deoarece, până în martie 2022, toate activele nucleare belgiene erau planificate să fie oprite până cel târziu în 2025, în conformitate cu Legea privind eliminarea treptată a energiei nucleare. În urma deciziei privind prelungirea duratei de viaţă a Doel 4 şi Tihange 3, a existat o nevoie urgentă de reabilitare a unităţilor LTO. Având în vedere calendarul strâns şi costurile crescute ale combustibilului şi ale altor părţi necesare în ultimii ani, incertitudinile privind costurile de investiţii ale proiectului LTO sunt considerabile.

(213)Potrivit autorităţilor belgiene, având în vedere disfuncţionalităţile pieţei menţionate în secţiunea 3.1, alternativele respective au fost considerate mai puţin adecvate pentru sprijinirea proiectului LTO, din următoarele motive:

a)Deficitul potenţial de finanţare şi profilul de risc specific al unităţilor LTO nu pot fi abordate în mod adecvat prin participarea la mecanismul de asigurare a capacităţii, deoarece: (i) CM constă într-un proces competitiv cu licitaţii anuale, care au, prin definiţie, un rezultat incert pentru participanţi, ceea ce este incompatibil cu alegerea Belgiei de a dispune de energie nucleară ca parte a mixului său energetic, (ii) remuneraţia prin intermediul licitaţiilor CM este incompatibilă cu calendarul prelungirii duratei de viaţă, în cazul în care investiţiile trebuie să înceapă cât mai curând posibil pentru ca unităţile LTO să fie din nou disponibile până în noiembrie 2025 şi (iii) CM soluţionează doar deficitul de finanţare al proiectului de investiţii, fără a aborda riscurile specifice la care este expus operatorul nuclear.

3.4.Beneficiarii

(215)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 181 din decizia de iniţiere a procedurii, beneficiarii finali ai măsurii notificate sunt: (i) Engie, în calitate de societate-mamă a Electrabel, care este unicul operator şi coproprietar al unităţilor LTO (89,807 %) şi ca parte directă la acordul de punere în aplicare încheiat cu guvernul belgian şi (ii) EDF S.A. (denumită în continuare "EDF"), în calitate de societate-mamă de cel mai înalt rang a Luminus, care este coproprietară a unităţilor LTO (10,193 %) şi face parte din societăţile contribuitoare şi, în calitate de societate-mamă a EDF Belgium, ca parte a societăţilor contribuitoare. Comisia nu a identificat niciun motiv pentru a-şi modifica evaluarea în ceea ce priveşte principalii beneficiari pe parcursul procedurii oficiale de investigare.

(216)Cu toate acestea, Comisia este de acord cu punctul de vedere al Belgiei în ceea ce priveşte identificarea beneficiarilor componentei 1 a măsurii. În special, Belgia a susţinut în observaţiile sale la decizia de iniţiere a procedurii că BE-NUC (JV dintre statul belgian şi Electrabel) şi Luminus, mai degrabă decât Electrabel şi Luminus, sunt beneficiarii direcţi ai CfD, ai împrumuturilor SDC, ai MOCP şi ai WCF. Electrabel, în calitate de acţionar al BE-NUC şi de coproprietar actual al unităţilor LTO, poate fi totuşi considerat un beneficiar important al acestor submăsuri ale componentei 1. În ceea ce priveşte celelalte submăsuri din cadrul componentei 1, care oferă sprijin pentru exploatarea şi întreţinerea unităţilor LTO, Electrabel este un beneficiar direct în calitate de operator nuclear şi acţionar al BE-NUC împreună cu statul belgian, în timp ce Luminus este un beneficiar indirect în calitate de coproprietar al unităţilor LTO. În conformitate cu punctele 115 şi 116 din Comunicarea Comisiei privind noţiunea de ajutor de stat, un avantaj poate fi conferit şi altor întreprinderi decât celor cărora le sunt transferate resursele de stat în mod direct (avantaj indirect). Luminus beneficiază de combinarea submăsurilor din cadrul componentei 1 prin reducerea riscurilor operaţionale şi de insolvenţă pe care le furnizează proiectului LTO, fără a fi ea însăşi direct implicată în aceste submăsuri. Prin urmare, se poate considera că Luminus obţine un avantaj indirect din aceste submăsuri. Acest avantaj indirect nu se aplică EMSA, întrucât Luminus este proprietarul cotei sale din energia electrică produsă de unităţile LTO şi va gestiona vânzarea energiei electrice în mod independent, şi nu se aplică nici ASA care urmează să fie încheiat între Electrabel şi BE-NUC.

(217)În ceea ce priveşte componenta 2 a măsurii notificate, transferul responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat şi acordul privind responsabilităţile în materie de dezafectare aduc beneficii operatorului nuclear, Electrabel, precum şi Luminus şi EDF Belgia, în calitatea lor de societăţi contribuitoare, care, împreună cu operatorul nuclear, sunt răspunzătoare din punct de vedere financiar pentru responsabilităţile privind deşeurile nucleare şi dezafectarea.

(218)În ceea ce priveşte componenta 3 a măsurii notificate, protecţia juridică prevede că măsurile unilaterale adoptate de statul belgian care afectează sau se aplică în mod specific operatorilor unităţilor nucleare din Belgia şi care modifică în mod negativ clauzele materiale ale tranzacţiei ar da naştere unui drept la despăgubire. Prin urmare, beneficiarii direcţi sunt Engie în calitate de societate-mamă a Electrabel, operatorul (şi coproprietarul) reactoarelor nucleare din Belgia şi BE-NUC. Similar cu unele submăsuri din cadrul componentei 1, deşi Luminus nu este direct implicată în măsurile de protecţie juridică ale componentei 3, este conferit un avantaj indirect întreprinderii Luminus, care va fi, de asemenea, despăgubită în cazul unor modificări juridice care afectează proiectul LTO (a se vedea secţiunea 3.3.3). Prin urmare, Luminus este un beneficiar indirect al componentei 3 a măsurii.

3.5.1.Modificarea legii privind eliminarea treptată a energiei nucleare

(222)În conformitate cu Directiva 2011/92/UE a Parlamentului European şi a Consiliului (¹⁰⁷), cu Directiva 92/43/CEE a Consiliului (¹⁰⁸) şi cu Directiva 2009/147/CE a Parlamentului European şi a Consiliului (¹⁰⁹), Belgia susţine că se impune şi a fost efectuată o evaluare a impactului asupra mediului cu consultări transfrontaliere (¹¹⁰).

3.5.2."Legea Phoenix"

(223)Diferitele elemente ale proiectului LTO sunt puse în aplicare prin intermediul unei "Legi pentru asigurarea securităţii aprovizionării în sectorul energetic şi reformarea sectorului energiei nucleare" separate, denumită şi "Legea Phoenix". Descrierea detaliată a diferitelor capitole din Legea Phoenix a fost furnizată în considerentul 191 din decizia de iniţiere a procedurii. Legea Phoenix a fost aprobată de Parlament în plen la 18 aprilie 2024 şi semnată de rege la 26 aprilie 2024. Aceasta a fost publicată în Monitorul Oficial al Belgiei la 5 iunie 2024.

3.5.3.Legi privind structura guvernului belgian

(224)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 193 din decizia de iniţiere a procedurii, statul belgian a înfiinţat două noi entităţi publice care vor prelua anumite responsabilităţi în legătură cu proiectul LTO:

3.5.4.Decrete regale

(226)În primul rând, Decretul regal privind autorizările reglementează autorizarea instalaţiilor care condiţionează deşeurile nucleare. Acest decret regal a fost modificat pentru a permite autorizarea instalaţiilor de condiţionare care condiţionează deşeurile nucleare în conformitate cu criteriile contractuale în materie de transfer. Se va introduce o categorie separată pentru autorizarea instalaţiilor de condiţionare care condiţionează în conformitate cu criteriile contractuale în materie de transfer. Acesta a fost adoptat la 11 iulie 2024 şi publicat în Monitorul Oficial al Belgiei la 15 iulie 2024.

3.6.Bugetul şi finanţarea

(230)Impactul net asupra bugetului de stat din Belgia este dublu: în primul rând, prin aportul de capital de 24,7 milioane EUR la întreprinderea comună şi, în al doilea rând, prin costul net al măsurilor plătibil de către contrapartea RA. Potrivit Belgiei, cheltuielile bugetare preconizate depind nu numai de previziunile privind costurile, ci şi de previziunile privind preţurile/veniturile de pe piaţa energiei, deoarece proiectul LTO va fi finanţat printr-o combinaţie de venituri de pe piaţă, plăţi de diferenţă în temeiul CfD, cheltuieli de funcţionare şi o plată de capital minime, precum şi împrumuturi SDC.

(232)Cu toate acestea, în cazul în care preţurile energiei electrice ar evolua în conformitate cu o proiecţie mai scăzută, costul măsurii pentru guvernul belgian ar creşte cu [4 000-4 500] de milioane EUR din cauza plăţilor mai ridicate în temeiul CfD. În cazul unui eveniment neaşteptat în care ambele centrale nucleare ar fi indisponibile, contrapartea RA ar fi expusă, de asemenea, la furnizarea unui sprijin suplimentar de [500-1 000] de milioane EUR pe an de indisponibilitate. Într-un scenariu negativ de preţuri scăzute ale energiei electrice şi în cazul unui eveniment de indisponibilitate de 12 luni, contrapartea RA ar trebui să furnizeze o valoare totală (nominală) netă de [4 000-4 500] de milioane EUR pe durata de viaţă a proiectului, şi anume bugetul măsurii ar fi aproape de [40-50] % din totalul costurilor de capital şi de funcţionare.

3.8.Motivele iniţierii procedurii oficiale de investigare

(234)Comisia a adoptat decizia de iniţiere a procedurii la 22 iulie 2024. Comisia a ajuns la opinia preliminară potrivit căreia măsura constituie ajutor de stat şi şi-a exprimat îndoiala cu privire la compatibilitatea acesteia cu piaţa internă în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE. În decizia de iniţiere a procedurii, Comisia şi-a exprimat îndoiala cu privire la necesitatea, caracterul adecvat şi proporţionalitatea ajutorului, la neîncălcarea dreptului Uniunii şi la potenţialele denaturări nejustificate ale concurenţei şi ale schimburilor comerciale.

(235)În primul rând, în ceea ce priveşte necesitatea ajutorului, Comisia şi-a exprimat îndoiala cu privire la măsurile de sprijin financiar din cadrul componentei 1. Deşi Comisia recunoaşte că ar putea fi necesar ca operatorul nuclear şi proprietarii reactoarelor nucleare să aibă o sursă stabilă de venituri, având în vedere incertitudinile legate de viitorul preţ de piaţă al energiei electrice, Comisia şi-a pus problema caracterului necesar al unor măsuri suplimentare de sprijin financiar pe lângă contractul bidirecţional pentru diferenţă. În special, Comisia avea îndoieli cu privire la crearea unei întreprinderi comune în cadrul căreia guvernul belgian va fi acţionar, la cheltuielile de funcţionare şi la plata de capital minime, precum şi la împrumuturile SDC.

(236)În al doilea rând, în ceea ce priveşte caracterul adecvat al ajutorului, Comisia şi-a exprimat din nou îndoiala cu privire la măsurile de sprijin financiar din cadrul componentei 1. Comisia a dorit să cerceteze în continuare modul în care a fost conceput contractul bidirecţional pentru diferenţă propus de Belgia, deoarece se pare că nu prevedea stimulente adecvate pentru a reacţiona la circumstanţele pieţei şi pentru a programa întreţinerea în modul cel mai eficient (inclusiv utilizarea preţului PZU utilizat ca preţ de piaţă de referinţă în cadrul proiectului CfD). În plus, Comisia s-a întrebat dacă o combinaţie de măsuri de remunerare nu scuteşte beneficiarii de o cotă prea mare de riscuri de piaţă şi operaţionale.

(237)În al treilea rând, în ceea ce priveşte proporţionalitatea ajutorului, Comisia şi-a exprimat îndoiala cu privire la proporţionalitatea mai multor măsuri de remunerare financiară (inclusiv împrumuturile SDC şi MOCP). Comisia a considerat că măsurile respective sunt combinate cu un contract pentru diferenţă şi sunt astfel concepute încât să atingă o rată-ţintă de rentabilitate de 7 %, care poate fi evaluată numai în raport cu măsurile în sine şi cu reducerea riscurilor pe care acestea o oferă. Prin urmare, Comisia a considerat că nu putea evalua - la momentul deciziei de iniţiere a procedurii - proporţionalitatea acestei rate-ţintă de rentabilitate in abstracto şi a concluzionat că evaluarea proporţionalităţii poate fi realizată doar în urma evaluării caracterului adecvat al măsurilor. În plus, Comisia şi-a exprimat îndoiala cu privire la stabilirea cuantumului de plată a sumei forfetare de 15 miliarde EUR pentru transferul responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat (în special în ceea ce priveşte rata de actualizare utilizată şi nivelul primei de risc), precum şi cu privire la cuantumul responsabilităţilor suplimentare în materie de dezafectare care rezultă din proiectul LTO (care nu era cunoscut încă la momentul deciziei de iniţiere a procedurii).

4.POZIŢIA BELGIEI

(239)Belgia şi-a prezentat răspunsul cu privire la decizia de iniţiere a procedurii la 22 august 2024. Observaţiile Belgiei au furnizat analize independente suplimentare realizate de Compass Lexecon cu privire la proiectul CfD, la împrumuturile SDC şi la MOCP (furnizate la 22 august 2024), precum şi cu privire la limitarea deşeurilor (furnizată la 30 august 2024) ca răspuns la îndoielile exprimate de Comisie în decizia de iniţiere a procedurii cu privire la necesitatea, caracterul adecvat şi proporţionalitatea pachetului de măsuri de sprijin financiar (componenta 1 a măsurii de ajutor), cu privire la proporţionalitatea acordului privind deşeurile (componenta 2 a măsurii de ajutor), cu privire la conformitatea proiectului CfD cu dreptul Uniunii, precum şi cu privire la potenţialele denaturări nejustificate ale concurenţei şi ale schimburilor comerciale.

4.1.1.Caracterul adecvat al proiectului CfD

(243)Potrivit Belgiei, susţinută de o analiză economică suplimentară independentă elaborată de Compass Lexecon (¹¹¹), constrângerile de natură tehnică, de reglementare şi economice ale unităţilor LTO (a se vedea, de asemenea, secţiunea 2.1) modelează fezabilitatea şi caracterul adecvat al proiectului CfD. Belgia a susţinut în special că furnizarea de stimulente economice pentru ca operatorul nuclear să reacţioneze la circumstanţele pieţei în situaţii în care capacitatea de reacţie este limitată poate aloca riscurile într-un mod sub nivelul optim şi poate spori incertitudinea veniturilor viitoare fără nicio posibilitate de atenuare. Prin urmare, riscurile mai mari pentru beneficiar care nu pot fi contracarate prin intermediul taxelor operaţionale se pot traduce într-un profil de risc/randament degradat pentru investiţia şi dezechilibrul economic al schemei (de exemplu, prin impunerea unei RIR ţintă mai ridicate). Prin urmare, impactul preconizat rezultat asupra costurilor de sprijin trebuie să fie echilibrat cu costurile suportate de contrapartea RA pentru suportarea directă a riscului respectiv.

(245)În cazul de faţă, Belgia reaminteşte că diverse constrângeri tehnice şi operaţionale limitează puternic marja de manevră pentru modificarea programului de întreţinere şi pentru modulare şi, prin urmare, potenţialul de creare de valoare asociat cu stimulente economice sporite:

(246)Belgia a susţinut că, având în vedere constrângerile în materie de funcţionare şi de siguranţă ale unităţilor LTO, unele caracteristici alternative ale proiectelor CfD detaliate în continuare nu ar aloca riscuri şi nu ar stimula un comportament în conformitate cu condiţiile de piaţă într-un mod mai eficient decât proiectul propus. În special, Belgia a susţinut că, în unele cazuri, utilizarea preţurilor de referinţă pe termen lung şi a cantităţii de referinţă poate încuraja decizii de dispecerizare/operaţionale eficiente, deoarece separă plăţile în temeiul CfD de preţul pieţei captive. Cu toate acestea, este posibil ca acest lucru să nu fie adecvat în cazul de faţă, având în vedere constrângerile operaţionale ale unităţilor LTO şi modelul unic de disponibilitate în perioada lucrărilor LTO, astfel cum se explică mai jos:

a)În primul rând, utilizarea preţului produselor pe termen lung ca MRP alternativ (de exemplu, futures, medii anuale ZU) în locul preţului PZU nu ţine seama de modelul unic de disponibilitate în perioada lucrărilor LTO, deoarece poate implica un risc semnificativ de neconcordanţă între preţul de referinţă şi preţurile reflectate care nu ar fi acoperite sau gestionate în mod eficient de BE-NUC prin taxe operaţionale (a se vedea considerentul 98). Cu toate acestea, diferite contexte şi constrângeri operaţionale pot justifica un MRP alternativ.

(247)Potrivit Belgiei, proiectul CfD ales în combinaţie cu modalităţile sale specifice (MPRA şi mecanismul de modulare) a urmărit să echilibreze expunerea la riscul de piaţă cu stimulentele operaţionale pentru a sprijini atât investiţiile, cât şi eficienţa pe termen scurt a pieţei. Aceasta încurajează reacţii prompte la semnalele pieţei fără a cauza o complexitate inutilă şi este în concordanţă cu constrângerile tehnice şi de reglementare ale unităţilor LTO. Belgia a făcut referire, în acest sens, la:

(249)Cu toate acestea, în cursul procedurii oficiale de investigare, Belgia a decis să modifice proiectul CfD şi mecanismul MPRA în vederea consolidării stimulentelor conforme cu condiţiile de piaţă şi a luării în considerare a evoluţiilor pieţei.

a)În primul rând, Belgia a decis să modifice proiectul CfD acordând partenerului EMSA autoritatea decizională în ceea ce priveşte modulările economice (eliminând astfel mecanismul de modulare din proiectul iniţial) şi înlocuind remuneraţia fixă a partenerului EMSA cu o combinaţie între o taxă fixă şi o taxă variabilă, oferind astfel stimulente pentru modularea dinamică, ţinând seama de evoluţiile pieţei şi totodată de constrângerile tehnice (şi de potenţialele riscuri de oprire automată) ale unităţilor LTO. Pentru o descriere detaliată a formulei de remunerare modificate, a se vedea secţiunea 3.3.1.5.2.

4.1.2.Structura întreprinderii comune

(251)Belgia a susţinut că această abordare permite statului belgian să controleze în comun societatea care gestionează proiectul, întrucât cei doi acţionari participă la JV în termeni şi condiţii egale şi, în calitate de acţionari, cu acelaşi nivel de risc (corespunzător riscului şi finanţării obişnuite ale acţionarilor) şi beneficii (în special dividendele). De asemenea, aceasta permite statului belgian să păstreze în proprietate infrastructura critică într-o anumită pondere.

4.1.3.MOCP şi împrumuturile SDC

(252)Belgia a explicat că, în cazul în care veniturile BE-NUC nu sunt suficiente pentru a acoperi costurile necesare pentru exploatarea unităţilor LTO (costurile aferente acordului O&M şi alte costuri CAPEX de funcţionare, combustibil şi întreţinere), statul belgian, în calitate de contraparte RA, este obligat să efectueze o plată pentru deficit către BE-NUC (şi Luminus). În acest sens, BE-NUC trebuie să prezinte un raport anual de reconciliere. Această plată a cheltuielilor de funcţionare minime este menită să asigure un volum suficient de numerar pentru a acoperi aceste costuri, în vederea garantării viabilităţii şi solvabilităţii pe termen lung a BE-NUC. În plus, contrapartea RA va furniza o plată de capital, care constă într-o protecţie a costurilor de 50 % din capitalul investit în raport cu costurile de capital amortizate aferente prelungirii duratei de viaţă a unităţilor LTO. Cheltuielile de funcţionare şi plata de capital minime sunt denumite împreună MOCP şi se aplică începând cu data repornirii LTO.

(253)Belgia a explicat că va pune, de asemenea, la dispoziţie facilităţi de tragere atât pentru BE-NUC, cât şi pentru Luminus, cu efect de la 1 iulie 2025, pentru a finanţa costurile de funcţionare şi de întreţinere suportate în anumite perioade de oprire în temeiul clauzei 3.2(A) ("Achiziţionarea de împrumuturi SDC") din RA. Mai precis, statul belgian va acorda împrumuturi SDC la o rată plafonată a dobânzii şi rambursabile conform unui calendar de rambursare specificat, mai degrabă decât un capital suplimentar către BE-NUC şi Luminus, pentru finanţare în două tranşe:

(254)Belgia a explicat că MOCP abordează riscurile cu impact ridicat care conduc la pierderi în timpul fazei de exploatare. Împreună cu împrumuturile SDC în faza anterioară repornirii, aceste măsuri sunt esenţiale pentru a se asigura că proiectul generează fluxuri de numerar suficiente pentru a plăti operatorul nuclear şi pentru a menţine viabilitatea operaţională pe termen lung. Belgia susţine că, în lipsa acestor măsuri, centrala nucleară ar putea intra în faliment în cazul unor întreruperi prelungite sau al unor modificări (ale politicii) de reglementare care generează indisponibilitatea.

(255)Pentru a susţine în continuare aceste afirmaţii, Belgia a prezentat următoarele observaţii, susţinute de o analiză independentă elaborată de Compass Lexecon (¹¹²):

a)Investiţiile comerciale în active nucleare sunt expuse unor riscuri incontrolabile şi cu impact ridicat în materie de reglementare/politică şi tehnologie, care pot afecta disponibilitatea centralelor electrice. Proiectele nucleare au o structură predominant fixă a costurilor, ceea ce face ca performanţa lor financiară să fie deosebit de sensibilă la perioadele de indisponibilitate. Spre deosebire de modelul RAB, doar o schemă CfD este insuficientă pentru a aborda aceste riscuri de indisponibilitate cu impact ridicat, necesitând un mecanism suplimentar de gestionare a riscurilor.

c)Având în vedere performanţele istorice ale centralelor nucleare belgiene şi străine, un eveniment semnificativ de indisponibilitate care afectează ambele unităţi nucleare o mare parte din an nu este puţin probabil. Privind în perspectivă, se preconizează că aceste riscuri sistemice se vor intensifica pe măsură ce flota nucleară a Belgiei se reduce începând cu anul 2025. În plus, ar putea exista evenimente mai frecvente, mai puţin grave, care ar conduce în continuare la pierderi pentru proiectul LTO, justificând şi mai mult necesitatea mecanismului MOCP.

(256)Prin urmare, Belgia a concluzionat că MOCP şi împrumuturile SDC sunt adecvate şi proporţionale:

a)MOCP nu protejează proiectul LTO de toate riscurile operaţionale, ceea ce îi conferă un caracter adecvat, deoarece măsura este necesară doar pentru a aborda evenimentele semnificative de indisponibilitate şi pentru a preveni falimentul BE-NUC. Alte riscuri operaţionale rămân în sarcina acţionarilor, ceea ce determină numeroase scenarii în care profitabilitatea este redusă, iar rata internă de rentabilitate a proiectului de 7 % nu este atinsă, nici măcar în contextul introducerii măsurii de ajutor.

(257)În urma procedurii oficiale de investigare, Belgia a decis să introducă un plafon pentru eventualele plăţi MOCP în valoare de maximum 2 miliarde EUR prin exercitarea dreptului (drepturilor) său (sale) de reziliere în temeiul RA, cu excepţia cazului în care o analiză a statului belgian demonstrează că o astfel de reziliere ar putea afecta în mod negativ securitatea aprovizionării Belgiei şi/sau că o reziliere nu ar fi adecvată din punct de vedere financiar. Pentru mai multe detalii, a se vedea secţiunea 3.3.1.3.3.

4.1.4.Împrumuturi din partea acţionarilor şi WCF

(258)Potrivit Belgiei, statul belgian şi Electrabel, în calitate de acţionari, sunt de acord să îşi finanţeze cota proporţională din cerinţele de finanţare ale BE-NUC sau deficitele de finanţare neaşteptate (în măsura în care acestea se referă la costuri şi cheltuieli care nu sunt finanţate de alte mecanisme, cum ar fi veniturile BE-NUC, diferenţele de plată către BE-NUC în cadrul RA, împrumutul SDC etc., asigurându-se că respectivele costuri nu sunt acoperite de două ori).

(259)Belgia a explicat că Electrabel şi statul belgian au încheiat acorduri individuale şi identice privind împrumuturile din partea acţionarilor cu BE-NUC. Ratele dobânzii nu au fost fixe, dar Contractele de împrumut din partea acţionarilor prevăd că rata dobânzii pentru fiecare împrumut din partea acţionarilor va fi o rată stabilită în condiţii de concurenţă deplină, stabilită de consiliul de administraţie al BE-NUC în conformitate cu Acordul acţionarilor, în raport cu ratele predominante de pe piaţă şi cu orice finanţare comparabilă prin îndatorare din partea terţilor care ar putea fi disponibilă la momentul relevant. Condiţiile de rambursare a sumelor şi a ratelor dobânzii sunt identice.

(260)Belgia a explicat că WCF serveşte la finanţarea nevoii de capital circulant care decurge din funcţionarea unităţilor LTO. BE-NUC va fi autorizată să tragă WCF în cazul în care diferenţa dintre intrările şi ieşirile sale de numerar este mai mică decât cheltuielile operaţionale estimate pentru următoarea perioadă de cheltuieli stabilită în RA. Cuantumul WCF trebuie să fie cel puţin media cheltuielilor operaţionale agregate estimate pentru o perioadă de trei luni. Belgia a clarificat că, în fapt, WCF serveşte drept punte în cursul exerciţiului către valoarea anuală MOCP, acţionând ca o facilitate de credit reînnoibilă care ar fi rambursată anual, dacă ar fi trasă, de către MOCP furnizată de statul belgian.

(261)Belgia a clarificat faptul că Electrabel va propune o metodologie pentru împrumutul din partea acţionarilor Electrabel, descrisă într-o listă de termeni şi condiţii, care va fi comunicată consiliului de administraţie al BE-NUC şi apoi reprodusă pentru împrumutul acordat de statul belgian, precum şi pentru WCF. Condiţiile de rambursare a sumelor şi a ratelor dobânzii sunt identice. Belgia a susţinut că metodologia este încă în discuţie şi că va fi comunicată într-o etapă ulterioară.

4.2.1.Atribuirea EMSA printr-o procedură de licitaţie competitivă

(262)În ceea ce priveşte achiziţionarea de servicii de gestionare a energiei în cadrul EMSA, Belgia a susţinut că achiziţionarea acestor servicii se realizează printr-o procedură de licitaţie competitivă, transparentă, nediscriminatorie şi necondiţionată. În special, contractul EMSA va fi atribuit printr-o procedură de negociere cu invitaţie prealabilă la procedura concurenţială de ofertare (articolul 120 din Legea belgiană privind achiziţiile publice din 17 iunie 2016), care este o procedură standard în sectorul utilităţilor publice. Prin urmare, Belgia concluzionează că EMSA nu oferă un avantaj managerului energetic (partenerul EMSA) şi că partenerul EMSA nu beneficiază de ajutor de stat.

(264)Mai precis, Belgia a explicat că, înainte de elaborarea documentelor de licitaţie, a fost lansată o solicitare de informaţii privind EMSA pentru a colecta opinii de pe piaţă, inclusiv un număr mare de subiecte legate de conţinutul contractului EMSA. În plus, oferta impune criterii de selecţie specifice care să asigure faptul că participanţii calificaţi/selectaţi sunt adecvaţi scopului, având în vedere importanţa şi caracterul sensibil al serviciului oferit. Mai multe informaţii privind procedura de licitaţie şi criteriile de selecţie sunt furnizate în secţiunea 3.3.1.5.1.

(265)Astfel cum s-a menţionat în secţiunea 3.3.1.5.2, în urma procedurii oficiale de investigare, Belgia a decis să acorde autoritatea decizională în ceea ce priveşte modulările economice partenerului EMSA şi prin înlocuirea remuneraţiei fixe a partenerului EMSA cu o combinaţie între o taxă fixă şi o taxă variabilă, oferind astfel stimulente mai puternice pentru modularea în funcţie de semnalele pieţei, ţinând seama în acelaşi timp de constrângerile tehnice (şi de potenţialele riscuri de oprire automată) ale unităţilor LTO.

4.2.2.Garanţii suplimentare privind administratorul de energie

(267)Belgia a clarificat în continuare că în prezent sunt luate şi puse în aplicare măsuri suficiente pentru a identifica şi a preveni în mod eficace eventualele conflicte de interese, măsuri care vor fi luate şi puse în aplicare şi în viitor. Măsurile respective pot fi rezumate după cum urmează:

a)Solicitarea de informaţii permite testarea pieţei şi orice parte interesată ar putea propune în acest context condiţii şi propuneri diferite care să fie reflectate în solicitarea de informaţii, asigurându-se că licitaţia nu include bariere în dezavantajul niciunui participant interesat, spre deosebire de GEMS (sau al oricărei societăţi din grupul Engie). Electrabel (sau orice societate din grupul Engie) nu va fi implicată în procesul de elaborare a documentaţiei de licitaţie în urma (rezultatelor) solicitării de informaţii.

4.2.3.Concluzia Belgiei cu privire la EMSA

(269)Belgia a concluzionat că procedura de licitaţie a EMSA exclude orice potenţial ajutor de stat, deoarece: (i) statul belgian se va asigura că BE-NUC va respecta în mod riguros legislaţia şi principiile privind achiziţiile publice şi (ii) procesul consultativ amplu înainte de lansarea efectivă a licitaţiei oferă garanţii suplimentare care asigură faptul că achiziţionarea serviciilor se realizează printr-o procedură de licitaţie competitivă, transparentă, nediscriminatorie şi necondiţionată.

4.3.1.Responsabilităţi în materie de dezafectare

(271)Belgia a clarificat faptul că responsabilităţile în materie de dezafectare şi dezasamblare LTO care rezultă din proiectul LTO ("asinergii"), dacă sunt dovedite de Electrabel, vor fi suportate de statul belgian prin intermediul unei plăţi forfetare unice (integrale şi finale) la data încheierii tranzacţiei. Belgia a explicat că acordul de punere în aplicare prevede că statul belgian şi Electrabel ar trebui să convină asupra sumei într-un interval de timp stabilit şi, în cazul în care nu fac acest lucru, chestiunea va fi înaintată CPN/CNV în vederea luării unei decizii.

(273)Belgia a explicat că statul belgian şi Electrabel nu au reuşit să ajungă la un acord cu privire la sumă în termenul stabilit, astfel încât chestiunea a fost înaintată CPN/CNV în vederea luării unei decizii. Mai precis, Belgia a clarificat faptul că:

e)La 24 iunie 2024, CPN/CNV a emis avizul privind responsabilităţile în materie de dezafectare şi dezasamblare LTO şi a concluzionat că impactul proiectului LTO asupra costurilor de dezafectare reprezintă o creştere a costurilor de dezafectare (costuri peste noapte - overnight) cu [100-500] de milioane EUR (valorile din 2021). Costurile overnight calculate trebuie actualizate utilizând rata de actualizare şi rata inflaţiei determinate la momentul revizuirii trienale din 2022. Pe această bază, creşterea costurilor de dezafectare şi dezasamblare este de [100-500] de milioane EUR (valorile din 2023).

4.3.2.Poziţia Belgiei cu privire la proporţionalitatea limitării deşeurilor

4.3.2.1.Preocupări legate de factorul de actualizare

(276)Belgia a susţinut că preocupările Comisiei legate de rata de actualizare provin dintr-o analiză a CPN/CNV în avizul său din 7 martie 2023 adresat ministrului energiei (¹¹³), în care CPN/CNV consideră că rata de actualizare care ar trebui utilizată pentru cheltuielile cu combustibilul uzat trebuie să se apropie treptat de rata rentabilităţii fără risc pe termen lung (calculată ca 2,17 %) şi sugerează utilizarea unei rate de actualizare în două etape (3,17 % pentru primii 30 de ani şi 2,17 % după prima perioadă de 30 de ani).

(277)Belgia a făcut trimitere la o analiză independentă elaborată de Compass Lexecon (¹¹⁴), care a demonstrat că rata de actualizare de 3 % reţinută de statul belgian este proporţională, pe baza următoarelor: (i) o analiză economică a abordării recomandate de CPN/CNV, (ii) alte abordări relevante şi (iii) precedentul german în cazul SA.45296.

a)În primul rând, analiza independentă a ratei de actualizare a demonstrat că abordarea în două etape sugerată de CPN/CNV pentru stabilirea ratei de actualizare este echivalentă cu actualizarea fluxurilor de plăţi cu o rată de actualizare unică de 2,9 % (¹¹⁵). În plus, analiza a arătat că ratele sugerate de CPN/CNV au fost calculate pentru o anumită perioadă de rate scăzute susţinute ale dobânzii şi că, atunci când se actualizează calculul pe baza datelor privind ratele OLO disponibile la momentul deciziei de iniţiere a procedurii din 22 iulie 2024, abordarea în două etape conduce la o rată de actualizare echivalentă de 3,2 % (¹¹⁶), şi anume cu 24 de puncte de bază mai mare decât rata de actualizare reţinută de statul belgian.

b)În al doilea rând, analiza independentă a sugerat că abordarea în două etape propusă de CPN/CNV nu este singura soluţie pentru stabilirea unei rate de actualizare care ar aborda treptat rata rentabilităţii fără risc pe termen lung. Rata de actualizare ar trebui să reprezinte, într-adevăr, rentabilitatea pe care Hedera o poate obţine prin investirea în prezent a sumei forfetare în active fără risc. Această analiză confirmă faptul că, investind într-un portofoliu de anumite titluri cu venit fix, inclusiv obligaţiuni de stat belgiene cu scadenţe diferite, statul belgian ar putea obţine o rată mai mare de 3 % (¹¹⁷).

(¹¹⁷)Aceasta a fost completată de răspunsul la întrebarea 5.4 din solicitarea de informaţii din 1 octombrie. În practică, pentru a se proteja împotriva riscului de inflaţie, Hedera se va concentra pe o gestionare dinamică a activelor şi pasivelor, bazată pe un portofoliu diversificat care include active ce permit fondului să se protejeze împotriva inflaţiei. De exemplu, Hedera ar putea concepe un portofoliu bazat pe (dar fără a se limita la) obligaţiuni şi instrumente de datorie, capitaluri proprii, bunuri imobile şi instrumente derivate, cu obiectivul pe termen lung de a obţine o rentabilitate de 1 % în termeni reali, reducând în acelaşi timp la minimum riscul de volatilitate.

c)În cele din urmă, potrivit analizei independente, în precedentul german referitor la transferul responsabilităţilor privind deşeurile nucleare către statul german (cazul SA.45296), rata de actualizare a fost de 4,58 %, pe baza unei rate de rentabilitate preconizate pe 30 de ani de către Autoritatea Europeană de Asigurări şi Pensii Ocupaţionale (EIOPA), care era de 1,994 % la momentul deciziei Comisiei din iunie 2017. Factorul de actualizare de 4,58 % a fost considerat acceptabil de către Comisie în ceea ce priveşte responsabilităţile germane privind deşeurile radioactive şi combustibilul uzat. În contextul creşterii semnificative a ratei EIOPA, rata de actualizare mult mai scăzută, de 3 % sugerată de statul belgian, pare a fi în concordanţă cu nivelul actual al ratei dobânzii.

4.3.2.2.Preocupări legate de riscurile avute în vedere în acordul privind limitarea deşeurilor

(278)Belgia a susţinut că preocupările Comisiei legate de riscurile avute în vedere în acordul privind limitarea deşeurilor provin, de asemenea, din avizul CPN/CNV adresat ministrului energiei (a se vedea nota de subsol 113), în care ar trebui luate în considerare trei riscuri:

(279)Analiza independentă efectuată de Compass Lexecon a arătat că aceste riscuri au fost luate în considerare şi a demonstrat că abordarea adoptată de statul belgian este prudentă şi include suficiente cheltuieli neprevăzute pentru a acoperi aceste riscuri.

a)În ceea ce priveşte riscul de depăşire a costurilor, analiza a constatat că respectivele costuri de gestionare a deşeurilor nucleare sunt adesea auditate şi actualizate în Belgia şi că limitarea deşeurilor s-a bazat pe cele mai recente date disponibile. În plus, limitarea deşeurilor cuprinde în sine o sumă de bază şi o primă de risc. Valoarea de bază se întemeiază pe un inventar al deşeurilor şi pe un scenariu industrial de referinţă elaborat de ONDRAF/NIRAS, reprezentând situaţia "mai probabilă" (şi anume, un scenariu de risc de 50 %), ceea ce înseamnă că respectivele contingenţe reţinute vor fi suficiente pentru a acoperi depăşirile de costuri cu o probabilitate de 50 %. Prima de risc, adăugată la suma de bază, se întemeiază pe o notă din partea ONDRAF/NIRAS, care adoptă o abordare ascendentă pentru a identifica şi a cuantifica unele riscuri suplimentare, acoperind: (i) riscul de depăşire a costurilor suplimentare pentru instalaţia de depozitare geologică care nu este deja acoperit de contingenţele cantităţii de bază, (ii) riscul ca o altă soluţie tehnică decât instalaţia de depozitare geologică la o adâncime de 400 m să fie reţinută, (iii) riscul de depăşire a costurilor suplimentare pentru exploatarea şi întreţinerea instalaţiilor de stocare de la locul de producere Belgoprocess, pentru exploatarea instalaţiilor de stocare a combustibilului uzat după 2050 şi pentru construirea de instalaţii suplimentare care nu sunt deja acoperite de contingenţele cantităţii de bază şi (iv) riscul reglementar ca anumite deşeuri să nu fie eligibile pentru depozitarea la suprafaţă. În plus, potrivit analizei, prima de risc reprezintă 5 185 de milioane EUR, adică 53 % din suma de bază (9 815 milioane EUR), ceea ce reprezintă mult mai mult decât prima de risc de 35 % inclusă în metodologia elaborată pentru transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare către statul german în cazul similar SA.45296. Metodologia utilizată în precedentul german a fost similară, dar scenariul belgian de referinţă al cazului beneficiază de date mai recente, inclusiv de feedback de la proiectele din Elveţia şi Finlanda, şi, prin urmare, se bazează pe un set de date mai actualizat.

b)În ceea ce priveşte riscul de subestimare a inflaţiei costurilor de construcţie, analiza a arătat că evoluţia costurilor de construcţie măsurată de Association Belge des Experts ("ABEX") nu diferă în mod semnificativ de inflaţia măsurată de IPC. Conform analizei, preocuparea CPN/CNV a fost motivată de inflaţia mai ridicată decât cea normală a costurilor de construcţie în 2022, iar această creştere a inflaţiei este luată în considerare în prima de risc. Analiza a remarcat totodată că inflaţia pe termen lung reţinută în Germania în cazul similar SA.45296 a fost de 1,60 %, în timp ce inflaţia pe termen lung este stabilită la 2 %, care reprezintă ţinta BCE în cazul de faţă.

c)În ceea ce priveşte riscul de investiţie şi preocuparea CPN/CNV cu privire la faptul că fondul Hedera responsabil de provizioane ar putea fi expus riscului unui rentabilităţi care nu este suficientă pentru a acoperi cheltuielile, analiza a arătat că, investind în prezent într-un portofoliu de obligaţiuni cu scadenţe diferite şi păstrându-le până la scadenţă, fondul va primi cupoane la o rată a dobânzii care nu variază, astfel încât fondul să nu fie expus la o modificare a ratei dobânzii [utilizând tehnici de gestionare a activelor şi pasivelor (asset and liability management - "ALM") pentru a corela activele cu pasivele la scadenţă]. Cu toate acestea, analiza a menţionat două riscuri reziduale la care fondul ar fi expus prin această abordare:

(280)Această analiză a fost completată de răspunsul la întrebarea 5.4 din solicitarea de informaţii din 1 octombrie 2024. Belgia a susţinut că, în practică, portofoliul Hedera ar trebui să fie conceput pentru a face faţă tuturor scenariilor economice plauzibile pentru perioada respectivă, în special în ceea ce priveşte nivelul inflaţiei. Obiectivul Hedera este de a obţine o rentabilitate de 1 % în termeni reali (şi anume cu 1 % peste nivelul inflaţiei). În acest scop, Hedera va elabora o strategie care ia în considerare riscul ca o astfel de rentabilitate să nu fie realizată în cadrul anumitor regimuri economice (de exemplu, în cazul unei perioade prelungite de inflaţie ridicată) cu un portofoliu compus exclusiv din obligaţiuni. Prin urmare, Hedera se va concentra pe o gestionare dinamică a activelor şi pasivelor, bazată pe un portofoliu diversificat care include active ce permit fondului să se protejeze împotriva inflaţiei. De exemplu, Hedera ar putea concepe un portofoliu bazat pe (dar fără a se limita la) obligaţiuni şi instrumente de datorie, capitaluri proprii, bunuri imobile şi instrumente derivate, cu obiectivul pe termen lung de a obţine o rentabilitate de 1 % în termeni reali, reducând în acelaşi timp la minimum riscul de volatilitate. În cele din urmă, ar trebui remarcat faptul că Hedera îşi va limita prezentarea la acţiunile, obligaţiunile şi bunurile imobile belgiene. Scopul este de a asigura diversificarea şi faptul că fondul este suficient decuplat de economia Belgiei.

4.4.Poziţia Belgiei cu privire la efectele cumulative ale submăsurilor

(281)Belgia a susţinut că diferitele componente şi submăsuri ale proiectului LTO au făcut parte din solicitările Engie de a conveni asupra prelungirii duratei de viaţă şi au fost toate incluse în documentele privind tranzacţia în ansamblu semnate la 13 decembrie 2023. Cu toate acestea, Belgia a observat totodată că, în ceea ce priveşte componentele proiectului LTO, acestea diferă în raport cu o serie de elemente şi sunt complementare între ele, ceea ce limitează eventualele efecte cumulative care pot apărea.

4.4.1.Obiectul şi natura componentelor 1, 2 şi 3

(283)Belgia a susţinut că obiectul şi natura celor trei componente ale proiectului LTO sunt în mod inerent diferite şi a observat că, în decizia sa de iniţiere a procedurii, Comisia nu a luat în considerare în mod specific diferenţele sau asemănările dintre obiectul şi natura componentelor 1, 2 şi 3. În acest sens, Belgia a susţinut următoarele:

4.4.2.Scopul componentelor 1,2 şi 3

(284)Belgia a remarcat că scopul general al celor trei componente este legat de prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO. Cu toate acestea, Belgia a susţinut că scopul specific al fiecărei componente în parte este un element relevant în cadrul evaluării:

a)Obiectivul principal al componentei 1 este de a reduce incertitudinea veniturilor şi de a asigura viabilitatea pe termen lung a proiectului LTO prin prevenirea insolvenţei şi falimentului BE-NUC. În acelaşi timp, aceasta urmăreşte, de asemenea, să evite remunerarea excesivă a acţionarilor şi să limiteze sprijinul din partea statului belgian în calitate de contraparte RA. În special, măsurile financiare subiacente ale componentei 1 abordează fiecare riscuri diferite în mod proporţional: CfD reduce riscul legat de preţurile de pe piaţa angro, MOCP gestionează riscurile cu impact ridicat ale indisponibilităţii neaşteptate care conduc la pierderi în timpul fazei de exploatare, iar împrumuturile SDC asigură fluxuri de numerar suficiente în timpul opririi şi al lucrărilor LTO programate. Belgia a susţinut că acest fapt a fost recunoscut şi de Comisie în considerentul 208 din decizia de iniţiere a procedurii.

b)Componenta 2 se referă la gestionarea obligaţiilor de mediu şi în materie de dezafectare pe termen lung ale parcului nuclear belgian, care sunt separate de preocupările operaţionale şi financiare ale BE-NUC abordate în componenta 1. Această componentă vizează în primul rând transferul responsabilităţilor viitoare în cauză legate de deşeurile nucleare, care reprezintă un obiectiv diferit de asigurarea finanţelor operaţionale. Belgia a susţinut că, în ceea ce priveşte Comisia, aceasta pare să confirme acest scop separat al componentei 2 în considerentul 208 din decizia de iniţiere a procedurii.

4.4.3.Beneficiarii direcţi ai componentelor 1, 2 şi 3

(285)De asemenea, potrivit celor susţinute de Belgia, componentele 1, 2 şi 3 au beneficiari direcţi diferiţi. Belgia a recunoscut că identificarea beneficiarilor fiecărei măsuri este un punct important în evaluarea existenţei efectelor cumulative. În această privinţă, statul belgian a prezentat următoarele observaţii:

4.4.4.Efectele cumulative ale componentelor 1, 2 şi 3

(287)În ceea ce priveşte un profil de risc potenţial modificat al Electrabel datorită componentelor 2 şi 3, aceste măsuri ar putea, într-adevăr, să aducă beneficii Electrabel în calitate de operator nuclear şi, prin urmare, să îmbunătăţească profilul de risc al Electrabel în ansamblu. Componentele 2 şi 3 nu modifică profilul de risc al BE-NUC, principalul beneficiar al componentei 1. Astfel cum s-a evaluat în cadrul unei analize independente efectuate de Compass Lexecon, având în vedere riscurile specifice care afectează proiectul, precum şi repartizarea riscurilor între BEGOV şi BE-NUC, profilul de risc al BE-NUC constituie factorul relevant pentru evaluarea proporţionalităţii componentei 1.

5.POZIŢIA ENGIE

(288)Engie şi-a prezentat observaţiile cu privire la decizia de iniţiere a procedurii la 9 septembrie 2024. În această comunicare, Engie furnizează elemente de probă şi analize în sprijinul argumentului său potrivit căruia îndoielile exprimate de Comisie în decizia de iniţiere a procedurii nu ar fi întemeiate. Răspunsul Engie la decizia de iniţiere a procedurii pune în discuţie măsura iniţială, astfel cum este descrisă în decizia de iniţiere a procedurii. Măsura actuală include modificări (introduse pentru a răspunde îndoielilor exprimate de Comisie în decizia sa de iniţiere a procedurii) în comparaţie cu măsura iniţială şi este prezentată în detaliu în secţiunea 3 din prezenta decizie. Poziţia Engie este aliniată la poziţia autorităţilor belgiene.

(289)Engie a susţinut că proiectul LTO este un acord global şi este rezultatul unor negocieri ample şi susţinute cu guvernul belgian, având ca principiu director de a-şi menţine angajamentul faţă de Belgia şi de a contribui la securitatea aprovizionării ţării prin acceptarea cererii Belgiei de a prelungi durata de viaţă a două reactoare nucleare, anulând astfel strategia sa publică de a opri operaţiunile nucleare în Belgia după 2025 (a se vedea considerentul 23). În plus, Engie a susţinut că proiectul LTO are efecte pozitive asupra pieţei interne, din următoarele motive:

a)În primul rând, proiectul LTO este esenţial pentru a asigura securitatea aprovizionării cu energie electrică a Belgiei în următorii ani, reducând eventual în acelaşi timp costurile de finanţare ale mecanismului belgian de asigurare a capacităţii. Acest efect pozitiv va aduce beneficii, în mod indirect, şi statelor membre învecinate interconectate cu Belgia, care pot importa energie electrică (observându-se că aceste exporturi nu corespund vânzărilor directe, ci operaţiunilor de echilibrare gestionate de OST).

(290)Engie a susţinut, de asemenea, că există mai multe diferenţe între proiectul LTO (prelungirea duratei de viaţă a Doel 4 şi Tihange 3) şi prelungirea duratei de viaţă a Doel 1, Doel 2 şi Tihange 1 în 2015 ("LTO existent"):

a)În primul rând, proiectul LTO a fost iniţiat de statul belgian în 2022, după ce Engie a luat decizia (începând din 2020) de a se retrage din activităţile nucleare şi de a-şi reorienta activităţile pentru a se concentra asupra energiilor din surse regenerabile şi a infrastructurilor energetice. Prin urmare, acesta a impus Engie să îşi anuleze complet strategia, ceea ce, în sine, a crescut costurile proiectului LTO, în special deoarece Electrabel nu a efectuat niciun studiu preliminar de siguranţă şi nu a constituit niciun provizion în vederea unei eventuale noi prelungiri a duratei de viaţă sau a unei prelungiri a duratei de viaţă a LTO existente. În schimb, la momentul LTO existent, Electrabel continua să efectueze studii preliminare pentru extinderea operaţiunilor reactoarelor nucleare belgiene, un astfel de scenariu fiind considerat probabil la momentul respectiv.

c)În al treilea rând, pe lângă incertitudinea în materie de reglementare, se preconizează că BE-NUC va fi expusă unei volatilităţi crescute a preţurilor pieţei (în comparaţie cu situaţia din 2015), în contextul ponderii tot mai mari a surselor regenerabile de energie în mixul energetic. În plus, condiţiile de piaţă au fost, de asemenea, în mod substanţial diferite în 2015, când sursele de energie bazate pe combustibili fosili şi cele mai stabile reprezentau o pondere mai mare din mixul energetic, rareori existând preţuri scăzute/negative.

d)În al patrulea rând, rezultatele financiare ale LTO existent au fost afectate în mod negativ de evenimente de indisponibilitate mai ample decât cele anticipate, de CAPEX şi de un preţ mai scăzut al energiei pe piaţa captivă. Începând din 2016, în conturile Engie au fost înregistrate mai multe deprecieri în legătură cu activităţile sale nucleare, ceea ce a dus la pierderi financiare semnificative pentru grupul Engie (de unde reiese concluzia că aceste activităţi nu pot fi suportate doar de un actor privat de pe piaţă şi în lipsa unui mecanism echilibrat de partajare a riscurilor).

e)În cele din urmă, AFCN/FANC a subliniat în mod clar, într-un document de poziţie din 2021 (¹¹⁸), numeroasele diferenţe dintre LTO existent şi actualul proiect LTO. Pentru a permite o repornire până la 1 noiembrie 2025, cu un an mai devreme decât se prevăzuse iniţial, AFCN/FANC a autorizat finalizarea îmbunătăţirilor de securitate necesare pe o perioadă de trei ani de la repornire (până la 31 decembrie 2028), în timp ce pentru LTO existent AFCN/FANC autorizase o perioadă de cinci ani după repornire pentru întreprinderea lucrărilor necesare.

(¹¹⁸)AFCN/FANC, 28 noiembrie 2021, " Position de l’AFCN sur le projet LTO pour Doel 4 et Tihange 3 " (Poziţia AFCN cu privire la proiectul LTO pentru Doel 4 şi Tihange 3), p. 5, (traducere la cerere), disponibilă la adresa: https://afcn.fgov.be/fr/system/files?file=2021-11-28-afcn-position-lto-final-fr.pdf. "Situaţia Doel 4 şi Tihange 3 nu poate fi comparată cu cea a unităţilor Doel 1&2 (pentru care, în 2014, decizia de a le aproba LTO a fost luată doar în ultimul moment). Unităţile Doel 1&2 au putut fi repornite relativ rapid în iarna anului 2015, deoarece: (i) dosarul LTO pentru aceste reactoare a fost întocmit şi aprobat încă din 2012, astfel încât modificările necesare pentru repornire (referitoare la condiţiile echipamentelor şi la gestionarea uzurii) erau perfect cunoscute şi (ii) articolul 30 din Decretul regal PSIN nu intrase încă în vigoare şi, prin urmare, modificările aduse proiectului de siguranţă puteau fi repartizate între diferitele opriri programate în perioada 2015-2020. [...] Extinderea funcţionării în condiţii de siguranţă a reactoarelor nucleare Doel 4 şi Tihange 3 necesită un plan de acţiune extins, care abordează în principal elementele responsabile de garantarea securităţii nucleare. Acest plan de acţiune vizează proiectarea, controlul şi construcţia/fabricarea/instalarea unui număr potenţial ridicat de componente. Prin urmare, elaborarea şi punerea în aplicare a modificărilor necesare pentru îndeplinirea noilor cerinţe în materie de siguranţă vor dura câţiva ani."

(294)Engie a susţinut că nu are obiecţii cu privire la calificarea drept o singură intervenţie, în măsura în care aceasta corespunde criteriilor stabilite de jurisprudenţa Curţii de Justiţie a Uniunii Europene (¹¹⁹). În special, Engie a fost de acord cu opinia Comisiei din considerentul 208 din decizia de iniţiere a procedurii, potrivit căreia cele trei componente ale măsurii sunt interdependente şi contribuie în totalitate la executarea acordului privind prelungirea duratei de viaţă, ceea ce le permite să fie considerate o singură intervenţie. Engie a recunoscut că întrunea condiţiile prealabile în ceea ce priveşte expunerea sa la risc şi gestionarea combustibilului uzat şi a deşeurilor nucleare, ceea ce a condus la un acord global şi cuprinzător care depăşeşte simpla instituire a unui mecanism de remunerare pentru prelungirea duratei de exploatare a unităţilor nucleare. Cu toate acestea, fără a pune sub semnul întrebării această calificare propusă a unei singure intervenţii, Engie a subliniat că unele dintre submăsurile proiectului LTO nu constituie ajutor de stat, deoarece nu conferă un avantaj selectiv întreprinderii Electrabel, în special:

c)compensarea de către statul belgian a pierderilor de acoperire a costurilor în cazul neîncheierii, care nu depăşeşte responsabilităţile în condiţii normale de piaţă în tranzacţii comparabile, fiecare parte fiind considerată răspunzătoare pentru costurile suportate în legătură cu (întocmirea) acordului în cazul în care neîncheierii datorată oricăreia dintre părţi. Engie este răspunzătoare în proporţie de 100 % pentru astfel de costuri în cazul în care este responsabilă pentru nefinalizarea încheierii şi se prevede o divizare în cazul în care nicio parte nu este responsabilă pentru nefinalizarea încheierii.

(295)Engie a subliniat că efectul stimulativ, pe care Comisia l-a considerat plauzibil în evaluarea sa din considerentele 229 şi 239 din decizia de iniţiere a procedurii, nu este ipotetic, dar că nu există nicio îndoială că Electrabel nu ar fi continuat operaţiunile unităţilor LTO în absenţa proiectului LTO, inclusiv a celor trei componente. Engie a susţinut în acest sens că:

a)Electrabel începuse deja să îşi pună în aplicare strategia de retragere totală din activităţile nucleare şi nu avea nicio posibilitate de a reveni asupra acestei decizii [făcută publică în comunicarea financiară publică a Engie (¹²⁰)] în cadrul juridic aplicabil la momentul respectiv.

b)Poziţia Engie a fost reflectată în mod clar în documentele de poziţie ale AFCN/FANC şi în rapoartele privind fezabilitatea proiectului operaţional pe termen lung pentru Doel 4 şi Tihange 3 (¹²¹).

(¹²¹)A se vedea, de exemplu, AFCN/FANC, 28 noiembrie 2021, " Position de l’AFCN sur le projet LTO pour Doel 4 et Tihange 3 " (Poziţia AFCN cu privire la proiectul LTO pentru Doel 4 şi Tihange 3), p. 5, (traducere la cerere), disponibilă la adresa: https://afcn.fgov.be/fr/system/files?file=2021-11-28-afcn-position-lto-final-fr.pdf. "[O]peratorul Electrabel a anunţat în noiembrie 2020 că guvernul belgian optase în mod clar în acordul său guvernamental pentru eliminarea completă a energiei nucleare până în 2025. Cu mai puţin de cinci ani înainte de această dată, operatorul centralelor nucleare Doel şi Tihange a decis că nu mai era posibilă pregătirea unei eventuale extinderi a funcţionării unităţilor sale Doel 4 şi Tihange 3. Prin urmare, Electrabel a decis să îşi aloce toate resursele pentru pregătirea opririi definitive şi a dezasamblării tuturor celor 7 reactoare nucleare de la locurile de producere Doel şi Tihange. Prin urmare, proiectul «LTO G2 Preparation» a fost suspendat de operator la acel moment."

c)Comunicarea Engie cu privire la negocierea proiectului LTO cu guvernul belgian a arătat foarte clar că, în lipsa unui mecanism de partajare a riscurilor şi a unei soluţii pentru costurile aferente combustibilului uzat şi deşeurilor nucleare rezultate din exploatarea celor şapte centrale nucleare belgiene, Electrabel nu ar lua în considerare prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO (¹²²). Această poziţie a fost precizată în mod clar de la începutul discuţiilor privind proiectul LTO, astfel cum se menţionează într-un raport AFCN/FANC şi în comunicarea directorului general al Engie (astfel cum se menţionează în considerentul 6 din decizia de iniţiere a procedurii).

(¹²²)A se vedea, de exemplu, AFCN/FANC, 17 ianuarie 2022, " Résumé et analyse des actions nécessaires pour l’activation du plan B - Long Term Operation Doel 4 & Tihange 3 ", p. 9, (traducere la cerere), disponibilă la adresa: https://afcn.fgov.be/fr/system/files?file=20220118-note-afcn-liste-analyse-actions-late-lto-vf.pdf. "[...] Electrabel ar dori să aibă o garanţie înainte de a întreprinde acţiuni pe cont propriu. În cazul în care guvernul doreşte să activeze planul B [funcţionarea pe termen lung a Doel 4 şi Tihange 3], acesta va trebui să acorde prioritate discuţiilor cu Electrabel cu privire la condiţiile şi garanţiile necesare înainte de a continua dezvoltarea planului B (sarcina 1). AFCN atrage din nou atenţia guvernului asupra faptului că cvasitotalitatea acţiunilor din planul B care intră în sfera de competenţă a AFCN (crearea dosarului LTO) necesită cooperarea Electrabel. Potrivit Electrabel, orice discuţie cu privire la un posibil LTO este condiţionată de existenţa unui cadru de reglementare clar, stabil şi coerent pentru securitatea nucleară. AFCN înţelege acest punct de vedere şi, prin urmare, intenţionează să continue lucrările de clarificare a cadrului de reglementare privind securitatea nucleară în primul trimestru al anului 2022".

(296)În plus, Engie a subliniat că stimulentul pentru Electrabel de a continua exploatarea unităţilor LTO rezultă din întregul pachet de măsuri de sprijin furnizate de proiectul LTO, care a fost calibrat în mod corespunzător în acest scop. Niciuna dintre submăsurile luate separat nu ar fi putut oferi suficiente stimulente. De asemenea, eliminarea oricărui element al pachetului ar fi determinat Engie să refuze continuarea proiectului LTO. Engie concluzionează că, prin urmare, măsurile menţionate în considerentul 235 din decizia de iniţiere a procedurii nu ar trebui considerate ca oferind în mod individual un stimulent specific (sau suplimentar), ci ar trebui luate în considerare în ansamblu.

(298)Potrivit Engie, existenţa doar a mecanismelor de remunerare în vigoare era inadecvată în acest scop, din mai multe motive: (i) RA prevede riscuri reziduale pentru Engie, (ii) în lipsa JV, Engie ar fi trebuit să suporte temporar 100 % din pierderi în aşteptarea despăgubirii/compensaţiei prevăzute în alt mod în acorduri şi (iii) Engie era în curs de a-şi limita expunerea la energia nucleară şi nu dorea să investească singură cheltuielile CAPEX necesare de peste [2-2,5] miliarde EUR pentru proiectul LTO şi să suporte singură toate pierderile potenţiale cauzate de indisponibilităţi neprevăzute şi de depăşiri de costuri.

(301)În ceea ce priveşte necesitatea CfD, Engie a susţinut, având în vedere disfuncţionalităţile pieţei legate de industria nucleară şi volatilitatea ridicată a pieţei energiei electrice în următorii ani, că proiectul LTO este expus unui risc ridicat de deficit de finanţare, conferind CfD statutul de instrument necesar pentru atingerea unui obiectiv de interes comun. Engie a menţionat, de asemenea, termenul scurt de prelungire a duratei de viaţă (10 ani) în comparaţie cu investiţiile medii în sectorul nuclear, costurile semnificative şi faptul că unităţile LTO nu vor funcţiona la o capacitate de 100 % în primii trei ani, deoarece vor fi finalizate simultan lucrările de prelungire a duratei LTO.

(302)Engie a susţinut că proiectul CfD şi MPRA sunt adecvate şi proporţionale pentru a menţine reacţia în mod eficient a stimulentelor unităţilor LTO la semnalele pieţei. În această privinţă, Engie susţine aceleaşi argumente ale statului belgian cu privire la constrângerile de natură tehnică, de reglementare şi economice ale unităţilor LTO (a se vedea secţiunea 2.1). Engie a susţinut că, chiar şi în prezent, în absenţa CfD şi cu o flotă de cinci reactoare care permit o strategie mai diversificată, Engie dispune de o flexibilitate foarte limitată pentru a ajusta producţia de energie electrică nucleară ca răspuns la semnalele pieţei pe termen scurt şi mediu. Potrivit Engie, în cadrul acestei marje de manevră limitate, CfD a fost conceput pentru a stimula pe deplin BE-NUC să reacţioneze la semnalele de preţ, în măsura în care acest lucru este fezabil din punct de vedere tehnic.

a)În primul rând, Engie a subliniat că, spre deosebire de sursele flexibile de producere a energiei electrice şi de unităţile de producţie mai noi şi/sau de alte tipuri de reactoare nucleare, unităţile LTO au fost concepute pentru producerea de energie electrică la sarcina de bază şi au capacităţi de modulare foarte limitate, astfel încât comportamentul său raţional este de a nu modula de fiecare dată când preţurile devin negative ori sunt mai mici decât costurile sale marginale pe termen scurt (short-run marginal costs - SRMC). Engie a clarificat faptul că modularea energetică economică a unităţilor nucleare din Belgia a fost permisă de AFCN/FANC numai începând din 2015, sub rezerva unor constrângeri tehnice stricte, astfel cum se explică în considerentele 13-15 din prezenta decizie. Prin urmare, având în vedere aceste constrângeri (coroborate cu riscul opririi automate cu fiecare modulare, riscul de dezechilibru pe care l-ar implica o astfel de oprire şi absenţa economiilor de combustibil în timpul modulării), Engie a explicat că operatorul nuclear nu poate ajusta în mod liber producţia de energie electrică a unităţilor ca reacţie la preţuri negative şi că ar trebui să se utilizeze în mod optim capacităţile limitate de modulare.

b)În al doilea rând, MPRA şi modificarea duratei ciclului combustibilului asigură faptul că întreruperile planificate vor fi stabilite în perioada de vară, când preţurile au fost şi se preconizează că vor fi, din punct de vedere istoric, la cel mai scăzut nivel. Acest fapt va asigura disponibilitatea unităţilor LTO atunci când se preconizează că cererea de energie electrică (şi preţurile) va fi la cel mai ridicat nivel. Engie a adăugat, de asemenea, că pregătirea întreruperii planificate a unei unităţi nucleare durează aproximativ 12 luni, trebuie comunicată pieţei în prealabil şi implică un număr mare de părţi interesate. Odată programată, operatorul nuclear nu poate schimba data întreruperii fără aprobarea prealabilă a operatorului de reţea. Prin urmare, în practică, deşi întreruperile pot fi planificate având în vedere condiţiile de piaţă pe termen lung, programarea unei operaţiuni de întreţinere a centralei nucleare nu este receptivă la semnalele pieţei pe termen scurt.

(303)În cele din urmă, în ceea ce priveşte parametrii proiectului CfD, Engie a susţinut că preţul PZU este MRP adecvat.

a)În primul rând, Engie a susţinut că produsele pe termen lung nu au niciun impact asupra deciziilor de dispecerizare ale unei centrale nucleare al cărei cost marginal pe termen scurt (SRMC) este în mod inerent foarte scăzut. Preţurile la termen ale energiei electrice nu au fost niciodată negative pe nicio piaţă europeană, iar un astfel de eveniment poate fi considerat foarte puţin probabil în viitor. Prin urmare, Engie a susţinut că produsele pe termen lung nu furnizează semnalele de piaţă necesare pentru a arbitra deciziile de dispecerizare, dar că, indiferent de MRP ales, dispecerizarea va fi întotdeauna determinată de comparaţia dintre SRMC şi costurile de oportunitate, pe de o parte, şi preţul PZU, pe de altă parte (ţinând seama de capacităţile în materie de flexibilitate ale centralei).

b)În al doilea rând, Engie a susţinut că utilizarea produselor la termen ca MRP ar expune BE-NUC la riscuri semnificative şi imposibil de gestionat care decurg din disponibilitatea insuficientă a unor produse adecvate pe termen lung pe piaţa belgiană, deoarece:

- Lipsa de lichiditate a pieţei la termen nu numai că îi conferă statutul de valoare de referinţă slabă pentru calcularea plăţii pentru diferenţă faţă de preţul de exercitare, ci introduce şi riscuri semnificative legate de formarea preţurilor, denaturări ale pieţei şi costuri de executare. În schimb, preţul PZU oferă cea mai mare lichiditate şi transparenţă în ceea ce priveşte formarea preţurilor, evitând astfel problemele legate de lipsa de transparenţă în materie de lichiditate, costurile asociate replicării, costurile de acoperire a riscurilor prin substituent şi cerinţele de constituire a marjelor.

(¹²⁴)Produsele la termen sunt, în cea mai mare parte, programate, odată cu trimestrul următor şi luna următoare. Cu toate acestea, având în vedere modelul de producţie fluctuant şi incert al unităţilor LTO din cauza întreruperilor planificate (chiar şi mai exacerbate în timpul lucrărilor LTO până în 2029 şi incertitudinile privind activitatea şi planificarea) şi indisponibilitatea neplanificată, utilizarea unui produs pe termen lung ca MRP ar conduce la un risc de volum substanţial şi la costuri semnificative de lichidare a acoperirilor la termen în cazul lipsei producţiei, punând în continuare în pericol generarea fluxului de numerar şi viabilitatea financiară a BE-NUC.

c)Engie a susţinut că riscurile suplimentare decurg din faptul că flota sa de reactoare nucleare va fi redusă în mod semnificativ începând din 2025 din cauza dezafectării a cinci din şapte reactoare nucleare. Această reducere va creşte riscul de indisponibilitate, deoarece orice probleme operaţionale sau de indisponibilitate ale unităţilor LTO nu pot fi compensate prin alte active. În consecinţă, modelul de producţie al BE-NUC va deveni mai incert, sporind riscul de a nu livra energie electrică în temeiul unor contracte pe termen lung. În astfel de scenarii, BE-NUC ar fi obligată să răscumpere energia electrică la preţuri potenţial mai mari, ceea ce ar duce la pierderi financiare semnificative, pe lângă pierderea de venituri din scăderea producţiei. Aceste pierderi ar fi exacerbate de lipsa de lichiditate a pieţelor pe termen lung, unde marjele mari de licitaţie şi volumele limitate de tranzacţionare ar putea creşte şi mai mult costul îndeplinirii obligaţiilor contractuale (¹²⁵).

(¹²⁵)Engie s-a confruntat cu o astfel de situaţie în 2018, când mai multe unităţi erau indisponibile simultan, societatea rămânând, în medie, doar cu 52 % din capacitatea sa nominală. Engie a fost nevoită să îşi răscumpere contractele de acoperire a riscurilor la termen într-un context în care preţurile practicate de Belgia au crescut considerabil, iar capacităţile de interconectare erau saturate, înregistrând la sfârşitul anului o pierdere EBITDA de [0-0,5] miliarde EUR pentru activităţile sale nucleare (comparativ cu un profit de [0-0,5] miliarde EUR în anul precedent).

(304)Engie a subliniat că necesitatea MOCP şi a împrumuturilor SDC este legată în primul rând de contextul specific al proiectului LTO, ca o consecinţă a următoarelor: (i) decizia tardivă de a prelungi durata de viaţă a Doel 4 şi Tihange 3 şi termenul limitat pentru pregătirea şi punerea în aplicare a lucrărilor LTO necesare, (ii) activele învechite şi riscul sistemic sporit prin deţinerea a două unităţi având aceeaşi tehnologie, (iii) repornirea şi exploatarea simultană a unităţilor LTO în primii trei ani şi (iv) costul egalizat al energiei electrice în contextul prelungirii duratei de viaţă a centralelor nucleare, care este mai degrabă un activ ponderat în temeiul acordului O&M decât un activ nuclear complet nou (de tip greenfield).

(305)Engie a susţinut în continuare că atât MOCP, cât şi împrumuturile SDC sunt strict necesare deoarece: (i) plăţile datorate de statul belgian în temeiul RA nu acoperă evenimente importante de indisponibilitate, cauzate de probleme tehnice sau de situaţii de urgenţă în materie de reglementare la nivel internaţional ori de situaţii de urgenţă în domeniul nuclear; (ii) contrar afirmaţiei de la considerentul 269 litera (b) din decizia de iniţiere a procedurii, astfel de evenimente neprevăzute nu sunt scenarii "extreme, cu probabilitate scăzută", ci este posibil să aibă loc în următorii zece ani şi (iii) sunt acoperite numai evenimentele care depăşesc un anumit prag.

a)RA permite ajustări ale preţului de exercitare CfD în favoarea BE-NUC prin "evenimente de reexaminare" specifice, care sunt totuşi însoţite de limitări şi excluderi. De exemplu, oprirea uneia sau a ambelor unităţi LTO pentru măsuri de siguranţă în urma unei situaţii de urgenţă sau care se impune în contextul unei modificări a reglementărilor internaţionale nu ar fi acoperită de RA. În plus, evenimentele de indisponibilitate cauzate de anumite probleme tehnice, cum ar fi următoarele, nu ar fi acoperite de RA: întreruperi generate de probleme de siguranţă în urma inspecţiilor reglementare de rutină, care fac parte din operaţiunile preconizate; modernizări obligatorii impuse de reglementările internaţionale existente sau adoptate pe scară largă, cum ar fi cele care decurg din Directiva 2014/87/Euratom a Consiliului după accidentul de la Fukushima (¹²⁶); opriri preventive ca urmare a incidentelor internaţionale, care sunt răspunsuri previzibile în materie de reglementare; reglementări de mediu mai stricte impuse de autorităţile regionale, care afectează adesea mai multe sectoare; perturbări ale lanţului de aprovizionare care împiedică întreţinerea sau reparaţiile necesare şi degradarea neprevăzută a echipamentelor critice.

b)Probabilitatea apariţiei unor astfel de evenimente tehnice/de reglementare/de urgenţă nu este atât de scăzută cum se menţionează în decizia de iniţiere a procedurii şi ar putea avea un impact atât asupra costului operaţiunilor unităţilor LTO, cât şi asupra disponibilităţii acestora. Engie a menţionat în acest sens:

(307)Engie a susţinut că principiul prelungirii duratei împrumuturilor SDC pentru a acoperi partea de costuri după data repornirii a fost acordat de statul belgian ca urmare a devansării datei repornirii LTO (din 2026 în 2025), la cererea sa, ceea ce implică faptul că lucrările LTO trebuie efectuate în timpul funcţionării unităţilor, ceea ce va conduce la generarea unor venituri mai mici în primii trei ani de funcţionare. Acesta a urmat principiului-cheie convenit între Engie şi statul belgian, conform căruia acţionarii sunt expuşi oricăror costuri care decurg din prelungirea duratei LTO, în timp ce BE-NUC finanţează costurile O&M cu propriile venituri.

(308)În ceea ce priveşte proporţionalitatea mecanismelor financiare furnizate de proiectul LTO, Engie a susţinut că nu protejează BE-NUC de niciun risc operaţional, astfel cum a sugerat Comisia în decizia de iniţiere a procedurii. BE-NUC este parţial expusă, printre altele, riscului de disponibilitate pe parcursul prelungirii duratei de viaţă a unităţilor LTO, precum şi depăşirilor costurilor de exploatare după data ajustării, ceea ce poate împiedica generarea de numerar şi poate avea un impact negativ asupra ratei de rentabilitate a BE-NUC. Aceste costuri se referă, printre altele, la creşterea costurilor cu personalul (programe de retenţie şi costuri suplimentare de recrutare/formare pentru continuarea operaţiunilor), la costuri O&M [creşteri ale preţului materialelor, deficite în lanţul de aprovizionare pentru piese de schimb şi componente esenţiale, cerinţe ale ANFC/FANC (toate modificările proiectului fac obiectul unei revizuiri şi dezbateri ample de către AFCN/FANC înainte de aprobare), la avarii majore neplanificate ale echipamentelor înainte de repornire etc.] şi la costuri cu combustibilul (contractele sunt parţial legate de evoluţia pieţei).

(310)Engie a prezentat o simulare care arată impactul asupra profitabilităţii LTO al evenimentelor care nu ar fi acoperite de MOCP: (i) evenimente de disponibilitate redusă în timpul fazei de exploatare ca scop ilustrativ [creşterea ratei de întrerupere forţată (Forced Outage Rate - "FOR")] şi (ii) creşteri ale anumitor costuri de exploatare după data ajustării ca urmare a costurilor neprevăzute, precum şi o combinaţie a celor două evenimente. Tabelul 16 arată că aceste evenimente ar putea avea un efect negativ semnificativ asupra RIR a BE-NUC.

	Scenariu de bază (fără disponibilitate redusă)	FOR +5 %	FOR +10 %
Scenariu de bază (fără depăşirea costurilor de exploatare)		RIR = [5-10] % VAN = minus [100-300] milioane EUR	RIR = [0-5] % VAN = minus [200-400] milioane EUR
OPEX +5 %	RIR = [5-10] % VAN = minus [0-200] milioane EUR	RIR = [5-10] % VAN = minus [100-300] milioane EUR	RIR = [0-5] % VAN = minus [200-400] milioane EUR
OPEX +10 %	RIR = [5-10] % VAN = minus [0-200] milioane EUR	RIR = [0-5] % VAN = minus [100-300] milioane EUR	RIR = [0-5] % VAN = minus [200-400] milioane EUR
Sursă: Răspunsul Engie la decizia de iniţiere a procedurii.

(311)Engie a susţinut, de asemenea, că rata dobânzii la împrumuturile SDC este proporţională şi adecvată, astfel cum reiese dintr-o analiză independentă (¹²⁷). Engie a adăugat că se intenţionează rambursarea împrumuturilor SDC, sub rezerva generării de numerar suficient de către BE-NUC, plus dobânzi, la sfârşitul perioadei LTO.

(315)În primul rând, Engie a subliniat că entitatea grupului Engie (denumită în continuare "GEMS") care ar putea fi selectată ca partener al EMSA în urma procedurii de licitaţie sau ca soluţie temporară de rezervă va fi complet independentă de unitatea operaţională Nuclear. Engie a precizat că, începând din ianuarie 2024, au fost instituite proceduri de licitaţie adecvate, pe de o parte, şi mecanisme de protecţie de tip "firewall" în cadrul grupului Engie, pe de altă parte, pentru a se evita orice implicare a Electrabel în selectarea partenerului EMSA.

(316)În al doilea rând, Engie a susţinut că nu există niciun risc de împiedicare a accesului pe piaţă care să rezulte din eventuala selecţie a GEMS în cadrul licitaţiei EMSA. Engie a susţinut că GEMS va acţiona ca parte în temeiul unui mandat precis care specifică strategia BIS (de la care nu poate deroga), remunerat printr-un comision, iar drepturile de proprietate asupra energiei electrice vor fi deţinute în continuare de BE-NUC până la vânzarea sa. Prin urmare, întrucât vânzările corespunzătoare ale BE-NUC nu au putut fi atribuite GEMS/grupului Engie, nu ar putea exista nicio consolidare a poziţiei Electrabel pe piaţa belgiană în cazul în care GEMS ar fi desemnată partener EMSA.

(317)În al treilea rând, procedura de licitaţie pentru selectarea partenerului EMSA respectă cerinţele privind competitivitatea, transparenţa şi caracterul nediscriminatoriu şi necondiţionat prevăzute în practica Comisiei. Aceasta a fost publicată la nivelul UE şi va preciza criteriile de calificare (în special în ceea ce priveşte soliditatea financiară şi experienţa operaţională a solicitantului). Prin urmare, în cazul în care GEMS ar fi selectată prin procedura de licitaţie, această numire a GEMS ca partener EMSA poate fi considerată proporţională. Engie a susţinut, de asemenea, că, în cazul în care procedura de licitaţie nu este câştigătoare, iar GEMS este desemnată partener EMSA ca soluţie de rezervă, criteriul proporţionalităţii ar fi totuşi îndeplinit: GEMS va fi remunerată în condiţiile pieţei, la un preţ stabilit de un expert independent în cazul unui dezacord între părţi, astfel încât această remuneraţie să nu depăşească ceea ce este strict necesar pentru atingerea obiectivului EMSA. În plus, Engie a explicat că această soluţie de rezervă ar fi doar temporară, iar statul belgian ar reîncepe imediat organizarea unei noi licitaţii competitive.

(318)Potrivit Engie, cantitatea agregată de limitare a deşeurilor este suficientă pentru a acoperi orice riscuri suplimentare care nu ar fi fost luate în considerare la calcularea valorii de bază. Engie observă în continuare că limitarea deşeurilor vizează să transfere statului riscuri semnificativ mai mici decât în cazul precedentului german validat de Comisie. În special, Engie a susţinut următoarele:

a)Deşeurile nu vor fi transferate automat către Hedera în momentul plăţii aferente limitării deşeurilor. Numai deşeurile care îndeplinesc criterii contractuale foarte stricte de transfer ("CTC") vor fi transferate, în caz contrar Electrabel rămânând răspunzătoare pentru acestea. CTC-urile au fost convenite la nivel de experţi şi se bazează pe cele mai bune practici curente. În plus, în cazul în care Electrabel trebuie să transfere volume suplimentare, aceasta trebuie să plătească o sumă suplimentară către Hedera ("taxe de ajustare a volumului").

d)Cazul german a utilizat o rată nominală de actualizare de 4,58 % (stabilită în raport cu ratele EIOPA). În contextul creşterii semnificative (+ 56 de puncte de bază) a ratei EIOPA, rata de actualizare mult mai scăzută (- 158 de puncte de bază), de 3 % (nominală), utilizată în proiectul LTO pare a fi în concordanţă deplină cu nivelul actual al ratei dobânzii. În plus, rata reală a dobânzii de 1 % utilizată în proiectul LTO este prudentă în comparaţie cu alte ţări europene.

(321)Engie a făcut trimitere la avizul CPN/CNV privind responsabilităţile în materie de dezafectare şi dezasamblare LTO, în care a concluzionat că impactul LTO asupra costurilor de dezafectare (în costuri overnight) reprezintă o creştere a costurilor de dezafectare (asinergie) cu [100-500] de milioane EUR (valorile din 2021) sau, actualizate, cu [100-500] de milioane EUR (valorile din 2023). Prin urmare, Engie a concluzionat că suma pentru transferul responsabilităţilor suplimentare în materie de dezafectare rezultate din LTO, astfel cum este definită de CPN/CNV, este proporţională.

6.OBSERVAŢII ALE PĂRŢILOR TERŢE

6.2.1.1.Observaţii generale

(327)O parte terţă nu a fost de acord cu Comisia cu privire la existenţa şi relevanţa disfuncţionalităţilor pieţei prezentate de statul belgian şi a susţinut că tehnologia nucleară pur şi simplu nu este eficientă din punct de vedere al costurilor şi nu ar trebui să fie sprijinită prin finanţare din partea statului. Această parte a reamintit că, în general, în temeiul normelor UE privind ajutoarele de stat, ajutoarele de exploatare sunt permise numai în circumstanţe excepţionale şi ar trebui să se limiteze la tehnologii care nu sunt tranzacţionabile încă sau care nu sunt încă mature, cu condiţia îndeplinirii unor condiţii specifice. Această parte terţă nu a fost de acord cu caracterul adecvat şi necesitatea de a sprijini energia nucleară, pe care a considerat-o o tehnologie matură şi neprofitabilă.

6.2.1.2.Caracterul adecvat al proiectului CfD

(329)Cinci din şapte respondenţi au împărtăşit preocupările Comisiei cu privire la caracterul adecvat al proiectului CfD. Cele mai importante preocupări au fost: (i) conformitatea cu legislaţia UE, (ii) stabilirea preţului de exercitare în absenţa unei proceduri competitive (cum ar fi pentru parcurile eoliene offshore), (iii) stimulentele limitate pentru adaptarea producţiei la condiţiile pieţei, deoarece (în proiectul CfD iniţial) pragul de reducere a producţiei este stabilit numai după 6 ore de preţuri negative pe pieţele energiei electrice, (iv) alegerea preţului de referinţă.

(330)Cu toate acestea, o parte terţă a recunoscut dificultăţile cu care se confruntă operatorii nucleari în a reacţiona la semnalele pieţei din cauza capacităţilor limitate de modulare ale centralelor nucleare. În plus, o parte terţă a susţinut că, în ceea ce priveşte proiectul CfD, nu ar trebui să existe o soluţie de tip "universal", iar statele membre ar trebui să aibă flexibilitatea de a adapta proiectul CfD în funcţie de circumstanţe specifice. De exemplu, principiile de proiectare a CfD ar trebui să se aplice în mod diferit tehnologiilor nucleare în comparaţie cu sursele de energie intermitente şi ar trebui recunoscut faptul că centralele nucleare servesc drept capacitate de bază.

6.2.2.1.Observaţii privind pachetul de măsuri financiare

6.2.2.2.Observaţii cu privire la acordul privind deşeurile

(339)În ceea ce priveşte gestionarea deşeurilor nucleare, aceeaşi parte a susţinut că depozitele geologice de adâncime nu pot constitui o depozitare sigură pe termen nedefinit, deoarece formaţiunile geologice care au fost stabile pe perioade îndelungate din istoria Pământului pot deveni instabile pe termen lung, din cauza schimbărilor climatice sau a radiaţiilor în sine. Prin urmare, principiul precauţiei sugerează depozitarea la suprafaţă sau în locuri uşor accesibile şi reambalarea o dată la 50-100 de ani.

(341)Comisia observă că majoritatea părţilor terţe nu au furnizat informaţii concrete cu privire la partea din acordul privind deşeurile care are un caracter problematic, ce parametri ar trebui modificaţi şi care ar fi valoarea rezonabilă şi proporţională pentru acordul privind deşeurile. Doar o singură parte a susţinut că Belgia ar trebui să ia în considerare şi costurile de identificare a unui sit de depozitare a deşeurilor nucleare, însă nu a furnizat mai multe detalii.

6.2.3.1.Impactul asupra surselor regenerabile de energie şi asupra decarbonizării

(342)Şase din şapte părţi terţe susţin că sprijinul pentru energia nucleară nu este favorabil climei, în pofida contribuţiei sale la reducerea emisiilor de CO2. Aceste părţi terţe au subliniat că sprijinul pentru energia nucleară încetineşte dezvoltarea surselor regenerabile de energie şi nu contribuie la realizarea obiectivelor climatice. În special, au fost invocate următoarele argumente în acest sens:

a)O parte terţă şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la faptul că nivelul şi forma subvenţiilor publice pentru centralele nucleare din Doel şi Tihange ar putea reduce stimulentele pentru extinderea energiei din surse regenerabile şi, prin urmare, ar putea întârzia decarbonizarea sistemului energetic european şi electrificarea economiei. O altă parte terţă a subliniat că, întrucât producţia de energie solară şi eoliană va trebui să se adapteze la producţia inflexibilă de energie nucleară, producţia sa va fi dezavantajată. Această situaţie survine, în special, întrucât sursele regenerabile de energie sunt expuse concurenţei, în timp ce statele membre absorb riscurile operatorilor nucleari.

d)O parte terţă a remarcat că ajutorul de stat acordat Engie ar putea afecta o multitudine de actori mai mici din viitorul sistem energetic descentralizat. Această parte a îndemnat Comisia să ia în considerare climatul de investiţii pentru instalaţiile solare şi eoliene din Belgia, şi anume alte tehnologii mai eficiente din punctul de vedere al costurilor care ar putea să nu necesite ajutor de stat, înainte de a bloca sume semnificative constând în ajutoare de stat pentru centralele nucleare. Această parte a solicitat totodată o evaluare a nevoii viitoare de energie electrică la sarcina de bază.

(343)În schimb, o parte terţă nu a fost de acord cu argumentele prezentate mai sus şi a susţinut că energia nucleară joacă un rol important în atingerea obiectivelor climatice ale UE şi în securitatea aprovizionării. Această parte a invitat Comisia să ţină seama de complexitatea investiţiilor în domeniul nuclear şi să ofere statelor membre o anumită putere de apreciere pentru a alege un set de măsuri de ajutor adecvate în scopul de a sprijini investiţiile în domeniul nuclear.

6.2.3.2.Lipsa procedurii de licitaţie şi vânzarea de energie electrică nucleară

6.2.4.Alte observaţii formulate de părţi terţe

(347)Mai multe părţi terţe şi-au exprimat îngrijorarea cu privire la aspectele de securitate legate de exploatarea tehnologiei nucleare.

b)La un nivel mai general, aceeaşi parte a considerat că pericolul pe care îl prezintă centralele nucleare în conflictele armate a devenit recent evident, întrucât infrastructura nucleară civilă nu este, în principiu, concepută pentru a contracara efectele directe şi indirecte ale evenimentelor de război. Ca atare, centralele nucleare pot deveni ţinte potenţiale, a căror distrugere ar putea cauza contaminarea radioactivă, care nu numai că reprezintă un risc enorm de securitate, ci poate destabiliza şi aprovizionarea cu energie a unei ţări.

c)O altă parte a susţinut că orice prelungire a duratei de viaţă a unei centrale nucleare, în pofida oricăror modernizări şi îmbunătăţiri în materie de securitate, implică riscuri sporite de efecte negative legate de calitatea şi fiabilitatea componentelor unor astfel de reactoare nucleare, care sunt reduse în timp. Potrivit acestei părţi, uzura conduce la o tendinţă de funcţionare defectuoasă a componentelor reactoarelor puternic poluate şi de creştere a perturbărilor operaţionale.

d)Una dintre părţi a reamintit că disponibilitatea uraniului şi a toriului este în continuare limitată şi că dependenţa statelor membre ale UE de importurile de minereuri de uraniu este de aproape 100 %. Această parte respinge ideea unui "ciclu al combustibilului", cu atât mai mult cu cât reprocesarea combustibilului uzat nu poate fi repetată cât mai des posibil şi afirmă că reprocesarea prezintă riscuri semnificative în materie de siguranţă, sănătate, mediu şi proliferare.

(349)În cele din urmă, o parte terţă a reamintit că, deşi unul dintre argumentele prezentate de Belgia pentru a realiza proiectul LTO este reducerea dependenţei sale de Rusia în ceea ce priveşte gazele naturale, industria nucleară europeană depinde în continuare în foarte mare măsură de Rusia pentru combustibilul său nuclear, deoarece Rusia joacă un rol esenţial atât în producţia, cât şi în reprocesarea uraniului. Potrivit acestui respondent, găsirea unor surse alternative de gaze naturale ar constitui un proces mai uşor decât eliminarea Rusiei din poziţia sa actuală în cadrul industriei nucleare europene.

7.RĂSPUNSUL BELGIEI LA RĂSPUNSUL PĂRŢILOR TERŢE

(353)În ceea ce priveşte criticile formulate de unele părţi terţe cu privire la faptul că ar fi trebuit luate în considerare alte mecanisme de finanţare sau alte tehnologii de producţie [cum ar fi procedura de licitaţie pentru profilul de producere a energiei electrice deschisă altor producători de energie, utilizarea mecanismului belgian de asigurare a capacităţii (CM), investiţiile în sursele regenerabile de energie la scară largă şi stocarea în baterii], Belgia a oferit următoarele răspunsuri:

a)Belgia a făcut referire la costurile de investiţii importante implicate în proiectele nucleare şi la existenţa unor disfuncţionalităţi suplimentare ale pieţei în comparaţie cu alte tehnologii (a se vedea considerentul 39), ceea ce face imposibilă finanţarea proiectului LTO prin intermediul mecanismului belgian de asigurare a capacităţii. În plus, Belgia a susţinut că un mecanism de licitaţie, cum ar fi licitaţiile din Belgia având ca obiect CM, nu reprezintă un instrument adecvat pentru finanţarea producţiei de energie nucleară, astfel încât unităţile LTO necesită un pachet de sprijin specific.

b)Belgia a reamintit că, în conformitate cu articolul 194 alineatul (2) din TFUE, statele membre au autonomia de a-şi elabora politicile energetice, inclusiv opţiunea de a încorpora energia nucleară în mixul lor energetic, şi că o combinaţie diversă de metode de producţie a energiei este esenţială pentru menţinerea unei reţele de energie electrică fiabile şi echilibrate. Belgia a decis în 2022 că respectivele capacităţi nucleare ar trebui să facă parte din mixul energetic belgian pentru încă zece ani, iar această decizie privind mixul energetic nu poate depinde de rezultatul unei licitaţii.

c)În plus, Belgia a subliniat că numai Electrabel poate exploata în mod rezonabil unităţile LTO în calitate de proprietar (majoritar) actual al unităţilor LTO şi unic operator al centralelor nucleare din Belgia. Belgia a reamintit că accesul la capacitatea de producţie nucleară necesită un know-how special, inclusiv specific fiecărei ţări, care nu este disponibil pentru toţi actorii de pe piaţă şi că o licitaţie în cazul de faţă nu ar fi furnizat rezultate semnificative, deoarece niciun alt operator în afară de Electrabel nu ar fi putut fi selectat.

(354)În ceea ce priveşte observaţiile părţilor terţe cu privire la pachetul de diferite măsuri (sprijin financiar, acordul privind deşeurile) pentru sprijinirea proiectului LTO, care ar fi excesive, neconforme cu stimulentele pieţei şi disproporţionate, Belgia susţine că acordurile includ diverse mecanisme care vor încuraja BE-NUC să răspundă cât mai mult posibil la semnalele pieţei, în limitele tehnice ale centralelor. În special:

a)În ceea ce priveşte CfD, Belgia a reiterat faptul că proiectul CfD este modelat de constrângerile de natură tehnică, de reglementare şi economice ale unităţilor LTO. Acesta dispune de un mecanism de partajare a pierderilor/câştigurilor, cu o RIR cuprinsă între 6 % şi 8 %, care stimulează BE-NUC în ceea ce priveşte următoarele: (i) să îşi optimizeze structura costurilor înainte de stabilirea şi revizuirea preţului de exercitare, (ii) să maximizeze producţia centralelor atunci când se preconizează preţuri ridicate, iar sistemul de energie electrică se apropie de deficit (de exemplu, pe timp de iarnă), (iii) să atenueze potenţialele profituri excepţionale, (iv) să declanşeze modulări în cazul unor perioade prelungite de preţuri negative şi (v) să se asigure că întreruperile planificate pentru operaţiuni pe termen lung, întreţinere şi realimentare au fost programate în timpul verii, când preţurile tind să fie la cel mai scăzut nivel.

b)În ceea ce priveşte combinarea mai multor submăsuri financiare pe lângă CfD, Belgia a susţinut că aceste măsuri sunt limitate la minimul necesar şi că fiecare acoperă riscurile specifice legate de proiectul LTO (şi, prin urmare, sunt complementare). Belgia a reamintit că: (i) MOCP şi împrumuturile SDC sunt esenţiale pentru a se asigura că BE-NUC generează fluxuri de numerar suficiente pentru a plăti operatorul şi pentru a menţine viabilitatea operaţională pe termen lung şi (ii) structura întreprinderii comune, împrumuturile din partea acţionarilor şi facilitatea de capital circulant sunt concepute pentru a avea condiţii identice atât pentru statul belgian, cât şi pentru Electrabel în calitatea lor de acţionari şi vor fi încheiate în condiţii de piaţă.

d)În ceea ce priveşte acordul privind deşeurile, Belgia a susţinut că responsabilităţile în cauză în materie de deşeuri nucleare vor fi transferate statului belgian prin plata unei sume forfetare de 15 miliarde EUR, a cărei valoare a fost stabilită pe baza unei metodologii solide şi a contribuţiilor experţilor. Belgia a subliniat, de asemenea, că răspunderea finală pentru gestionarea în condiţii de siguranţă a combustibilului uzat şi a deşeurilor nucleare radioactive revine statelor membre şi este un principiu fundamental, consacrat la articolul 4 alineatul (1) din Directiva 2011/70/Euratom a Consiliului (¹²⁸).

(356)În ceea ce priveşte observaţia părţilor terţe privind evaluarea impactului asupra mediului, Belgia a susţinut că a fost efectuată o evaluare a impactului asupra mediului al proiectului LTO la iniţiativa FPS Economie şi că aceasta a fost organizată în deplină conformitate cu legislaţia belgiană şi cu Convenţia de la Aarhus (¹²⁹). În plus, Belgia a subliniat că toate normele privind achiziţiile publice au fost respectate de autorităţile belgiene şi de Engie.

8.EVALUAREA MĂSURII

8.1.Existenţa ajutorului de stat

(360)O măsură constituie ajutor de stat în sensul articolului 107 alineatul (1) din TFUE dacă îndeplineşte patru condiţii cumulative. În primul rând, măsura trebuie să fie finanţată de stat sau prin intermediul resurselor de stat. În al doilea rând, măsura trebuie să confere un avantaj unui beneficiar. În al treilea rând, măsura trebuie să favorizeze anumite întreprinderi sau activităţi economice (adică trebuie să existe un anumit grad de selectivitate). În al patrulea rând, măsura trebuie să fie susceptibilă să afecteze schimburile comerciale între statele membre şi să denatureze concurenţa pe piaţa internă.

(361)În secţiunea 4.1.1 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a explicat că cele trei componente ale măsurii notificate au fost planificate împreună şi sunt inseparabile una de alta. În conformitate cu punctul 81 din Comunicarea Comisiei privind noţiunea de ajutor de stat, măsuri diferite pot fi considerate drept "o singură intervenţie". O astfel de situaţie poate apărea printre altele atunci când mai multe intervenţii consecutive sunt, în special având în vedere succesiunea lor în timp, finalitatea lor şi situaţia întreprinderii la momentul acestor intervenţii, atât de strâns legate între ele încât este imposibilă separarea lor (¹³⁰). De exemplu, o serie de intervenţii ale statului care au loc în legătură cu aceeaşi întreprindere, într-o perioadă de timp relativ scurtă, sunt legate între ele sau au fost toate planificate sau previzibile la momentul primei intervenţii pot să fie evaluate drept o singură intervenţie (¹³¹).

(362)Comisia a explicat în considerentele 204 şi 208 din decizia de iniţiere a procedurii că cele trei componente ale măsurii, inclusiv toate subcomponentele acestora, vizau împreună prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO, întrucât acestea au fost planificate împreună, au acelaşi obiectiv şi sunt stabilite prin acelaşi acord, şi anume acordul de punere în aplicare din 13 decembrie 2023 (a se vedea considerentul 24), acelaşi act legislativ, şi anume Legea Phoenix privind securitatea aprovizionării cu energie şi reforma sectorului energiei nucleare (a se vedea secţiunea 3.5.2), precum şi faptul că toate sunt furnizate de aceeaşi autoritate care acordă ajutorul, şi anume statul belgian. În plus, prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare nucleare şi, prin urmare, a proiectului LTO, a fost iniţiată de guvernul belgian, iar participarea Engie şi Electrabel la acord a fost condiţionată de obţinerea unui nivel adecvat de remunerare, de o garanţie împotriva modificărilor juridice privind producţia de energie electrică din surse nucleare şi de reducerea suplimentară a riscurilor în ceea ce priveşte costul deşeurilor nucleare (a se vedea considerentul 23). Prin urmare, fiecare dintre cele trei componente ale măsurii notificate, inclusiv subcomponentele acestora, sunt strâns legate între ele şi ar fi fost imposibil să fie separate, întrucât împreună constituie o condiţie necesară pentru participarea Engie şi Electrabel la proiectul LTO.

(363)Având în vedere cele de mai sus, Comisia a constatat că cele trei componente ar trebui examinate împreună ca o singură intervenţie. Cele trei componente sunt interdependente şi au efecte care se consolidează reciproc în ceea ce priveşte performanţa proiectului LTO. De asemenea, Comisia a făcut constatarea preliminară, care se aplică celor trei componente ale măsurii luate împreună, că intervenţia ar implica un ajutor de stat, întrucât a fost acordată din resurse de stat imputabile statului belgian, că măsura ar conferi un avantaj economic selectiv şi că este susceptibilă să afecteze schimburile comerciale dintre statele membre şi să denatureze concurenţa pe piaţa internă.

(364)Comisia nu a identificat niciun motiv pentru a-şi modifica evaluarea în aceste privinţe pe parcursul procedurii oficiale de investigare. Întrucât cele trei componente ale măsurii au fost planificate împreună, au acelaşi obiectiv, sunt stabilite prin acelaşi acord şi aceeaşi lege, sunt furnizate de aceeaşi autoritate care acordă ajutorul şi toate cele trei au fost necesare pentru a convinge Engie şi Electrabel să participe la proiectul LTO, Comisia consideră că acestea fac parte dintr-o singură intervenţie şi ar trebui examinate împreună ca o singură intervenţie.

8.1.1.Imputabilitatea şi existenţa resurselor de stat

(367)Astfel cum se explică în considerentul 214 din decizia de iniţiere a procedurii, proiectul LTO constă într-o serie de submăsuri care implică un transfer de resurse de stat în beneficiul BE-NUC, nou-înfiinţata întreprindere comună deţinută de statul belgian şi Electrabel. În special, un CfD sprijinit de stat, care permite întreprinderii comune să primească o remuneraţie complementară în cazul în care preţurile pieţei ar conduce la o scădere a veniturilor din exploatare, expune statul la un transfer de resurse de stat în beneficiul întreprinderii comune.

8.1.2.Avantajul economic selectiv

(370)Astfel cum se explică în considerentul 217 din decizia de iniţiere a procedurii, proiectul LTO, inclusiv cele trei componente ale măsurii notificate, vizează prelungirea duratei de viaţă a două reactoare nucleare cu scopul de a oferi energie electrică pe piaţa energiei şi, prin urmare, de a contribui la securitatea aprovizionării. Măsura va oferi principalilor beneficiari, Electrabel şi Luminus, precum şi BE-NUC, un avantaj specific: (i) care nu este pus la dispoziţia altor operatori din domeniul energiei în situaţii similare de drept şi de fapt, având în vedere obiectivul şi efectele măsurii (de a oferi finanţare şi venituri stabile pentru a prelungi durata de viaţă a două reactoare nucleare şi pentru a garanta securitatea aprovizionării cu energie electrică în Belgia) şi (ii) pe care aceştia nu l-ar fi obţinut în condiţii normale de piaţă şi în lipsa unui acord specific privind diferitele componente ale măsurii. Acest avantaj este selectiv prin faptul că favorizează proprietarii şi operatorul unităţilor LTO, care se află într-o situaţie de fapt şi de drept comparabilă cu cea a altor furnizori de capacitate de producţie care nu au posibilitatea de a exploata centrale nucleare în Belgia, dar care pot contribui, de asemenea, la securitatea aprovizionării (cum ar fi centralele pe gaz, operatorii de consum dispecerizabil, furnizorii de servicii de depozitare).

(371)În plus, astfel cum se explică în considerentul 218 din decizia de iniţiere a procedurii, multe dintre submăsurile individuale care fac parte din proiectul LTO conferă un avantaj economic selectiv Electrabel şi/sau Luminus (şi societăţilor contribuitoare, după caz). De exemplu, RA din componenta 1 include un contract bidirecţional pentru diferenţă, care stabileşte un flux fix de venituri pentru producţia de energie electrică din surse nucleare, protejând astfel proprietarii centralelor de riscurile de piaţă. Statul belgian furnizează, de asemenea, un împrumut din partea acţionarilor, împrumuturi SDC şi cheltuieli de funcţionare şi plăţi de capital minime pentru a acoperi costurile de înfiinţare a unităţilor LTO şi potenţiala lor lipsă de profitabilitate. Aceste împrumuturi şi acorduri nu sunt disponibile pentru alţi concurenţi şi, prin urmare, conferă un avantaj economic selectiv Electrabel, ca parte a BE-NUC, şi Luminus. Componenta 3 oferă Engie şi Luminus protecţie pentru recuperarea costurilor în cazul unei modificări a legislaţiei sau a politicii, reducând astfel riscul de investiţie şi transferându-l către stat şi conferind un beneficiu economic care nu ar fi putut fi obţinut în condiţii normale de piaţă şi care nu este disponibil pentru alţi operatori de pe piaţă.

(372)Belgia susţine că procedura de licitaţie a EMSA se va desfăşura în conformitate cu Legea belgiană privind achiziţiile publice din 17 iunie 2016 şi cu Decretul regal din 18 iunie 2017 privind achiziţiile publice în sectoarele utilităţilor publice. Partenerul EMSA va fi selectat printr-o procedură de licitaţie deschisă, transparentă, nediscriminatorie şi necondiţionată. Procedura competitivă de licitaţie a EMSA, care utilizează şi respectă procedurile prevăzute în directivele privind achiziţiile publice, garantează că tranzacţia, în acest caz achiziţionarea de servicii de gestionare a energiei, respectă condiţiile de piaţă şi exclude orice avantaj acordat administratorului de energie. Prin urmare, proiectul LTO nu conferă un avantaj selectiv partenerului EMSA.

8.1.3.Riscul denaturării nejustificate a concurenţei şi efectele asupra schimburilor comerciale

(374)Astfel cum a subliniat Comisia în considerentul 221 din decizia de iniţiere a procedurii, piaţa energiei electrice a fost liberalizată, iar producătorii de energie electrică sunt implicaţi în schimburi comerciale între statele membre, astfel încât un avantaj acordat producătorilor de energie electrică nucleară va denatura probabil concurenţa şi va afecta schimburile comerciale dintre statele membre. Energia electrică din surse nucleare este, în general, vândută pe piaţa internă a energiei electrice unde intră în concurenţă cu toate sursele de energie electrică, inclusiv cu cele din alte state membre. În plus, piaţa belgiană a energiei electrice este foarte bine interconectată în regiunea de calcul al capacităţii CORE.

8.2.Legalitatea ajutorului

(377)Astfel cum a subliniat Comisia în considerentul 224 din decizia de iniţiere a procedurii, măsura a fost notificată Comisiei la 21 iunie 2024 şi nu a fost pusă în aplicare până în prezent. Belgia a confirmat că nicio lucrare efectivă, în afară de lucrările pregătitoare care fac parte din activităţile de dezvoltare din cadrul JDA++, nu va fi executată înainte de încheierea tranzacţiei. Încheierea tranzacţiei şi punerea în aplicare a măsurii sunt condiţionate de aprobarea măsurii de către Comisie, întrucât aprobarea ajutorului de stat este o condiţie prealabilă pentru implementarea acordului de punere în aplicare.

8.3.2.1.Contribuţia la dezvoltarea unei activităţi economice

(381)Articolul 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE prevede că Comisia poate declara compatibile "ajutoarele destinate să faciliteze dezvoltarea anumitor activităţi sau a anumitor regiuni economice, în cazul în care acestea nu modifică în mod nefavorabil condiţiile schimburilor comerciale într-o măsură care contravine interesului comun". Prin urmare, pentru ca ajutoarele să fie compatibile în temeiul dispoziţiei respective din tratat, acestea trebuie să contribuie la dezvoltarea anumitor activităţi economice (¹³²).

(383)Belgia susţine că toate cele trei componente ale măsurii reduc principalii factori de risc care apar în investiţiile în active de producere a energiei nucleare. Astfel cum s-a explicat în secţiunea 3.1 din prezenta decizie şi în secţiunea 2.3 din decizia de iniţiere a procedurii, scopul măsurii notificate este de a permite investiţiile în două reactoare nucleare existente pentru a asigura funcţionarea acestora pentru o perioadă prelungită de 10 ani (în special prin componenta 1 a măsurii, a se vedea secţiunea 3.3.1), contribuind astfel la securitatea aprovizionării în Belgia şi asigurând finanţarea pe termen lung a deşeurilor nucleare şi a combustibilului nuclear uzat (în special prin componenta 2 a măsurii, a se vedea secţiunea 3.3.2). În plus, Belgia susţine că protecţia juridică (prin componenta 3 a măsurii, a se vedea secţiunea 3.3.3) este necesară pentru a continua proiectul LTO prin reducerea anumitor riscuri care sunt considerate a fi în afara controlului investitorului.

(384)Comisia reaminteşte că, în ceea ce priveşte Curtea de Justiţie, aceasta a recunoscut dezvoltarea de noi capacităţi nucleare ca activitate economică în sensul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE (¹³³) şi a stabilit că articolul 107 din TFUE poate fi aplicat investiţiilor în producerea de energie nucleară (¹³⁴). Întrucât proiectul LTO contribuie la dezvoltarea producţiei de energie electrică din surse de energie nucleară în Belgia, acesta contribuie la dezvoltarea unei activităţi economice în Belgia.

8.3.2.2.Efectul stimulativ

(387)Astfel cum s-a explicat în considerentele 5 şi 6 din decizia de iniţiere a procedurii şi în considerentele 19 şi 23 din prezenta decizie, Belgia a clarificat faptul că, în absenţa ajutorului, Engie nu ar avea stimulentele necesare pentru a continua să investească în dezvoltarea capacităţii de producere a energiei electrice nucleare, în special deoarece, înainte de decizia guvernului belgian privind proiectul LTO din martie 2022, Belgia intenţiona să elimine complet energia nucleară (a se vedea secţiunea 2.2). În plus, Belgia a explicat că există disfuncţionalităţi importante ale pieţei legate de investiţiile în resursele de producere a energiei în general şi în producţia de energie nucleară în special (a se vedea secţiunea 3.1). Este puţin probabil ca investiţiile în energia nucleară fără sprijin din partea statului să fie profitabile din cauza incertitudinii evoluţiilor de pe piaţa energiei electrice, în special în cazul unei prelungiri a duratei de viaţă pentru o perioadă limitată de 10 ani.

(388)Astfel cum se explică în considerentul 19 din prezenta decizie şi în considerentul 5 din decizia de iniţiere a procedurii, Engie îşi anunţase deja planurile de a părăsi sectorul nuclear din Belgia şi şi-a adaptat comunicarea şi strategia în consecinţă. Ca răspuns la consultarea publică legată de decizia de iniţiere a procedurii, Engie a confirmat că nu există nicio îndoială că Electrabel nu ar fi continuat operaţiunile unităţilor LTO în absenţa proiectului LTO, inclusiv a celor trei componente (a se vedea secţiunea 5.1.2).

(390)Comisia consideră că toate componentele măsurii au acelaşi obiectiv specific şi sunt toate necesare pentru ca proiectul LTO să continue.

a)Mecanismele de sprijin financiar din cadrul componentei 1 a măsurii notificate sunt necesare pentru a reduce riscurile aferente proiectului LTO şi pentru a acoperi costurile de investiţii ale acestuia, inclusiv un profit rezonabil, în special deoarece - în contextul juridic actual - operatorul nuclear trebuie să înceteze din nou activităţile nucleare după prelungirea duratei de viaţă cu 10 ani, ceea ce creează un nivel şi mai ridicat de incertitudine în ceea ce priveşte veniturile din producţia de energie nucleară.

8.3.2.3.Respectarea dispoziţiilor relevante ale dreptului Uniunii

(392)Astfel cum se explică în decizia de iniţiere a procedurii, Curtea de Justiţie a statuat în cauza Hinkley Point C (¹³⁵) că "un ajutor de stat care încalcă dispoziţii sau principii generale ale dreptului Uniunii nu poate fi declarat compatibil cu piaţa internă". În ceea ce priveşte în mod special energia nucleară, Curtea de Justiţie a clarificat faptul că, pentru sectorul respectiv "care intră sub incidenţa Tratatului Euratom, un ajutor de stat în favoarea unei activităţi economice care aparţine acestui sector şi a cărui examinare ar dovedi că încalcă norme de drept al Uniunii în materie de mediu nu poate fi declarat compatibil cu piaţa internă în temeiul acestei dispoziţii".

(394)Curtea a clarificat, de asemenea, că investiţiile în energia nucleară nu sunt excluse de articolul 194 din TFUE privind politica Uniunii în domeniul energiei (¹³⁶). Potrivit jurisprudenţei (¹³⁷), întrucât alegerea includerii energiei nucleare în mixul energetic aparţine, potrivit TFUE, statelor membre, rezultă că obiectivele şi principiile dreptului Uniunii în materie de mediu şi obiectivele urmărite de Tratatul Euratom nu sunt în contradicţie, aşa încât principiile protecţiei mediului, precauţiei, "poluatorul plăteşte" şi durabilităţii nu pot fi considerate ca opunându-se, în orice împrejurări, acordării de ajutoare de stat în favoarea construirii sau a exploatării unei centrale nucleare.

(396)Astfel cum se menţionează în considerentul 240 din decizia de iniţiere a procedurii şi în considerentul 222 din prezenta decizie, Belgia a explicat că dezvoltarea proiectului LTO a fost precedată de un proces amplu şi deschis de evaluare a impactului asupra mediului, desfăşurat în conformitate cu cerinţele legislaţiei secundare a UE (¹³⁸). Ca reacţie la un comentariu al unei părţi terţe în această privinţă (a se vedea considerentul 348), Belgia a reiterat faptul că a fost efectuată o evaluare a impactului proiectului LTO asupra mediului la iniţiativa FPS Economie din Belgia şi că aceasta a fost organizată în deplină conformitate cu legislaţia belgiană şi cu Convenţia de la Aarhus (a se vedea considerentul 356). Prin urmare, Comisia nu are niciun indiciu că proiectul LTO încalcă dispoziţiile legislaţiei de mediu a UE.

(398)Nu este exclus faptul că Electrabel va trebui să execute lucrări de construcţie pentru a alinia unităţile LTO la cerinţele impuse de autoritatea competentă în materie de securitate. Conform jurisprudenţei, "atunci când Comisia aplică o procedură în materie de ajutoare de stat, aceasta are obligaţia, în temeiul economiei generale a tratatului, să respecte coerenţa dintre dispoziţiile care reglementează ajutoarele de stat şi alte dispoziţii specifice decât cele privind ajutoarele de stat şi, astfel, să aprecieze compatibilitatea ajutorului în cauză cu aceste dispoziţii specifice. Cu toate acestea, o astfel de obligaţie se impune Comisiei numai în ceea ce priveşte modalităţile unui ajutor atât de indisociabil legate de obiectul ajutorului, încât nu ar fi posibil să fie analizate în mod izolat. [...] În schimb, dacă modalitatea în cauză poate fi disociată de obiectul ajutorului, Comisia nu are obligaţia să aprecieze conformitatea sa potrivit altor dispoziţii decât cele privind ajutoarele de stat în cadrul procedurii prevăzute de articolul 108 TFUE" (¹³⁹). În hotărârea sa privind ajutorul de stat pentru centrala nucleară Paks II, Tribunalul a confirmat că Comisia nu este obligată să verifice dacă orice aspect al unei măsuri de ajutor sau orice element referitor la un ajutor - în lipsa unei legături indisociabile cu acesta - este conform cu dreptul Uniunii (¹⁴⁰). În cauza respectivă, Tribunalul a observat, de asemenea, că "[d]esfăşurarea unei proceduri de atribuire a unui contract de achiziţii publice şi eventuala recurgere la o altă întreprindere pentru construirea reactoarelor nu ar modifica în mod nefavorabil nici obiectul ajutorului [...], nici beneficiarul ajutorului [...]" (¹⁴¹).

(399)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 243 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia consideră că evaluarea compatibilităţii măsurii notificate ar putea fi afectată de o posibilă neconformitate cu Directiva 2014/25/UE dacă ar produce denaturări suplimentare nejustificate ale concurenţei şi ale schimburilor comerciale pe piaţa energiei electrice (piaţa pe care beneficiarii îşi desfăşoară activitatea). Comisia observă că Directiva 2014/25/UE este relevantă în ceea ce priveşte atribuirea directă a lucrărilor (potenţiale) de construcţie pentru unităţile LTO către anumite întreprinderi.

(400)În cazul de faţă, chiar dacă Electrabel a subcontractat integral sau parţial lucrările de construcţie (potenţiale) legate de proiectul LTO care ar putea face obiectul Regulamentului privind achiziţiile publice, Comisia consideră că nu există o "legătură indisolubilă" între ajutor şi aspectele legate de achiziţiile publice, deoarece este posibil ca acestea să fie evaluate separat. Măsura notificată sprijină prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare nucleare, indiferent de modul în care este ales viitorul (viitorii) contractant (contractanţi). De asemenea, punerea în aplicare a ajutorului notificat nu depinde de aplicarea exactă a normelor privind achiziţiile publice. Prin urmare, exploatarea unităţilor LTO şi condiţiile de comercializare a energiei electrice pot fi separate de aspectele legate de achiziţiile publice privind lucrările de reabilitare a reactoarelor nucleare. Astfel, Comisia poate evalua măsura fără a evalua aspectele legate de achiziţiile publice ale lucrărilor de reabilitare, deoarece aceste aspecte nu sunt legate în mod indisolubil nici de activitatea economică promovată de ajutor, nici de modalităţile acesteia.

(401)În ceea ce priveşte EMSA, Belgia susţine că o licitaţie publică este în curs pentru selectarea unui partener al EMSA şi că procedura de licitaţie respectă normele legislaţiei belgiene privind achiziţiile publice (a se vedea secţiunea 3.3.1.5.1). Guvernul belgian acţionează în calitate de entitate contractantă în numele şi pe seama BE-NUC (deoarece BE-NUC nu este încă pe deplin operaţională), dar BE-NUC va încheia ea însăşi contractul EMSA. Având în vedere activitatea BE-NUC, s-a decis aplicarea normelor pentru sectoarele utilităţilor publice. Entitatea contractantă va selecta părţile eligibile şi le va invita să depună o ofertă, pe baza proiectului de contract EMSA propus de entitatea contractantă şi a negocierilor şi ofertelor ulterioare. Prin urmare, Comisia poate concluziona că licitaţia EMSA respectă normele relevante din Belgia şi din UE privind achiziţiile publice.

(403)Astfel cum se menţionează în considerentul 245 din decizia de iniţiere a procedurii şi în secţiunea 3.3.2.1 din prezenta decizie, în ceea ce priveşte transferul responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul nuclear uzat, acordul este în conformitate cu dispoziţiile Directivei 2011/70/Euratom. Tratatul Euratom şi legislaţia secundară relevantă au încredinţat operatorilor instalaţiilor nucleare răspunderea principală de a asigura gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive, precum şi finanţarea acestora, în conformitate cu principiul stabilit la articolul 4 alineatul (3) din Directiva 2011/70/Euratom. Cu toate acestea, statului îi revine răspunderea finală pentru gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a deşeurilor radioactive şi a combustibilului uzat şi pentru asigurarea disponibilităţii unor resurse financiare adecvate pentru o astfel de gestionare. Autorităţile belgiene au demonstrat că măsura vizează asigurarea finanţării gestionării combustibilului uzat şi a deşeurilor nucleare ca o condiţie prealabilă pentru gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a acestor materiale. Prin urmare, Comisia nu are niciun indiciu că acordul privind deşeurile din cadrul proiectului LTO încalcă dispoziţiile Directivei 2011/70/Euratom.

(404)Întrucât proiectul LTO primeşte sprijin sub forma unui contract bidirecţional pentru diferenţă, Comisia consideră că principiile prevăzute la articolul 19d alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2019/943 (¹⁴²), astfel cum a fost modificat prin Regulamentul (UE) 2024/1747 (denumit în continuare "Regulamentul privind energia electrică"), se aplică tuturor contractelor bidirecţionale pentru diferenţă, de la intrarea în vigoare a regulamentului respectiv la 16 iulie 2024. Aceasta include cazurile în care un stat membru, fără a avea obligaţia de a face acest lucru în temeiul Regulamentului privind energia electrică, decide să introducă un contract bidirecţional pentru diferenţă în ceea ce priveşte investiţiile care vizează prelungirea duratei de viaţă a instalaţiilor existente, ca în cazul proiectului LTO. În acest context, autorităţile belgiene au adus unele modificări proiectului CfD, pentru a îmbunătăţi deciziile de modulare prin transferarea autorităţii decizionale în ceea ce priveşte modulările economice către partenerul EMSA, astfel cum se explică în secţiunea 3.3.1.5.2. În plus, Belgia a intensificat mecanismul de partajare a pierderilor/câştigurilor (MPRA actualizat), pentru a alinia mai îndeaproape sprijinul financiar la modificările preţurilor pieţei (a se vedea considerentul 107). Comisia recunoaşte că dimensiunea centralelor este relativ mare în comparaţie cu lichiditatea pieţei intrazilnice şi de echilibrare din Belgia, că centralele în cauză se bazează pe vechea tehnologie nucleară cu flexibilitate limitată, că centralele fac obiectul unor cerinţe de securitate deosebit de ridicate şi că prelungirea şi introducerea modulărilor economice sporesc riscul de închidere a acestora (a se vedea secţiunea 2.1). În acelaşi timp, Comisia recunoaşte că, deşi pieţele intrazilnice şi de echilibrare din Belgia sunt din ce în ce mai integrate cu pieţele învecinate, acestea rămân relativ mici în comparaţie cu dimensiunea celor două centrale. În acest context, Comisia recunoaşte faptul că autorităţile belgiene au adus unele modificări proiectului CfD, pentru a-l alinia cât mai bine la obiectivele articolului 19d alineatul (2) din Regulamentul privind energia electrică, asigurându-se că unităţile LTO vor fi modulate ca reacţie la semnalele pieţei, în special prin asigurarea - pe cât posibil din punct de vedere tehnic - a unui program eficient de producţie şi întreţinere.

(¹⁴²)Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică (JO L 158, 14.6.2019, p. 54, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/943/oj), astfel cum a fost modificat prin Regulamentul (UE) 2024/1747 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iunie 2024 de modificare a Regulamentelor (UE) 2019/942 şi (UE) 2019/943 în ceea ce priveşte îmbunătăţirea organizării pieţei energiei electrice a Uniunii (JO L, 2024/1747, 26.6.2024, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1747/oj).

(405)Astfel cum se menţionează în considerentul 247 din decizia de iniţiere a procedurii şi în considerentul 110 din prezenta decizie, Belgia susţine că orice încasări din contractul bidirecţional pentru diferenţă vor fi vărsate la bugetul general al statului (sub rezerva unei contabilităţi separate) şi vor fi utilizate în principal pentru a finanţa plăţile contrapărţii RA în temeiul CfD pentru unităţile LTO. În cazul în care încasările din CfD depăşesc sumele necesare pentru finanţarea costurilor CfD pentru unităţile LTO, acestea ar putea fi utilizate pentru a finanţa costurile unui alt CfD. Belgia se angajează că, în cazul în care eventualele încasări rămase din CfD sunt utilizate în scopul distribuirii lor către întreprinderi, distribuirea va fi efectuată în conformitate cu articolul 19d alineatul (2) literele (d) şi (e) din Regulamentul privind energia electrică. Belgia va informa Comisia în prealabil în cazul în care încasările din CfD sunt distribuite întreprinderilor şi, dacă este necesar, va notifica o astfel de măsură (a se vedea considerentul 110). Prin acest angajament, Comisia consideră că Belgia a oferit asigurări suficiente în ceea ce priveşte respectarea principiilor prevăzute la articolul 19d alineatul (2) literele (d) şi (e) din Regulamentul privind energia electrică. Belgia a confirmat, de asemenea, că proiectul CfD include clauze de penalizare în cazul rezilierii anticipate unilaterale nejustificate a contractului, în conformitate cu articolul 19d alineatul (2) litera (f) din Regulamentul privind energia electrică (a se vedea considerentul 110).

(406)Astfel cum s-a menţionat, de asemenea, în considerentul 248 din decizia de iniţiere a procedurii, în ceea ce priveşte respectarea de către JV a Regulamentului (CE) nr. 139/2004 al Consiliului (¹⁴³), din observaţiile prezentate de statul belgian şi de Engie reiese că întreprinderea comună planificată nu poate fi considerată pe deplin funcţională în sensul articolului 3 din regulamentul respectiv. Prin urmare, rezultă că măsura nu trebuie notificată Comisiei Europene în ceea ce priveşte conformitatea sa cu regulamentul respectiv.

(407)Astfel cum se menţionează în considerentul 249 din decizia de iniţiere a procedurii şi în secţiunea 3.6 din prezenta decizie, în ceea ce priveşte finanţarea măsurii, autorităţile belgiene au explicat că, dacă este necesar, costurile legate de proiectul LTO sunt acoperite din bugetul de stat. Beneficiile proiectului ar urma, de asemenea, să ajungă la bugetul de stat. Nu există resurse alocate măsurii şi, prin urmare, măsura nu încalcă articolul 30 sau articolul 110 din TFUE.

8.3.3.1.Identificarea pieţei afectate de ajutor

8.3.3.2.Identificarea efectelor pozitive ale măsurii de ajutor

(412)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 254 din decizia de iniţiere a procedurii şi tabelul 2 din prezenta decizie, se preconizează că prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare nucleare va reprezenta între 12 % şi 16 % din producţia de energie electrică din Belgia, ceea ce permite continuarea producţiei de energie electrică nucleară şi, prin urmare, menţinerea producţiei necesare la nivelul ofertei, în conformitate cu mixul energetic specific ales de Belgia. Împreună cu capacitatea achiziţionată prin intermediul mecanismului de asigurare a capacităţii, este necesară menţinerea pe piaţă a celor mai tinere două reactoare nucleare pentru încă 10 ani, pentru a răspunde cererii de energie electrică în continuă creştere în Belgia, astfel cum se arată în cea mai recentă evaluare a adecvării resurselor efectuată de OST din Belgia (a se vedea secţiunea 2.4). Prin urmare, proiectul LTO are efecte pozitive asupra pieţei, deoarece va contribui la abordarea preocupărilor legate de adecvarea resurselor şi la securitatea aprovizionării în Belgia.

(413)În plus, investiţiile în surse de energie nucleară oferă active fiabile de producţie cu emisii scăzute de dioxid de carbon. Prin asigurarea unei aprovizionări sigure atunci când se elimină treptat combustibilii cei mai poluanţi şi prin reducerea dependenţei de gazele naturale, producerea de energie nucleară, având emisii scăzute de dioxid de carbon per MWh de energie electrică produsă, contribuie (împreună cu dezvoltarea energiilor din surse regenerabile) la realizarea obiectivelor naţionale şi europene de decarbonizare.

8.3.3.3.Necesitatea intervenţiei statului

(418)În secţiunea 2.3.2 din decizia de iniţiere a procedurii şi în secţiunea 3.1 din prezenta decizie, Comisia a explicat că existenţa unor disfuncţionalităţi ale pieţei este un factor relevant pentru evaluarea necesităţii ajutorului şi a recunoscut anumite disfuncţionalităţi ale pieţei care necesită intervenţia statului pentru dezvoltarea energiei nucleare (¹⁴⁴). În special în ceea ce priveşte investiţiile în energia nucleară, disfuncţionalitatea pieţei se datorează în principal unei serii de riscuri specifice care sunt dificil de gestionat pentru investitorii comerciali (¹⁴⁵), cum ar fi:

(¹⁴⁵)A se vedea, de exemplu, Decizia Comisiei din 13.1.2015, SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), Regatul Unit, Sprijin pentru centrala nucleară Hinkley Point C (JO L 109, 28.4.2015, p. 44); Decizia Comisiei din 24.7.2017, SA.38454 (2017/C) (ex 2015/N), Ungaria, Dezvoltarea a două reactoare nucleare la centrala nucleară Paks II (JO L 317, 1.12.2017, p. 45); Decizia Comisiei din 17.3.2017, SA.39487 (2016/NN), Belgia, Prelungirea duratei de viaţă a centralelor nucleare Tihange 1, Doel 1 şi Doel 2 (JO C 142, 5.5.2017, p. 1); Decizia Comisiei din 16.6.2017, SA.45296 (2017/N), Germania, Transferul responsabilităţilor privind deşeurile radioactive şi combustibilul nuclear uzat în Germania (JO C 254, 4.8.2017, p. 1).

(420)Belgia susţine, de asemenea, că mecanismul belgian de asigurare a capacităţii nu este un mecanism adecvat de finanţare a capacităţii în domeniul energiei nucleare în Belgia, în special având în vedere intervalul scurt în care a fost decisă prelungirea duratei de viaţă, incertitudinile suplimentare şi disfuncţionalităţile pieţei legate de investiţiile în energia nucleară în comparaţie cu alte tehnologii, caracteristicile specifice ale mecanismului de asigurare a capacităţii, care are licitaţii anuale cu un rezultat incert, şi un calendar incompatibil cu calendarul proiectului LTO (a se vedea secţiunea 3.3.4 şi considerentul 353). În plus, Belgia susţine că măsura notificată, inclusiv pachetul de submăsuri, a fost necesară pentru a convinge Engie să înceapă negocierile privind prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO, întrucât Engie luase deja decizia de a înceta toate activităţile nucleare din Belgia (a se vedea considerentul 19).

(421)Prin urmare, Belgia susţine că este puţin probabil ca prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare nucleare să aibă loc în absenţa sprijinului din partea statului, inclusiv a unui model de remunerare adecvat (componenta 1), a unui acord privind transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat (componenta 2) şi a dispoziţiilor privind protecţia juridică (componenta 3), fiecare dintre acestea abordând una dintre disfuncţionalităţile pieţei menţionate mai sus.

(423)În ceea ce priveşte riscurile de natură tehnică, de gestionare a proiectelor, de piaţă şi de investiţii menţionate de Belgia, Comisia a recunoscut în deciziile anterioare că investiţiile în noi proiecte de energie nucleară sunt supuse unui risc semnificativ, având în vedere combinaţia dintre costurile de capital iniţiale ridicate, duratele lungi de construcţie şi o perioadă lungă de exploatare pentru recuperarea costurilor de investiţii. Comisia a recunoscut, de asemenea, că lipsa unor instrumente financiare bazate pe piaţă, precum şi a altor tipuri de contracte care să asigure acoperirea împotriva unui astfel de risc substanţial constituie o disfuncţionalitate a pieţei, care este specifică anumitor tehnologii, printre care energia nucleară (¹⁴⁶). Cu toate acestea, era vorba despre investiţii în centrale nucleare noi. În schimb, prezenta cauză vizează investiţiile în prelungirea duratei de viaţă a doi operatori nucleari existenţi. Prin urmare, Comisia consideră că problema investiţiilor în prelungirea duratei de viaţă a celor două reactoare nucleare nu ar fi existat în absenţa ajutorului.

(424)În primul rând, în ceea ce priveşte observaţia Comisiei prevăzută în considerentul 295 din decizia de iniţiere a procedurii, potrivit căreia prelungirea cu 10 ani a duratei de viaţă a Doel 1, Doel 2 şi Tihange 1 în 2015 a avut loc în absenţa unui pachet de măsuri de sprijin financiar (¹⁴⁷), Engie a prezentat ca răspuns la consultarea publică (a se vedea considerentul 290) că circumstanţele ambelor proiecte nu sunt comparabile, deoarece, în cazul de faţă: (i) guvernul belgian a luat decizia cu privire la proiectul LTO după ce Engie a început pregătirile pentru renunţarea la activitatea nucleară, (ii) există costuri suplimentare legate de calendarul strâns al actualului proiect LTO, care au fost recunoscute, de asemenea, de Autoritatea pentru Securitate Nucleară (AFCN/FANC) şi (iii) ponderea sporită a energiei din surse regenerabile în sistemul energetic a condus la o volatilitate mai mare a preţurilor pieţei în comparaţie cu situaţia şi aşteptările din 2015.

(425)În al doilea rând, în ceea ce priveşte îndoiala Comisiei cu privire la necesitatea de a dispune de întregul pachet de măsuri de remunerare, Belgia şi Engie au susţinut că fiecare parte a componentei 1 îndeplineşte un obiectiv specific şi că subcomponentele sunt complementare. Belgia a clarificat în detaliu structura măsurilor financiare (a se vedea, de asemenea, considerentul 68).

a)Costurile de exploatare şi de întreţinere ale proiectului LTO sunt finanţate din veniturile din exploatare ale LTO, prin care un flux stabil de venituri din exploatare este garantat prin CfD. Astfel cum au explicat Belgia şi Engie, având în vedere disfuncţionalităţile pieţei legate de industria nucleară şi volatilitatea ridicată a pieţei energiei electrice în următorii ani, proiectul LTO este expus unui risc ridicat de deficit de finanţare, conferind CfD statutul de instrument necesar pentru a obţine venituri stabile din exploatare. Comisia consideră că un contract pentru diferenţă conceput în mod corespunzător este un instrument necesar pentru a garanta un flux stabil de venituri într-un mediu de piaţă incert. Comisia a recunoscut deja în decizia de iniţiere a procedurii riscul ridicat al unei VAN negative pentru proiectul LTO în absenţa unui contract pentru diferenţă. În plus, Comisia este de acord şi cu faptul că prelungirea duratei de viaţă a unităţilor LTO (10 ani) acoperă o perioadă scurtă de timp în comparaţie cu durata medie a investiţiilor în sectorul nuclear (cu atât mai mult cu cât unităţile LTO nu vor funcţiona la o capacitate de 100 % în primii trei ani din cauza necesităţii de a finaliza în acelaşi timp lucrările de prelungire a duratei LTO), fiind suportate costuri semnificative pentru ca unităţile LTO să respecte reglementările în materie de securitate.

b)MOCP şi împrumuturile SDC completează CfD pentru a asigura stabilitatea financiară pe termen lung, deoarece nu se poate exclude faptul că în decursul perioadei de 10 ani vor apărea perioade de indisponibilitate neplanificată majoră. Datele furnizate de Electrabel arată într-adevăr că probabilitatea unui astfel de eveniment nu este scăzută, ci poate avea loc pe baza experienţei sale cu reactoarele nucleare belgiene în perioada 2012-2022 (a se vedea tabelul 10). Împrumuturile SDC sunt menite să asigure un volum suficient de lichidităţi în faza de repornire a proiectului LTO, atunci când mai trebuie efectuate lucrări importante, iar unităţile LTO nu pot funcţiona la capacitate maximă şi sunt planificate să fie rambursate până la sfârşitul perioadei de 10 ani. În schimb, MOCP este disponibilă pe parcursul întregii perioade de 10 ani, dar acoperă numai situaţiile de indisponibilitate neplanificată majoră. O facilitate de capital circulant (working capital facility - "WCF") serveşte drept punte în cursul exerciţiului către valoarea anuală MOCP. Belgia a prezentat trei scenarii care arată impactul apariţiei unor evenimente de indisponibilitate neplanificată majoră. Astfel cum reiese din tabelul 11, în absenţa MOCP şi a împrumuturilor SDC, întreprinderea comună ar putea intra în faliment în aceste situaţii care nu sunt imposibil să apară în perioada de 10 ani.

d)Întrucât Engie era în curs de a-şi limita expunerea la energia nucleară (a se vedea considerentul 19) şi nu dorea să investească singură cheltuielile CAPEX necesare de peste [2-2,5] miliarde EUR pentru proiectul LTO şi să suporte singură toate pierderile potenţiale cauzate de indisponibilităţi neprevăzute şi de depăşiri de costuri, aceasta a solicitat un mecanism de partajare a riscurilor cu statul belgian în proporţii egale (50/50) înainte de a subscrie la acordul privind proiectul LTO (a se vedea considerentul 23) şi a insistat asupra structurii întreprinderii comune (crearea BE-NUC), pe lângă mecanismele de remunerare prevăzute în RA, pentru a acoperi celelalte riscuri de finanţare şi de solvabilitate. Cerinţele CAPEX ale proiectului LTO sunt finanţate de acţionarii întreprinderii comune în condiţii pari passu, fie prin capitaluri proprii, fie prin împrumuturi din partea acţionarilor.

- Chiar şi în cazul mecanismelor de remunerare financiară instituite prin RA, persistă riscuri semnificative, pe care Engie nu a dorit să le suporte în continuare pe cont propriu. Engie a furnizat o simulare care arată impactul evenimentelor de disponibilitate redusă şi/sau al creşterii costurilor de funcţionare în timpul fazei de exploatare care nu sunt acoperite de MOCP, ceea ce poate avea un efect negativ semnificativ asupra profitabilităţii BE-NUC, astfel cum se arată în tabelul 16.

g)În ceea ce priveşte celelalte submăsuri ale componentei 1, astfel cum s-a menţionat deja în decizia de iniţiere a procedurii, Comisia consideră că:

(426)În al treilea rând, Comisia reaminteşte observaţiile părţilor terţe care au susţinut că aprovizionarea cu energie ar putea fi garantată şi prin tehnologii mai ieftine şi au considerat că subvenţiile pentru sectorul nuclear ar încetini progresele în privinţa altor tehnologii mai ieftine şi mai benefice pentru climă (în special sursele regenerabile de energie). Belgia a susţinut că statele membre au autonomia de a-şi elabora politicile energetice, inclusiv opţiunea de a încorpora energia nucleară în mixul lor energetic, şi că o combinaţie diversă de metode de producţie a energiei este esenţială pentru menţinerea unei reţele de energie electrică fiabile şi echilibrate. Având în vedere faptul că, în ultimii ani, concentrarea pieţei a scăzut datorită unei ponderi mai mari a energiei din surse regenerabile în mixul energetic belgian (a se vedea considerentele 34-37) şi având în vedere investiţiile recente ale statului belgian în parcul eolian offshore Princess Elisabeth (¹⁴⁸), Comisia nu vede niciun motiv pentru a concluziona că proiectul LTO ar constitui o piedică în calea consolidării energiei din surse regenerabile în Belgia. Necesitatea de a investi atât în energia nucleară, cât şi în energia din surse regenerabile este, de asemenea, plauzibilă, deoarece sursele regenerabile de energie prezintă încă dezavantaje, cum ar fi disponibilitatea locurilor de producere şi capacitatea de conectare la reţea. Remunerarea prin proiectul CfD (modificat) oferă mai multe stimulente pentru maximizarea producţiei în timpul orelor cu preţ ridicat (în măsura posibilului, având în vedere vechea tehnologie implicată în unităţile LTO). Acest fapt reduce impactul concurenţial al măsurii asupra investiţiilor în surse regenerabile de energie bazate pe piaţă, deoarece se poate preconiza că activele de producere a energiei din surse regenerabile vor funcţiona deosebit de des în perioadele de timp cu preţuri mai mici (deoarece, în perioadele respective, disponibilitatea resurselor regenerabile este ridicată, ceea ce reduce preţurile pieţei).

(427)În cele din urmă, în ceea ce priveşte argumentul Belgiei potrivit căruia deficitul de finanţare al unităţilor LTO nu poate fi soluţionat în mod adecvat prin participarea la mecanismul de asigurare a capacităţii (a se vedea secţiunea 3.3.4 şi considerentul 353), Comisia recunoaşte că rezultatul incert al licitaţiilor având ca obiect CM şi calendarul licitaţiilor nu sunt compatibile cu planul Belgiei de repornire a LTO în 2025. În special, guvernul belgian a anunţat proiectul LTO în martie 2022 şi a semnat un acord de punere în aplicare cu caracter obligatoriu la 13 decembrie 2023 (a se vedea secţiunea 2.3). La momentul respectiv, avuseseră deja loc trei licitaţii având ca obiect CM.

(429)În ceea ce priveşte disfuncţionalităţile pieţei şi riscurile legate de costurile incerte ale gestionării deşeurilor nucleare şi ale dezafectării, astfel cum s-a menţionat în considerentul 276 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia consideră că acestea sunt abordate prin transferul de responsabilităţi în materie de deşeuri radioactive şi combustibil uzat, precum şi prin transferul responsabilităţilor suplimentare în materie de dezafectare care rezultă din proiectul LTO. Acordul privind deşeurile urmăreşte să asigure gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive, deoarece transferul va asigura finanţarea deşeurilor nucleare şi va creşte nivelul de securitate pentru depozitarea temporară şi depozitarea definitivă a acestor materiale. Belgia susţine că responsabilităţile suplimentare în materie de dezafectare care rezultă din proiectul LTO acoperă numai costurile suplimentare datorate proiectului LTO, nu acoperă niciun cost de funcţionare legat de gestionarea curentă sau de activităţile obişnuite şi, prin urmare, nu denaturează concurenţa.

(430)Astfel cum a subliniat Comisia în deciziile anterioare privind transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare în Germania şi Regatul Unit (¹⁴⁹), gestionarea deşeurilor radioactive este caracterizată de termene lungi, care, prin urmare, ar putea necesita o anumită formă de intervenţie a statului. În plus, necesitatea intervenţiei statului în ceea ce priveşte gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a deşeurilor radioactive este consacrată la articolul 4 alineatul (1) din Directiva 2011/70/Euratom, care prevede răspunderea finală a statului în această privinţă. Transferul responsabilităţilor în materie de gestionare a deşeurilor radioactive şi dezafectare serveşte obiectivului de a asigura finanţarea gestionării combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive ca o condiţie prealabilă pentru gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a acestor materiale. În plus, Engie nu intenţiona să îşi menţină activităţile nucleare în Belgia (a se vedea considerentul 19) şi a fost de acord să înceapă negocierile privind prelungirea duratei de viaţă doar în condiţiile existenţei unui acord privind dispoziţiile financiare, dar şi privind transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare (a se vedea considerentul 23).

(431)În ceea ce priveşte transferul responsabilităţilor suplimentare în materie de dezafectare rezultate în special din proiectul LTO, întrucât acest transfer acoperă doar costurile suplimentare rezultate din proiectul LTO, în timp ce responsabilităţile curente în materie de dezafectare şi dezasamblare revin în continuare operatorului nuclear, şi întrucât guvernul belgian, nu Engie sau Electrabel, a solicitat prelungirea duratei de viaţă, Comisia consideră că acest transfer al responsabilităţilor suplimentare în materie de dezafectare care rezultă din proiectul LTO este, de asemenea, necesar. În comparaţie cu evaluarea din decizia de iniţiere a procedurii, costurile suplimentare de dezafectare legate de proiectul LTO au fost confirmate între timp şi de CPN/CNV (a se vedea considerentul 200).

(434)În ceea ce priveşte disfuncţionalităţile pieţei legate de riscurile politice şi de reglementare, astfel cum s-a menţionat în considerentul 278 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia consideră că, deşi toate tehnologiile pot, în principiu, să fie afectate de un "blocaj" politic, având în vedere caracterul controversat al tehnologiei nucleare, se poate preconiza că proiectele nucleare vor suferi mai mult din această cauză (¹⁵⁰). În special, Belgia şi-a schimbat deja de câteva ori traiectoria politică privind energia nucleară în ultimii 25 de ani (a se vedea secţiunea 2.2), astfel încât Comisia consideră că acest risc este prezent cu precădere în Belgia. În plus, Comisia nu a primit nicio dovadă contrară în cursul consultării publice cu privire la acest caz.

(435)Prin urmare, Comisia consideră că riscurile politice şi de reglementare sunt abordate în mod eficient prin măsura protecţiei juridice şi că protecţia juridică se impune în cazul energiei nucleare, astfel cum a recunoscut şi Comisia în decizia pronunţată în cazul SA.39487 (¹⁵¹).

8.3.3.4.Caracterul adecvat

(437)Disfuncţionalităţile pieţei menţionate în secţiunea 3.1, care decurg din: (i) o piaţă a energiei şi un climat investiţional nesigure, (ii) costuri incerte legate de deşeurile nucleare şi (iii) expunerea la decizii politice împiedică operatorul nuclear să obţină siguranţa veniturilor. În cazul de faţă, Comisia consideră că acest lucru este deosebit de problematic din cauza vechii tehnologii pe care se bazează unităţile LTO, care permit o marjă redusă de flexibilitate, precum şi din cauza duratei limitate de prelungire a duratei de viaţă de 10 ani. Aceste caracteristici, care sunt prezente în special în cazul de faţă, complică şi mai mult funcţionarea profitabilă a unităţilor LTO, astfel încât Comisia consideră că sprijinul din partea statului este adecvat.

(438)Belgia susţine că, din cauza disfuncţionalităţilor identificate ale pieţei şi a riscurilor specifice legate de energia nucleară, este necesar un mecanism de sprijin separat pentru energia nucleară. Astfel cum s-a menţionat în secţiunea 3.3.4, Belgia susţine că alte forme de scheme de sprijin financiar direct au fost luate în considerare (prime fixe, contract unidirecţional pentru diferenţă şi model de bază de active reglementate), dar nu au fost considerate adecvate pentru sprijinirea proiectului LTO. Belgia susţine că cele trei componente ale măsurii notificate sunt necesare pentru a remedia disfuncţionalităţile şi riscurile pieţei. Potrivit Belgiei: (i) structura specifică a proiectului LTO şi măsurile de sprijin financiar din cadrul componentei 1 sunt adecvate pentru a garanta venituri stabile pentru operatorul nuclear şi pentru a evita insolvenţa întreprinderii comune în cazul unor evenimente semnificative neplanificate, (ii) limitarea deşeurilor şi submăsurile aferente ale componentei 2 sunt adecvate pentru a garanta că fondurile necesare vor fi disponibile pentru finanţarea unor soluţii responsabile şi sigure în materie de gestionare a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive, în timp ce (iii) protecţia juridică a componentei 3 este adecvată pentru a garanta protecţia împotriva schimbărilor opiniei publice şi a poziţiei factorilor de decizie în ceea ce priveşte energia nucleară.

(440)În primul rând, astfel cum se menţionează în considerentele 285, 300 şi, respectiv, 303 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a considerat că JDA++, ASA şi despăgubirile pentru pierderile de acoperire a costurilor în cazul neîncheierii sunt măsuri adecvate. În primul rând, având în vedere perioada scurtă de timp anterioară datei de repornire a LTO şi necesitatea de a începe activităţile de dezvoltare cât mai curând posibil după luarea deciziei de prelungire a duratei de viaţă a două reactoare nucleare de către guvernul belgian, Comisia consideră că încheierea acordului JDA++, înainte de încheierea finală a tranzacţiei, este un instrument adecvat pentru a se asigura că activităţile de dezvoltare necesare sunt întreprinse la timp de către operatorul nuclear. În al doilea rând, Comisia consideră că încheierea unui acord privind practicile administrative (ASA), precum şi ajungerea la un acord privind condiţiile în cazul neîncheierii tranzacţiei, este o practică standard, ca parte a unui acord între două părţi. În plus, Comisia nu a primit nicio dovadă contrară în ceea ce priveşte aceste trei submăsuri în cursul consultării publice cu privire la acest caz. Prin urmare, Comisia consideră că JDA++, ASA şi despăgubirile pentru pierderile de acoperire a costurilor în cazul neîncheierii sunt măsuri adecvate care trebuie să facă parte din proiectul LTO.

(441)În al doilea rând, în ceea ce priveşte contractul pentru diferenţă, potrivit Belgiei, contractul bidirecţional pentru diferenţă este opţiunea cea mai adecvată pentru a remedia disfuncţionalităţile pieţei şi pentru a oferi certitudine în ceea ce priveşte veniturile, evitând în acelaşi timp remunerarea excesivă a operatorului nuclear. Mecanismele alternative de sprijin (participarea la CM, prima fixă, contractul unidirecţional pentru diferenţă, modelul RAB) au fost examinate de autorităţile belgiene, dar au fost considerate mai puţin adecvate (a se vedea secţiunea 3.3.4). Astfel cum s-a menţionat în considerentele 290-293 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a exprimat o serie de preocupări cu privire la proiectul CfD, iar mulţi dintre respondenţii terţi la consultarea publică au fost de acord cu opinia Comisiei (a se vedea secţiunea 6.2.1.2):

(442)Ca răspuns la preocupările Comisiei cu privire la proiectul CfD, Belgia a făcut unele modificări:

a)Belgia a clarificat mai întâi că, din cauza vechii tehnologii nucleare pe care se bazează unităţile LTO, este imposibil ca acestea să fie foarte reactive la orice semnale ale pieţei. Astfel cum s-a menţionat în secţiunea 2.1, Engie a fost ea însăşi deschisă să poată valorifica flexibilitatea unităţilor LTO de pe pieţele energiei în contextul măsurii, evidenţiind în acelaşi timp riscurile subsecvente ale opririlor din cauza modulărilor reactoarelor. În acelaşi timp, autoritatea belgiană competentă în materie de securitate nucleară a impus o limitare a numărului de modulări economice per ciclu. Pentru a răspunde preocupărilor Comisiei şi ale părţilor terţe, astfel cum se menţionează în considerentul 441 litera (a), ţinând seama în acelaşi timp de constrângerile tehnice ale centralelor, Belgia a decis să modifice remuneraţia partenerului independent al EMSA. Belgia a inclus o componentă variabilă în formula de remunerare, astfel încât partenerul EMSA să fie stimulat să vândă energia electrică nucleară cât mai mult posibil în funcţie de circumstanţele pieţei, ţinând seama în acelaşi timp de restricţiile de modulare, astfel cum se explică în secţiunea 3.3.1.5.2. În cadrul acestei noi structuri, pentru a răspunde preocupărilor de la considerentul 441 litera (b), acordul de modulare a fost eliminat, deoarece va fi la latitudinea partenerului EMSA să decidă când este oportun să declanşeze o modulare economică. Partenerul EMSA va avea stimulentele adecvate pentru a solicita o modulare economică atunci când preţurile pieţei sunt scăzute sau negative, deoarece va obţine o sancţiune atunci când nu face acest lucru.

c)În ceea ce priveşte preocuparea de la considerentul 441 litera (d), Belgia a menţinut preţul PZU ca MRP în formula CfD din motivele menţionate în considerentul 98. În special, în cursul etapei oficiale de investigare, Belgia a subliniat riscul ridicat şi impactul de amploare al unor întreruperi neplanificate, în special în faza de repornire a proiectului LTO. Acest fapt ar determina caracterul extrem de incert al producţiei unităţilor LTO în primii trei ani de producţie şi, astfel, existenţa unui preţ de referinţă pe termen lung în proiectul CfD ar creşte riscurile pentru centrale.

d)În cele din urmă, Belgia confirmă totodată că, în ceea ce priveşte contrapartea la CfD (BE-WATT), aceasta va elabora o strategie de gestionare a riscurilor pentru poziţia sa deschisă, astfel cum se prevede în mod legal, şi că punerea sa în aplicare va contribui la asigurarea lichidităţii pe pieţele la termen ale energiei electrice (a se vedea considerentul 99). Adoptarea strategiei face obiectul unui aviz din partea autorităţii de reglementare, care va include o evaluare a impactului strategiei asupra pieţelor relevante ale energiei electrice (a se vedea considerentul 158).

(443)Comisia consideră că modificările legate de elaborarea CfD şi de punerea sa în aplicare, precum şi angajamentul de a elabora o strategie de gestionare a riscurilor care va contribui la lichiditatea pieţelor la termen ale energiei electrice sunt suficiente pentru a soluţiona îndoielile exprimate în decizia de iniţiere a procedurii. Comisia recunoaşte că unităţile LTO se bazează pe o tehnologie veche, cu flexibilitate limitată, care restrânge capacităţile operatorului nuclear de a modifica producţia centralelor în mod regulat. Acest aspect contrastează cu tehnologiile nucleare mai noi sau cu alte proiecte de centrale nucleare (de exemplu, bare de control gri versus negre) care permit urmăriri ale sarcinii. Având în vedere prelungirea limitată la 10 ani, Comisia recunoaşte că tehnologia trebuie considerată un fapt, ceea ce limitează capacităţile operatorului nuclear de a modifica în mod semnificativ comportamentul centralelor. În această privinţă, Comisia apreciază încercările autorităţilor belgiene şi ale Electrabel de a alinia producţia şi întreţinerea cât mai mult posibil la circumstanţele pieţei, pe de o parte, delegând autoritatea decizională în ceea ce priveşte modulările economice partenerului EMSA şi modificând remuneraţia acestuia şi, pe de altă parte, trecând de la un ciclu al combustibilului de 18 luni la un ciclu de 12 luni pentru a programa întreţinerea cât mai mult posibil în perioada de vară. În acest sens, intensificarea mecanismului de partajare a pierderilor/câştigurilor contribuie, de asemenea, la obiectivul de a alinia cât mai bine posibil remunerarea CfD la circumstanţele pieţei şi contribuie la o expunere sporită la riscul de piaţă. Deşi sprijinul în perioadele în care se înregistrează preţuri negative nu poate fi încă exclus pe deplin, din cauza flexibilităţii limitate a centralelor şi a preocupărilor în materie de siguranţă, proiectul CfD modificat, împreună cu formula de remunerare modificată a EMSA, reduc stimulentele pentru producţie în perioadele în care se înregistrează preţuri negative. Comisia recunoaşte, de asemenea, că, în special în faza de repornire a proiectului LTO, există un risc ridicat de indisponibilităţi şi întreruperi neprevăzute, astfel încât expunerea la pieţele pe termen lung ar putea implica riscuri suplimentare, aşa încât preţul PZU este mai adecvat ca MRP în perioada iniţială a proiectului LTO. Comisia observă, de asemenea, că autorităţile belgiene au libertatea de a ajusta MRP în proiectul CfD, precum şi achitarea remuneraţiei EMSA după perioada iniţială de trei ani a proiectului. În cele din urmă, impactul utilizării PZU asupra pieţelor la termen este redus de strategia de acoperire împotriva riscurilor care va stimula lichiditatea pieţelor la termen, iar impactul asupra pieţei intrazilnice este atenuat de costurile variabile suportate de partenerul EMSA.

(445)În al treilea rând, Comisia şi-a exprimat, de asemenea, îngrijorarea cu privire la caracterul adecvat al împrumuturilor SDC şi al MOCP, care acoperă costurile perioadei de oprire şi, respectiv, deficitele de fluxuri de numerar operaţionale care pot apărea, într-un mod asemănător unui grant potenţial nelimitat, protejând întreprinderea comună de orice riscuri operaţionale. În plus, MOCP oferă o protecţie a capitalului de 50 %. Belgia susţine că, în absenţa împrumuturilor SDC, a WCF şi a cheltuielilor de funcţionare şi unei plăţi de capital minime, ar fi necesare contribuţii suplimentare la capital, întrucât, în cazul unui singur eveniment de indisponibilitate, acţionarii JV ar fi expuşi unor riscuri de insolvenţă şi unui deficit de finanţare, ceea ce ar determina caracterul neprofitabil al investiţiei.

(446)Ca răspuns la preocupările Comisiei cu privire la împrumuturile SDC şi MOCP, Belgia a furnizat clarificări suplimentare şi a adaptat aceste măsuri:

a)Belgia susţine că împrumuturile SDC vor fi, în principiu, rambursate. În ceea ce priveşte riscul ca împrumuturile SDC să nu fie rambursate în cazul în care intrările de numerar ar fi insuficiente (deoarece acestea survin după rambursarea contribuţiilor acţionarilor), Belgia susţine că acest scenariu este foarte puţin probabil şi că împrumuturile SDC nu sunt rambursate numai în cazul unui scenariu în foarte mare măsură negativ (a se vedea considerentul 132), şi anume dacă ar exista mai mulţi ani de indisponibilitate substanţială, de exemplu mai puţin de 60 % în fiecare an din 2029 până în 2035. Deşi nu este improbabil, acest risc este mic şi se materializează doar în circumstanţe extreme, ceea ce ar implica un eveniment major sau o serie de evenimente majore neprevăzute pentru o perioadă lungă de timp şi, în cele din urmă, ar putea implica închiderea centralei [a se vedea litera (b)]. Această situaţie ar fi în dezavantajul acţionarilor: împrumuturile SDC nu vor fi rambursate integral dacă şi numai dacă proiectul nu generează profituri suficiente pentru a plăti orice randament al investiţiei acţionarilor şi, prin urmare, împrumuturile SDC nu aduc beneficii disproporţionate acţionarilor.

b)În mod similar, Belgia susţine că MOCP nu intervine decât în cazul unei situaţii în foarte mare măsură negative şi că Engie riscă în continuare să piardă 50 % din investiţia sa de capital. Cu toate acestea, pentru a răspunde preocupării că MOCP ar putea deveni un grant nelimitat, Belgia a stabilit un plafon pentru plăţile MOCP. Astfel cum s-a explicat în considerentul 121, contrapartea RA (şi anume statul belgian) îşi va exercita dreptul (drepturile) de reziliere în temeiul RA în cazul în care MOCP ajunge la o sumă plătită de 2 miliarde EUR.

(447)Prin urmare, Comisia concluzionează că împrumuturile SDC şi MOCP sunt instrumente necesare şi adecvate pentru a garanta viabilitatea proiectului LTO, în special având în vedere circumstanţele specifice ale cazului de faţă, care se referă la reactoarele nucleare existente, ce se bazează pe o tehnologie veche şi, prin urmare, sunt supuse riscului unor întreruperi semnificative neplanificate. Din această perspectivă, având în vedere că prelungirea duratei de viaţă este limitată la o perioadă de 10 ani, ceea ce limitează posibilitatea de recuperare a pierderilor semnificative, MOCP oferă un mecanism de protecţie pentru întreprinderea comună, protejând-o de riscul operaţional. Fără garanţii suplimentare sub forma împrumuturilor MOCP şi SDC, este probabil ca un investitor privat să nu îşi asume riscul de a realiza proiectul LTO. Având în vedere amploarea potenţială a plăţilor MOCP în cazul opririi prelungite a uneia dintre cele două unităţi LTO, pe parcursul mai multor ani, s-a dovedit necesară plafonarea acestui mecanism la o sumă care ar corespunde practicilor de piaţă şi care ar acorda suficient timp pentru a restabili funcţionarea normală a unităţii (unităţilor) LTO. Comisia salută limitarea plăţilor (potenţiale) MOCP, astfel încât expunerea statului belgian este cel puţin cuantificată şi cunoscută în prealabil.

(449)În al patrulea rând, în ceea ce priveşte EMSA, Comisia consideră oportun să aleagă un partener care să vândă energia electrică produsă de unităţile LTO pe piaţa angro, cu condiţia ca acest partener să acţioneze pe deplin independent şi nu în interesul Electrabel. Cu toate acestea, Comisia a avut îndoieli cu privire la limitarea vânzărilor pe piaţa angro pentru ziua următoare. Belgia a clarificat faptul că partenerul EMSA are libertatea de a vinde energia electrică produsă de unităţile LTO pe orice piaţă şi nu se limitează la PZU (a se vedea considerentul 152). Belgia a confirmat, de asemenea, că partenerul EMSA va fi selectat printr-o procedură competitivă de ofertare şi că vor fi instituite garanţii pentru a se asigura că Engie nu are nicio influenţă asupra procedurii de licitaţie sau asupra rezultatului (a se vedea secţiunile 3.3.1.5.1 şi 3.3.1.5.3). În plus, în cazul în care GEMS va fi selectată ca partener al EMSA, Belgia şi Engie se angajează să instituie garanţiile necesare astfel încât să nu existe nicio interferenţă cu celelalte activităţi comerciale ale GEMS (a se vedea secţiunea 3.3.1.5.3). Prin urmare, Comisia consideră că instituirea acordului EMSA şi selectarea partenerului EMSA sunt adecvate.

(450)În cele din urmă, Comisia şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la caracterul adecvat al îmbinării mai multor mecanisme de remunerare care se adaugă CfD şi a considerat că pachetul de submăsuri din cadrul componentei 1 poate fi considerat adecvat numai în măsura în care acestea nu conduc la denaturări nejustificate şi suplimentare ale comerţului şi ale concurenţei. Întrucât Comisia nu are niciun indiciu că partenerul EMSA nu ar funcţiona în mod independent şi nici că Engie ar fi protejată de toate riscurile de piaţă (prin intermediul mecanismului MPRA ajustat, al plafonului MOCP şi al riscului de capital de 50 %), Comisia poate concluziona că toate submăsurile din cadrul componentei 1 pot fi considerate adecvate, atât individual, cât şi împreună.

(452)Prin urmare, Comisia consideră că transferul responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat către un organism public independent, Hedera, este un mijloc adecvat pentru a acorda statului belgian o mai mare responsabilitate pentru depozitarea definitivă a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive şi pentru a asigura finanţarea sa pe o perioadă lungă de timp. De asemenea, Comisia nu a identificat nicio măsură sau structură alternativă, alta decât cea descrisă în secţiunea 3.3.2.2, care să permită Belgiei să atingă aceste obiective la fel de bine.

(453)În ceea ce priveşte transferul responsabilităţilor suplimentare în materie de dezafectare rezultate din proiectul LTO ("asinergii în materie de dezafectare"), astfel cum se menţionează în secţiunea 3.3.2.4, acest transfer acoperă doar costurile suplimentare rezultate din proiectul LTO, în timp ce responsabilităţile curente în materie de dezafectare şi dezasamblare revin în continuare operatorului nuclear. Într-adevăr, CPN/CNV a confirmat că există asinergii care afectează costurile de dezafectare şi de dezasamblare şi a cuantificat suma. Întrucât guvernul belgian, iar nu Engie/Electrabel, a solicitat prelungirea duratei de viaţă, Comisia consideră că transferul asinergiilor în materie de dezafectare, printr-o plată forfetară unică efectuată de statul belgian, este adecvat.

(454)În cele din urmă, transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare către fondul Hedera, un organism public separat care asigură fondurile în scopul preconizat şi controlează costurile legate de responsabilităţile transferate, ambele aflate sub controlul unui organism guvernamental independent (CPN/CNV), justifică eliberarea activelor non-europene ale Electrabel din perimetrul Electrabel şi asigură caracterul adecvat al transferului responsabilităţilor în materie de deşeuri radioactive şi combustibil uzat.

(456)Comisia consideră că tehnologia nucleară face în mod special obiectul unui blocaj politic. Prin urmare, astfel cum s-a menţionat deja în considerentul 306 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia consideră că un acord privind protecţia juridică este adecvat pentru a aborda disfuncţionalitatea pieţei legată de riscurile politice şi de reglementare, astfel cum a recunoscut şi Comisia în decizia în cazul SA.39487 (¹⁵²).

(457)Comisia consideră că modificările măsurii, inclusiv o modificare a proiectului CfD, intensificarea MPRA şi un plafon pentru MOCP, precum şi clarificările suplimentare privind combinarea submăsurilor sunt suficiente pentru a determina Comisia să concluzioneze cu privire la caracterul adecvat al componentei 1. De asemenea, Comisia ia în considerare circumstanţele specifice ale cazului, care se referă la o investiţie în centrale nucleare existente bazate pe o tehnologie veche şi pentru o perioadă limitată de timp. În ceea ce priveşte componentele 2 şi 3, procedura oficială de investigare nu a prezentat elemente de probă care să se abată de la concluzia anterioară a Comisiei potrivit căreia componentele 2 şi 3 sunt adecvate.

8.3.3.5.Proporţionalitatea

(462)Astfel cum s-a menţionat în considerentul 331 din decizia de iniţiere a procedurii, s-a constatat că JDA++, acordul O&M, ASA şi despăgubirile pentru pierderile de acoperire a costurilor în cazul neîncheierii au fost încheiate în condiţiile pieţei şi, prin urmare, pot fi considerate proporţionale. Astfel cum s-a menţionat în considerentul 324 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a recunoscut că este posibil ca punerea în aplicare a unei proceduri de ofertare concurenţiale pentru acordul O&M să nu fie adecvată, având în vedere caracterul sensibil şi natura specifică a unităţilor LTO, astfel încât proporţionalitatea acesteia să poată fi evaluată prin nivelul marjei câştigate de Electrabel prin executarea acordului, care ar trebui stabilit în condiţiile pieţei. Întrucât nivelurile marjelor stabilite în acordul O&M sunt aliniate la cele aplicate în temeiul Acordului de parteneriat LTO cu Luminus, care este un acord de referinţă relevant deoarece acoperă servicii similare, Comisia a considerat că acordul O&M este proporţional. În plus, Comisia nu a primit nicio dovadă contrară în ceea ce priveşte proporţionalitatea JDA++, a acordului O&M, ASA şi a despăgubirilor pentru pierderile de acoperire a costurilor în cazul neîncheierii, în cursul consultării publice cu privire la acest caz.

(464)În această secţiune, Comisia evaluează proporţionalitatea ratei interne de rentabilitate (RIR) a proiectului LTO, precum şi restul submăsurilor financiare din cadrul componentei 1 (MOCP, WCF, împrumuturile SDC, împrumuturile din partea acţionarilor). Pentru a asigura proporţionalitatea măsurii de ajutor de stat şi pentru a evita supracompensarea, măsura de ajutor de stat trebuie să asigure rata minimă de rentabilitate pentru ca beneficiarul să efectueze investiţia. Cu alte cuvinte, rata minimă care acoperă deficitul de finanţare al proiectului. Deficitul de finanţare este definit ca diferenţa dintre VAN a scenariului factual şi a scenariului contrafactual şi este, în acelaşi timp, cuantumul minim al ajutorului de stat necesar pentru ca măsura să aibă un efect stimulativ asupra firmei şi cuantumul maxim al ajutorului de stat proporţional pentru a declanşa investiţia.

(465)Conceptul de deficit de finanţare este profund înrădăcinat în procesul decizional obişnuit al întreprinderilor. Atunci când societăţile care maximizează profitul decid dacă să întreprindă un proiect, ele evaluează valoarea generată de proiectul în cauză în funcţie de direcţii alternative de acţiune şi o aleg pe cea cu cea mai mare rentabilitate preconizată. Prin urmare, pentru ca societăţile să fie dispuse să întreprindă un proiect care nu este cel cu cea mai mare rentabilitate preconizată, ar putea fi necesar ca ele să fie stimulate prin intermediul unui ajutor de stat care să acopere deficitul de finanţare.

(466)Pentru a identifica partea din diversele îmbunătăţiri care poate fi atribuită impactului intervenţiei, întrucât o astfel de îmbunătăţire ar putea avea loc nu numai din cauza proiectului LTO, ci şi din cauza altor factori, Belgia a furnizat un scenariu contrafactual, care nu era la dispoziţia Comisiei la momentul deciziei de iniţiere a procedurii (¹⁵³). În acest caz, scenariul contrafactual este un scenariu în care nu ar avea loc nicio prelungire a duratei de viaţă a unităţilor LTO, ceea ce s-ar întâmpla în cazul în care nu se încheie niciun acord cu guvernul belgian. În analiza contrafactuală, rezultatele intervenţiei sunt comparate cu rezultatele care ar fi fost obţinute dacă intervenţia nu ar fi fost pusă în aplicare. Într-o astfel de situaţie, Electrabel: (i) ar exploata în continuare reactoarele nucleare până la datele iniţiale de oprire legală a acestora şi (ii) ar păstra toate responsabilităţile legate de deşeuri. Guvernul belgian a furnizat elementele financiare legate de acest punct, şi anume fluxurile de numerar disponibil, neactualizate, previzionate şi specificate (¹⁵⁴) referitoare la operaţiunile unităţilor nucleare belgiene pentru durata lor de viaţă rămasă (până la datele de oprire legală a acestora, în 2025). Belgia susţine că fluxurile de numerar ale unităţilor LTO pe durata de viaţă legală rămasă rămân neschimbate, cu sau fără proiectul LTO.

(467)Au existat trei preocupări principale cu privire la proporţionalitatea componentei 1 din decizia de iniţiere a procedurii, care sunt relevante pentru evaluarea Comisiei:

(468)În primul rând, astfel cum s-a menţionat în decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a considerat că MOCP oferă, în fapt, un mecanism de protecţie pentru întreprinderea comună, deoarece orice deficit de venituri care rezultă din lipsa producţiei de energie electrică care are loc în perioada iniţială şi în faza de exploatare va fi acoperit de o plată din partea statului belgian, protejând astfel din punct de vedere financiar întreprinderea comună de orice risc operaţional. Principalul aspect al MOCP a fost legat de faptul că aceasta ar putea reprezenta de facto un grant aproape nelimitat pentru BE-NUC în cazul unor perioade lungi neplanificate de indisponibilitate a unităţilor LTO. Teoretic, în cazul în care un eveniment major neprevăzut sau o serie de evenimente majore neprevăzute conduc la împiedicarea unităţilor LTO să producă energie electrică pe durata de 10 ani a proiectului LTO, MOCP ar putea fi declanşată până la valoarea de [7 000-8 000] de milioane EUR. Belgia a furnizat clarificări suplimentare cu privire la probabilitatea care nu poate fi neglijată ca astfel de evenimente de întreruperi neplanificate semnificative să aibă loc (a se vedea considerentele 114-118) şi cu privire la consecinţele pe care le-ar putea avea (a se vedea tabelul 11), iar Belgia s-a angajat să limiteze plata MOCP la 2 miliarde EUR (a se vedea considerentul 121). Această sumă, care pare să fie în conformitate cu practicile la nivel de sector în ceea ce priveşte nivelurile de garanţie, corespunde limitei superioare a unui scenariu în care ambele unităţi LTO sunt indisponibile în mod simultan timp de doi ani consecutivi. Având în vedere perioada de prelungire a duratei de viaţă a centralei (limitată la 10 ani), doi ani au fost consideraţi perioada maximă de timp care ar putea fi dedicată identificării şi soluţionării unei probleme sau a unei serii de probleme, în funcţie de importanţa acestora, înainte de a lua în considerare posibilitatea închiderii centralei. Prin urmare, Comisia consideră că valoarea plafonată a MOCP este proporţională.

(469)În al doilea rând, în ceea ce priveşte împrumuturile SDC, Belgia susţine că, până în anul 2028, împrumuturile SDC acoperă costurile în perioada în care unităţile LTO nu sunt prevăzute să genereze venituri nete şi sunt rambursabile guvernului belgian, ceea ce asigură minimizarea ajutorului. Astfel cum s-a menţionat în decizia de iniţiere a procedurii, Comisia şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la rambursarea împrumuturilor SDC, deoarece, în practică, împrumuturile SDC constituie o linie de finanţare de rang inferior în raport cu toate celelalte împrumuturi, precum şi cu capitalul propriu al întreprinderii comune. Aceasta înseamnă că este posibil ca împrumuturile să nu fie rambursate la sfârşitul perioadei LTO în cazul în care producţia de energie electrică nu este suficient de mare, ceea ce implică un risc substanţial pe care rata dobânzii, stabilită la valoarea cea mai mică dintre rata OLO (pe cinci ani) (¹⁵⁵) în Belgia plus 200 de puncte de bază şi 6 %, este posibil să nu îl reflecte. Belgia a clarificat faptul că împrumuturile SDC nu vor fi rambursate numai în cazul unui scenariu în foarte mare măsură negativ, astfel încât riscul ca acestea să nu fie rambursate statului belgian este foarte mic (a se vedea considerentul 132). În special, Belgia a subliniat că, într-un astfel de scenariu în foarte mare măsură negativ, nu ar exista nicio rentabilitate a aportului de capital. Într-adevăr, riscurile împrumuturilor SDC se referă numai la riscurile legate de performanţa şi profitabilitatea proiectului, deoarece împrumuturile SDC nu sunt utilizate pentru a finanţa cheltuielile de capital. În ceea ce priveşte rata dobânzii, aceasta este plafonată la nivelul maxim care nu ar depăşi intervalul RIR ţintă în cadrul MPRA de 6 %-8 %. Prin urmare, Comisia consideră că termenii şi condiţiile împrumuturilor SDC sunt proporţionale. În cazul în care termenii şi condiţiile finale ale împrumuturilor SDC modifică măsura notificată, astfel cum este prezentată în prezenta decizie, Belgia se angajează să le notifice Comisiei.

(470)În al treilea rând, în ceea ce priveşte condiţiile WCF şi ale împrumuturilor din partea acţionarilor, Belgia a clarificat în cursul procedurii oficiale de investigare că acestea vor fi achiziţionate în condiţiile pieţei, la rate ale dobânzii care nu au fost încă stabilite, dar care urmează să fie stabilite prin raportare la ratele predominante de pe piaţă şi la orice finanţare comparabilă prin îndatorare din partea terţilor, disponibilă la momentul relevant. A fost elaborată o listă care stabileşte termenii şi condiţiile pentru ambele împrumuturi din partea acţionarilor şi care descrie metodologia de stabilire a ratei dobânzii. Belgia a clarificat faptul că această metodologie este în concordanţă cu politicile Engie de creditare în materie de stabilire a preţurilor de transfer şi este în conformitate cu principiul BEPS al OCDE, asigurând faptul că rata dobânzii a fost stabilită în condiţii de deplină concurenţă. Potrivit listei de termeni şi condiţii, se preconizează că rata dobânzii va fi o rată fluctuantă, stabilită la rata EURIBOR la 6 luni, la care se adaugă o marjă estimată de aproximativ [0-3] %. Comisia observă că marja adăugată la rata EURIBOR la 6 luni va fi estimată pornind de la [...], care este un instrument recunoscut şi utilizat pe scară largă pentru a estima marjele marjei pe baza unor criterii precum scadenţa, bonitatea şi moneda împrumutului şi a debitorului. În ceea ce priveşte ratingul care va fi luat în considerare pentru întreprinderea comună atunci când se estimează marja marjei, în absenţa unui rating oficial pentru BE-NUC din partea unei agenţii de rating de credit, Belgia îl estimează luând în considerare cel mai mic rating de credit al acţionarilor entităţii. Aceştia sunt statul belgian (ratingul Moody’s Aa3 (¹⁵⁶), astfel cum a fost confirmat pe site-ul guvernului belgian (¹⁵⁷), ratingul S&P AA şi ratingul Fitch AA-, astfel cum au fost confirmate pe site-ul guvernului belgian şi verificate, de asemenea, de Comisia Europeană pe portalul S&P Capital IQ Pro (¹⁵⁸) la 16 ianuarie 2025) şi Electrabel [ratingul Moody’s Baa1 (¹⁵⁹) conform raportului disponibil public din 10 iulie 2024 (¹⁶⁰) şi ratingul Fitch BBB+, conform informaţiilor disponibile public pe site-ul Fitch (¹⁶¹)]. Aceasta este o abordare standard, în special având în vedere că unităţile LTO constituie o activitate de bază a Electrabel, susţinută, de asemenea, de o garanţie neplafonată a societăţii-mamă din partea Engie (ratingul Moody’s Baa1 (¹⁶²) şi ratingul Fitch BBB+ (¹⁶³)) şi având în vedere structura capitalului propriu al întreprinderii comune. Prin urmare, Comisia consideră că termenii şi condiţiile WCF şi ale împrumuturilor din partea acţionarilor sunt proporţionale. În cazul în care termenii şi condiţiile finale ale WCF şi ale împrumuturilor din partea acţionarilor modifică măsura notificată, astfel cum este prezentată în prezenta decizie, Belgia se angajează să le notifice Comisiei.

(472)În cadrul RA, se va aplica un contract bidirecţional pentru diferenţă între părţi. Comisia a evaluat metodologia de stabilire a preţului de exercitare, inclusiv prin verificarea parametrilor introduşi în modelul financiar care determină nivelul preţului de exercitare. Astfel cum s-a menţionat în considerentul 71, în scenariul de bază al modelului financiar de semnare care stă la baza acordului de punere în aplicare semnat la 13 decembrie 2023, Belgia presupune că respectivele costuri de modernizare a celor două reactoare se ridică la [2-2,5] miliarde EUR reprezentând cheltuieli de capital, ceea ce ar conduce la un preţ de exercitare de [80-90] EUR/MWh pentru a asigura o rată internă de rentabilitate de 7 % pe întreaga durată de viaţă a unităţilor LTO. Cu alte cuvinte, actualizarea fluxurilor de numerar disponibil la o rată după impozitare de 7 % ar conduce la o VAN zero, ceea ce ar demonstra proporţionalitatea RIR şi ar elimina deficitul de finanţare. În plus, Belgia susţine că RA include un mecanism de partajare a pierderilor/câştigurilor (MPRA) prin care Engie împarte parţial riscurile cu statul belgian atunci când preţurile pieţei se dovedesc a fi mai mici sau mai mari decât se preconizase în scenariul de bază. În condiţiile unor preţuri mai mici, rentabilitatea ţintă (sub forma unui preţ de exercitare mai mic) scade de la 7 % la 6 %, în timp ce, în condiţiile unor preţuri mai mari, rentabilitatea ţintă (sub forma unui preţ de exercitare mai mare) creşte la 8 %.

(475)În al doilea rând, Belgia a actualizat exerciţiul de evaluare comparativă pentru a concluziona că intervalul de profitabilitate de 6 %-8 % este în conformitate cu valorile de referinţă la nivel de sector, şi anume RIR de 7 % corespunde unei prime de aproximativ 4 % peste rata fără risc de aproximativ 3 % (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1.1). Analiza de referinţă internaţională care a fost furnizată de Belgia utilizează, în măsura posibilului, societăţi şi proiecte comparabile. Având în vedere că sectorul nuclear se bazează pe o finanţare foarte specifică şi personalizată, adesea cu o implicare puternică a guvernului, propunerea unui criteriu de referinţă pentru mecanisme perfect echivalente pare nerealistă. În fapt, Belgia a recunoscut că diversitatea cadrelor de piaţă şi de reglementare, profilurile de risc, precum şi caracteristicile întreprinderii şi ale proiectului împiedică dezvoltarea unui set complet comparabil de întreprinderi sau proiecte. Cu toate acestea, exemplele propuse de Belgia pot fi considerate relevante, deoarece se bazează pe întreprinderi şi proiecte care deţin active nucleare în diferite zone geografice, care mobilizează mecanismele de finanţare cele mai apropiate de cele ale proiectului. În ceea ce priveşte RIR cuprinsă între 6 % şi 8 %, se pare că, la fel ca în cazul majorităţii proiectelor cu intervale comparabile şi măsuri de protecţie financiară, parametrii reţinuţi de Belgia se află la limita inferioară a intervalului.

(476)În al treilea rând, Belgia a modificat mecanismul MPRA, astfel încât ajustarea RIR să aibă loc mai rapid, în conformitate cu circumstanţele pieţei (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.2). Prin ajustarea etapelor MPRA de la 30 % la 20 %, determinând o intensificare a mecanismului, aceasta va avea ca rezultat o evoluţie descendentă mai rapidă a RIR atunci când preţul pieţei este mai mic decât preţul de exercitare sau o evoluţie ascendentă mai rapidă a RIR atunci când preţul pieţei este mai mare decât preţul de exercitare. Având în vedere că toate celelalte aspecte sunt egale, acest lucru ar conduce la un impact mai puternic asupra RIR a întreprinderii comune în cazul unor modificări ale preţurilor pieţei în cadrul intervalului de preţuri.

(477)În al patrulea rând, pe baza MPRA actualizat şi a previziunilor actuale privind preţurile pieţei, Belgia a calculat rata efectivă de rentabilitate pe care BE-NUC ar obţinut-o în prezent, care s-ar ridica la 6,5 %, ceea ce ar fi cu 0,5 puncte de bază sub rata-ţintă de 7 %, şi s-ar situa la limita inferioară a intervalului de 6 %-8 %. Această evaluare se bazează pe evoluţia pieţelor energiei electrice de la semnarea acordului (2023) şi pe faptul că previziunile pentru perioada 2025-2035 ar fi scăzut. Comisia ia act de faptul că aceste evaluări sunt în conformitate cu actualele cotaţii EEX. Începând cu 16 ianuarie 2025, previziunile privind preţurile medii sunt următoarele: 79,72 EUR/MWh pentru 2025, 80,23 EUR/MWh pentru 2026, 75,75 EUR/MWh pentru 2027, 64,99 EUR/MWh pentru 2028 (¹⁶⁴).

(478)În al cincilea rând, Belgia a comparat RIR ţintă cu costul teoretic al capitalului, pe baza a două metodologii acceptate pe scară largă, şi anume costul mediu ponderat al capitalului (WACC) şi costul capitalului propriu (costul capitalurilor proprii cu excluderea efectului de levier). Belgia a calculat WACC, care se situează în intervalul 6,2 %-7,4 %, şi costul capitalurilor proprii cu excluderea efectului de levier, care se situează în intervalul 6,2 %-7,5 %. În acest context, pentru a confirma în continuare dacă RIR ţintă este proporţională, Comisia a comparat costul WACC ţintă al Belgiei cu un interval WACC bazat pe piaţă (¹⁶⁵). O RIR ţintă mai mare decât intervalul respectiv înseamnă o rentabilitate disproporţionat de mare, o RIR ţintă mai mică decât intervalul înseamnă o rentabilitate disproporţionat de mică (adică o rentabilitate pe care un investitor de pe piaţă nu ar accepta-o). Pentru a estima un interval teoretic al WACC pe baza datelor de piaţă, Comisia se bazează pe formula WACC standard, utilizată şi de Belgia şi descrisă în secţiunea 3.3.1.3.1.2.1.

(480)În ceea ce priveşte rata fără risc, în conformitate cu abordarea Belgiei, Comisia se bazează pe randamentele obligaţiunilor de stat belgiene (OLO) cu scadenţa la 10 ani care pot aproxima factorul fără risc exprimat în euro în ratingul de credit suveran al Belgiei şi care pot fi compatibile cu durata proiectului de 10 ani. În ceea ce priveşte perioada de calcul al mediei, Comisia a luat în considerare atât o medie mobilă pe 6 luni, cât şi o medie mobilă pe 12 luni, care se ridicau la 3,01 % şi, respectiv, la 3,03 % în septembrie 2024 (¹⁶⁶). Prin urmare, intervalul estimat al ratei fără risc se încadrează în estimările inferioare şi superioare calculate de Belgia, de 2,8 % şi 3,11 % (pe baza mediei mobile pe 12 luni pentru jumătatea anului 2023 şi, respectiv, sfârşitul anului 2023). Aceste estimări sunt, de asemenea, în concordanţă cu ratele medii fără risc utilizate în Belgia, conform datelor Fernandez et al. (¹⁶⁷) pentru începutul anului 2024.

(¹⁶⁷)Sursă de date recunoscută pe scară largă. Prof. Fernandez et al. publică anual o anchetă privind prima de risc de piaţă şi rata fără risc utilizate pentru mai multe ţări. Ancheta din 2024 este disponibilă aici, indicând o rată medie fără risc de 3,1 %. Anchetă: Prima de risc de piaţă şi rata fără risc utilizate pentru 96 de ţări în 2024 de către Pablo Fernandez, Diego Garcia de la Garza, Lucia Fernandez Acin - https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=4754347.

(481)În ceea ce priveşte prima de risc de piaţă, Belgia presupune un interval cuprins între 5,27 % şi 5,75 %, pe baza datelor Damodaran şi Kroll (a se vedea tabelul 8). Aceste baze de date sunt recunoscute pe scară largă şi utilizate în mediul financiar şi de afaceri. Comisia consideră că aceste surse sunt fiabile şi utilizează, în scenariul său cu valori scăzute, media datelor Damodaran (5,27 %), iar în scenariul său cu valori ridicate, cifra prudentă de 5,75 % a Belgiei. Pentru scenariul său de referinţă, Comisia a luat în considerare o a treia sursă de date recunoscută pe scară largă şi bazată pe date, şi anume datele anchetei anuale publicate de Fernandez et al (¹⁶⁸), care estimează prima de risc de piaţă la 5,7 % la începutul anului 2024. Din motive de prudenţă, Comisia ia în considerare media celor trei surse (Damodaran, Kroll şi Fernandez), care este de 5,57 %, pentru scenariul său de referinţă.

(482)În ceea ce priveşte coeficientul beta cu excluderea efectului de levier, Comisia a evaluat ambele metodologii prezentate de Belgia, care se bazează pe media aritmetică şi pe mediana efectului de levier (datorii/capitaluri proprii) a cinci societăţi de utilităţi publice similare şi a valorilor beta estimate ca medii mobile pe 5 ani la jumătatea anului 2023, cu frecvenţă zilnică. Comisia consideră că această metodologie şi sursa de date (Bloomberg) sunt conforme cu metodologiile recunoscute pe scară largă (¹⁶⁹). Pentru scenariul său de referinţă, Comisia ia în considerare media estimărilor inferioară ([0,40-1,00]) şi superioară ([0,40-1,00]) pentru scenariul său de referinţă ([0,40-1,00]). În ceea ce priveşte procesul de excludere şi de includere a efectului de levier pentru estimările beta, în conformitate cu Belgia, Comisia se bazează, de asemenea, pe abordarea Hamada (astfel cum este descrisă în tabelul 6) şi utilizează, din motive de prudenţă, limita inferioară a estimării Belgiei pentru efectul de levier vizat (datorie/capitaluri proprii) de 53 %.

(483)În ceea ce priveşte gradul de îndatorare (¹⁷⁰), Comisia observă că intervalul de 34,6 %-35,2 % (a se vedea tabelul 6) este derivat din efectul de levier vizat, cuprins între 53 % şi 54,5 %, pe baza societăţilor similare utilizate pentru estimările beta, astfel cum se descrie în considerentul 482. Din motive de prudenţă, Comisia utilizează limita inferioară a estimărilor în scenariul său de referinţă (¹⁷¹).

(484)În ceea ce priveşte costul înainte de impozitare al estimărilor datoriei, Belgia utilizează o metodologie recunoscută pe scară largă care constă în adăugarea la rata fără risc a unei marje a profitului (bazată pe industria operaţională a societăţii). În conformitate cu această metodologie, pentru scenariul său de referinţă, Comisia adaugă la rata fără risc de 3,03 % (scenariul de referinţă) media marjelor profitului aferente începutului anilor 2023 şi 2024 de 2,69 % şi, respectiv, 2,17 % (¹⁷²).

(485)Concluziile Comisiei privind WACC sunt prezentate în tabelul 17 de mai jos. Tabelul prezintă trei scenarii pentru WACC, care sunt rezultatul a trei seturi de ipoteze: scenariu "cu valori scăzute Belgia", scenariu "de referinţă" al Comisiei şi scenariu "cu valori ridicate Belgia".

(486)Parametrii WACC prezentaţi în tabelul 17 ca rezultat al unui WACC de aproximativ 7,0 % în scenariul de referinţă al Comisiei şi în intervalul estimat de Belgia în scenariul cu valori scăzute şi în scenariul cu valori ridicate. RIR ţintă de 7 % se încadrează în acest interval. Trebuie menţionat că:

b)scenariul "cu valori scăzute" din Belgia, estimarea beta şi a gradului de îndatorare, se bazează pe media aritmetică a societăţilor similare selectate. Cu toate acestea, în special în ceea ce priveşte beta, în explicaţiile sale suplimentare privind gama de estimări ale costului capitalului furnizate în decembrie 2024, astfel cum au fost discutate în secţiunea 3.3.1.3.1.2, Belgia subliniază că o medie aritmetică a beta comparabile ar subestima riscurile de piaţă ale unei utilităţi expuse la o anumită producţie nucleară, deoarece atribuie o pondere egală societăţilor cu diferite structuri ale portofoliului (¹⁷⁴). Din acest motiv, Belgia a prezentat estimări uşor revizuite ale beta cu excluderea efectului de levier, luând în considerare media aritmetică a tuturor societăţilor similare, cu excepţia celei cu cel mai scăzut mix de generare a energiei nucleare din activele sale, generând valoarea de [0,40-1,00], şi luând în considerare media dintre valorile beta cu excluderea efectului de levier a două societăţi cu cea mai ridicată expunere nucleară, generând valoarea de [0,40-1,00]. Comisia recunoaşte validitatea observaţiilor formulate de Belgia. În cazul în care media ([0,40-1,00]) a celor două estimări beta cu excluderea efectului de levier ar fi luată în considerare pentru WACC în cadrul scenariului de referinţă al Comisiei, WACC ar avea ca rezultat o estimare uşor mai ridicată, de 7,12 %.

(487)În cele din urmă, astfel cum s-a menţionat în considerentul 318 din decizia de iniţiere a procedurii, proporţionalitatea submăsurilor financiare din cadrul componentei 1 este legată de caracterul adecvat al acestora. Astfel cum s-a menţionat în secţiunea 8.3.3.4.1, Comisia a concluzionat că pachetul de submăsuri financiare din cadrul componentei 1 poate fi considerat adecvat pentru a aborda disfuncţionalităţile pieţei şi riscurile legate de investiţiile în domeniul nuclear.

(489)În cele din urmă, Belgia a confirmat în cursul procedurii oficiale de investigare că va fi organizată o licitaţie pentru selectarea partenerului EMSA şi a clarificat în detaliu criteriile şi condiţiile de selecţie aplicabile partenerului EMSA (a se vedea secţiunea 3.3.1.5.1). Comisia consideră că procedura de licitaţie este concurenţială, şi anume deschisă, clară, transparentă, nediscriminatorie şi bazată pe criterii obiective care au fost definite ex ante în conformitate cu obiectivul măsurii şi cu reducerea la minimum a riscului de prezentare de oferte strategice. Criteriile de selecţie au fost publicate, de asemenea, pe platformele relevante din Belgia şi din UE şi cu suficient timp înainte de termenul de depunere a candidaturilor, pentru a permite o concurenţă efectivă. Într-adevăr, Belgia a pus în aplicare dispoziţii şi garanţii suplimentare pentru a se asigura că obiectivele EMSA vor fi atinse şi că serviciile preconizate vor fi furnizate în mod adecvat (de exemplu, RFI, RFC, astfel cum se explică în secţiunea 3.3.1.5.1).

(491)Pentru a răspunde preocupărilor Comisiei din considerentul 328 din decizia de iniţiere a procedurii, Belgia a modificat, de asemenea, proiectul CfD prin acordarea autorităţii decizionale în ceea ce priveşte modulările economice partenerului EMSA, care, prin intermediul formulei de remunerare modificate, are stimulentele adecvate pentru a lua decizii de modulare economică în conformitate cu circumstanţele pieţei, asigurând o dispecerizare şi întreţinere optimă a unităţilor LTO, precum şi stimulente reduse pentru a produce în perioadele în care se înregistrează preţuri negative (a se vedea secţiunea 8.3.3.4.1). În consecinţă, Comisia consideră că partenerul EMSA nu va fi stimulat să asigure capacitatea maximă a unităţilor LTO la PZU la cel mai mic preţ permis.

(495)Pentru a stabili dacă transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat este proporţional, Comisia a verificat dacă respectivele condiţii în care are loc transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat sunt definite astfel încât riscul depăşirii costurilor care afectează statul şi incertitudinea aferentă să fie reduse cât mai mult posibil. Din cauza naturii gestionării deşeurilor radioactive şi a incertitudinii persistente în ceea ce priveşte selectarea locului de producere şi costurile de depozitare definitivă, este posibil ca acest fapt să nu conducă la excluderea în totalitate a oricărei posibilităţi de depăşire a costurilor, astfel cum s-a recunoscut în deciziile anterioare ale Comisiei referitoare la responsabilităţile privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat (a se vedea nota de subsol 149).

(496)Comisia a subliniat, de asemenea, în cazurile anterioare, că gestionarea deşeurilor radioactive este caracterizată de termene lungi, care ar putea necesita o anumită formă de intervenţie a statului. Belgia susţine, de asemenea, că necesitatea intervenţiei statului pentru a asigura gestionarea responsabilă şi în condiţii de siguranţă a deşeurilor radioactive este consacrată la articolul 4 alineatul (1) din Directiva 2011/70/Euratom, care prevede răspunderea finală a statului în această privinţă, precum şi în Convenţia comună privind securitatea gestionării combustibilului uzat şi securitatea gestionării deşeurilor radioactive. Belgia susţine că intervenţia statului ar putea fi justificată pentru a evita riscul unei sarcini viitoare mai mari pentru stat în cazul în care nu se ia nicio măsură.

(497)Belgia a susţinut, de asemenea, că, în conformitate cu principiul "poluatorul plăteşte" prevăzut în Recomandarea 2006/851/Euratom, operatorul nuclear belgian a rezervat resurse financiare adecvate pentru costurile de gestionare a combustibilului uzat şi a deşeurilor radioactive pe durata de viaţă productivă a celor şapte reactoare nucleare. CPN/CNV a efectuat o revizuire periodică a caracterului adecvat al acestor resurse financiare. În plus, Belgia susţine că actualul acord privind deşeurile respectă în continuare principiul "poluatorul plăteşte" şi îndeplineşte cerinţele menţionate la articolul 4 alineatul (3) litera (e), la articolul 5 alineatul (1) litera (f) şi la articolul 9 din Directiva 2011/70/Euratom, din următoarele motive:

a)Operatorul nuclear îşi menţine responsabilităţile în materie de dezafectare şi în ceea ce priveşte activităţile de aliniere a deşeurilor radioactive şi a combustibilului nuclear uzat la criteriile contractuale de transfer. În plus, Belgia susţine că aceste CTC pot fi considerate foarte stricte, limitând şi mai mult riscul asumat de statul belgian. De asemenea, statului nu îi revine nicio răspundere financiară sau de altă natură pentru gestionarea prealabilă transferului, care este efectuată de operatorul nuclear.

d)Plata sumei forfetare de 15 miliarde EUR de către Electrabel are loc imediat, mai degrabă decât pe o perioadă de mai multe decenii, şi este gestionată şi investită de un organism public independent (Hedera), care asigură fondurile în scopul preconizat şi controlează costurile legate de responsabilităţile transferate, ambele aflate sub controlul unui organism guvernamental independent (CPN/CNV). Acest lucru asigură disponibilitatea resurselor financiare atunci când depozitarea definitivă a deşeurilor radioactive devine operaţională şi reduce riscurile legate de posibila insolvenţă a Electrabel. Prin plata în avans a sumelor forfetare plafonate, statul belgian va dispune deja de resursele financiare şi nu va mai depinde de existenţa unui operator nuclear privat într-un viitor îndepărtat.

(498)Comisia a recunoscut în considerentele 337-340 din decizia de iniţiere a procedurii faptul că există multe aspecte pozitive care caracterizează acordul privind deşeurile convenit între Belgia şi Engie, cum ar fi: (i) plata imediată în numerar, pe baza provizioanelor nucleare curente (certificate de contabili internaţionali) şi incluzând o primă de risc, care asigură statul belgian împotriva unei eventuale insolvabilităţi a operatorului nuclear, (ii) includerea taxei de ajustare a volumului în cazul în care cantitatea de deşeuri nucleare ar fi mai mare decât se prevede în prezent şi (iii) includerea unor criterii contractuale stricte de transfer.

(499)Comisia consideră că transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare către fondul Hedera, un organism public separat care asigură fondurile în scopul preconizat şi controlează costurile legate de responsabilităţile transferate, ambele aflate sub controlul unui organism guvernamental independent (CPN/CNV), justifică eliberarea activelor non-europene ale Electrabel din perimetrul Electrabel (şi monitorizarea aferentă a CPN/CNV) şi asigură proporţionalitatea transferului responsabilităţilor transferate în materie de deşeuri radioactive şi combustibil uzat, având în vedere evaluarea activelor în valoare de cel puţin 4 miliarde EUR la închiderea tranzacţiei în perimetrul Electrabel. În plus, astfel cum s-a menţionat deja în considerentul 334 din decizia de iniţiere a procedurii, eliberarea poate fi considerată proporţională, deoarece Engie acordă o garanţie nelimitată şi irevocabilă a societăţii-mamă care acoperă: (i) obligaţiile de dezafectare ale Electrabel (care includ, de asemenea, riscul ca valoarea provizioanelor să fie insuficientă), (ii) riscul de volum în temeiul acordului privind limitarea deşeurilor şi (iii) rambursarea împrumuturilor cu Synatom.

(500)În cele din urmă, Belgia a clarificat şi faptul că modelul financiar de semnare ia în considerare costurile de gestionare a deşeurilor LTO şi a combustibilului uzat LTO sau costurile finale, estimate la aproximativ 0,9 milioane EUR per ansamblu (la valorile din 2022) (a se vedea considerentul 177), astfel încât aceste valori ale deşeurilor să poată fi atribuite numai perioadei de prelungire a duratei de viaţă şi să nu fie luate în considerare în acordul privind deşeurile.

(501)Au existat trei probleme principale nesoluţionate cu privire la proporţionalitatea componentei 2 din decizia de iniţiere a procedurii, care sunt relevante pentru evaluarea Comisiei:

(502)În primul rând, pentru a calcula valoarea actualizată a responsabilităţilor privind deşeurile nucleare şi combustibilul uzat, Belgia a ales un factor de actualizare nominal unic de 3 %, pe baza unei rate a inflaţiei de 2 % şi a unei rate reale a dobânzii de 1 %, spre deosebire de recomandarea CPN/CNV de a aplica o abordare în două etape, prin care se utilizează o rată de actualizare de 3,17 % pentru primii 30 de ani (pe baza ratei OLO pe 30 de ani) şi o rată de actualizare de 2,17 % pentru perioada următoare (pe baza ratei fără risc). Comisia a pus sub semnul întrebării motivul pentru care Belgia s-a abătut de la abordarea CPN/CNV.

(503)Astfel cum s-a explicat în secţiunea 3.3.2.3.1, Belgia a explicat că rata de actualizare de 3 % este o rată prudentă pe termen lung, comparând-o cu rata unică simulată echivalentă cu abordarea în două etape a CPN/CNV (calculată în momente diferite) şi cu rata forward finală (Ultimate Forward Rate - UFR) a EIOPA. După cum se arată în tabelul 14, comparând rata de actualizare de 3 % cu aceste alte rate de referinţă utilizate în diverse momente de la semnarea acordului de punere în aplicare, rata de 3 % se situează la limita inferioară a intervalului de referinţă.

(505)Belgia presupune în calculul limitării deşeurilor o rată constantă a inflaţiei de 2 %, care reprezintă ţinta de inflaţie pe termen lung a BCE. CPN/CNV şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la faptul că inflaţia reală a costurilor de construcţie în sectorul nuclear (pe baza indicelui ABEX) ar putea fi mai mare decât ţinta de inflaţie de 2 % a BCE (a se vedea considerentul 278). Belgia susţine că ţinta de inflaţie de 2 % a BCE este indicatorul corect al inflaţiei pentru calculul limitării deşeurilor, dat fiind că: (i) indicele ABEX este doar un indicator slab pentru costurile de construcţie în sectorul nuclear, deoarece vizează numai construcţiile rezidenţiale şi (ii) tendinţele structurale subiacente ale indicelui ABEX şi ale indicelui IPC sunt similare. Comisia este de acord cu raţionamentul Belgiei de a considera drept rată relevantă a inflaţiei rata ţintă a BCE de 2 %, în conformitate cu practicile de piaţă.

(513)În cazul unui act unilateral al statului belgian care conduce la închiderea prematură a reactoarelor nucleare Doel 4 şi Tihange 3 sau la modificarea parametrilor economici prevăzuţi în acorduri, proprietarii centralelor nucleare pot activa clauzele de compensare incluse în acorduri şi pot solicita despăgubiri în faţa unei instanţe sau unui tribunal arbitral. Reclamantul trebuie să îşi dovedească cererea, iar cuantumul despăgubirii nu este stabilit de statul belgian sau de proprietarii reactoarelor nucleare, ci de un terţ.

(515)Comisia consideră că modificările măsurii, inclusiv o modificare a proiectului CfD, intensificarea MPRA şi un plafon pentru MOCP, precum şi clarificările suplimentare privind combinarea submăsurilor sunt suficiente pentru a determina Comisia să concluzioneze cu privire la proporţionalitatea componentei 1. De asemenea, Comisia ia în considerare astfel circumstanţele specifice ale cazului, care se referă la o investiţie în centrale nucleare existente bazate pe o tehnologie veche şi pentru o perioadă limitată de 10 ani. În plus, potrivit Comisiei, clarificările suplimentare privind calcularea ratei de actualizare şi a primei de risc sunt suficiente pentru a putea concluziona cu privire la proporţionalitatea componentei 2 a măsurii. În cele din urmă, în ceea ce priveşte componenta 3, procedura oficială de investigare nu a prezentat elemente de probă care să se abată de la concluzia anterioară a Comisiei potrivit căreia componenta 3 este proporţională.

8.3.3.6.Combinarea celor trei componente şi eventualele efecte cumulative

(517)Ca răspuns la decizia de iniţiere a procedurii (a se vedea secţiunea 4.4.4), Belgia a susţinut că respectivele componente 1, 2 şi 3 ale măsurii, deşi servesc aceluiaşi scop al prelungirii duratei de viaţă a unităţilor LTO şi au fost încheiate în acelaşi timp, diferă în ceea ce priveşte obiectul şi natura, scopul şi beneficiarii, astfel încât toate componentele şi subcomponentele măsurii pot fi considerate complementare, ceea ce limitează eventualele efecte cumulative care pot apărea.

(518)În ceea ce priveşte afirmaţiile Belgiei (a se vedea considerentele 517 şi 419) potrivit cărora fiecare dintre cele trei componente ale proiectului LTO se referă la un risc specific sau la un set specific de riscuri şi de disfuncţionalităţi specifice ale pieţei, astfel cum se menţionează în considerentul 418, Comisia a recunoscut în deciziile anterioare privind energia nucleară că procedura de combinare a acestor riscuri specifice şi disfuncţionalităţi ale pieţei este unică pentru tehnologia nucleară (¹⁷⁵) şi constituie o caracteristică generală a tuturor pieţelor UE, inclusiv a pieţei belgiene a energiei electrice.

(¹⁷⁵)A se vedea, de exemplu, Decizia Comisiei din 13 ianuarie 2015, SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N), Regatul Unit, Sprijin pentru centrala nucleară Hinkley Point C (JO L 109, 28.4.2015, p. 44), considerentul 385; Decizia Comisiei din 24 iulie 2017, SA.38454 (2017/C) (ex 2015/N), Ungaria, Dezvoltarea a două reactoare nucleare la centrala nucleară Paks II (JO L 317, 1.12.2017, p. 45), considerentul 322; Decizia de iniţiere a procedurii din 30 iunie 2022, SA.58207 (2021/N), Cehia, Sprijin pentru Dukovany II, o nouă centrală nucleară din Cehia (JO C 299, 5.8.2022, p. 5), considerentele 182-184.

(519)Comisia consideră că fiecare dintre cele trei componente ale măsurii acoperă un risc separat şi o disfuncţionalitate a pieţei şi că nu există suprapuneri în această privinţă între cele trei componente. Prin urmare, Comisia concluzionează că, pentru a acoperi toate riscurile identificate legate de tehnologia nucleară (riscuri de natură tehnică şi de gestionare a proiectelor, riscuri de piaţă şi de investiţii, riscuri pe termen lung legate de gestionarea deşeurilor nucleare şi dezafectarea şi dezasamblarea centralelor nucleare, riscuri de reglementare şi de politică), este necesară şi adecvată combinarea celor trei componente ale măsurii (componenta 1, componenta 2 şi componenta 3).

(521)Belgia a clarificat în cursul procedurii oficiale de investigare că, pe de o parte, modelul financiar pe care se bazează măsurile de sprijin financiar din cadrul componentei 1 include costurile suplimentare legate de deşeurile operaţionale şi de combustibilul uzat produs de unităţile LTO în perioada LTO, precum şi cuantumul asinergiilor în materie de dezafectare (suportate de statul belgian), în timp ce, pe de altă parte, acordul privind deşeurile se referă nu numai la unităţile LTO, ci la toate cele şapte reactoare nucleare din Belgia şi ia în considerare toate provizioanele nucleare care trebuie efectuate până la datele iniţiale de oprire legală a celor şapte reactoare nucleare (a se vedea secţiunea 3.3.2.5). Prin urmare, Comisia este de acord cu faptul că, acolo unde a fost necesar, costurile deşeurilor nucleare şi ale combustibilului uzat au fost luate în considerare în modelul financiar al componentei 1 pe care se bazează calibrarea submăsurilor financiare ale componentei 1, în timp ce cea mai mare parte a acordului privind deşeurile din cadrul componentei 2 (având în vedere transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat până la data iniţială de oprire legală a celor şapte reactoare nucleare) nu se suprapune cu submăsurile financiare din cadrul componentei 1. Astfel, Comisia concluzionează că impactul submăsurilor din cadrul componentei 2 a fost luat în considerare în mod corect în analiza proporţionalităţii componentei 1.

(522)Belgia recunoaşte că respectivele componente 2 şi 3 ale măsurii modifică (eventual) profilul de risc al Electrabel. Cu toate acestea, potrivit Belgiei, componentele 2 şi 3 nu modifică profilul de risc al BE-NUC, principalul beneficiar al componentei 1. Prin urmare, profilul de risc al BE-NUC constituie factorul relevant pentru evaluarea proporţionalităţii componentei 1. Astfel cum s-a menţionat în secţiunea 3.4, Comisia este de acord cu faptul că beneficiarii celor trei componente ale măsurii sunt de fiecare dată puţin diferiţi şi că impactul fiecărei componente a măsurii trebuie evaluat la nivelul beneficiarului relevant. Acestea fiind spuse, BE-NUC şi Electrabel sunt principalii beneficiari ai componentelor 1 şi 3. Profilul de risc redus al Electrabel şi BE-NUC prin măsurile de protecţie juridică ale componentei 3 a fost luat în considerare în evaluarea submăsurilor financiare ale componentei 1, de exemplu, deoarece RIR ţintă a proiectului LTO este considerată a fi la limita inferioară a spectrului în cadrul exerciţiului de evaluare comparativă actualizat (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1.1), apropiindu-se astfel de profitabilitatea întreprinderilor cu un profil de risc redus. În plus, nu a fost adăugată nicio primă suplimentară de risc nuclear (sau de lichiditate), în conformitate cu profilul de risc redus [a se vedea considerentul 486 litera (a)]. În cele din urmă, în timp ce RIR ţintă este de 7 %, RIR realizată preconizată este de 6,5 % şi ar putea fi chiar mult mai scăzută, având în vedere că este foarte probabil ca evenimente neprevăzute să aibă loc anual, având un impact negativ asupra rentabilităţii proiectului (a se vedea secţiunea 3.3.1.3.1.3).

8.3.3.7.Evitarea efectelor negative nejustificate asupra concurenţei şi a schimburilor comerciale şi testul comparativ

(525)Pentru a analiza impactul asupra pieţei, Comisia a examinat impactul asupra concurenţei cauzat de faptul că operatorul tradiţional şi unic al celor două unităţi LTO, Electrabel, şi a doua societate (în ceea ce priveşte cotele de piaţă) pe piaţa belgiană a energiei electrice, Luminus, sunt principalii beneficiari ai măsurii notificate. Având în vedere poziţia puternică a Electrabel pe piaţa energiei electrice extrem de concentrată din Belgia (a se vedea secţiunea 2.5), selectarea Electrabel ca beneficiar principal al ajutorului a generat îndoieli cu privire la o posibilă denaturare nejustificată a structurii pieţei.

(526)În secţiunea 4.3.3.1 din decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a evaluat faptul că Electrabel (în calitate de beneficiar important al proiectului LTO şi de operator unic al unităţilor LTO) a fost aleasă fără o procedură de licitaţie, de selecţie sau o cerere publică de exprimare a interesului. Prin urmare, nu era clar dacă au fost luaţi în considerare alţi operatori potenţiali, punându-se întrebarea dacă Electrabel ar fi cel mai eficient operator şi din ce considerente tehnice sau economice a fost selectată Electrabel.

(527)Comisia a luat în considerare următoarele argumente în decizia de iniţiere a procedurii pentru a concluziona că selectarea Electrabel, fără o procedură de licitaţie, nu ar conduce la o eventuală denaturare nejustificată a structurii pieţei:

(528)În decizia de iniţiere a procedurii, Comisia a menţionat, de asemenea, poziţia puternică a Engie pe piaţa belgiană a energiei electrice şi şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la posibilele denaturări nejustificate ale structurii pieţei din cauza măsurii de ajutor în discuţie. Comisia şi-a exprimat preocupările şi nelămuririle în această privinţă, în special cu referire la

(529)În primul rând, astfel cum s-a explicat în detaliu în secţiunea 3.3.1.3.2 şi după cum s-a evaluat în secţiunea 8.3.3.4.1, Belgia a modificat proiectul CfD, acordând competenţa decizională de modulare partenerului EMSA, care este stimulat - prin intermediul formulei de remunerare modificate - să solicite modulări economice atunci când preţurile pieţei sunt mai mici şi să nu solicite modulări economice atunci când preţurile pieţei sunt mai mari (spre deosebire de proiectul CfD iniţial, unde existau stimulente pentru ca operatorul nuclear să producă în permanenţă). De asemenea, Comisia a pus sub semnul întrebării utilizarea PZU ca MRP în formula CfD. Belgia nu a modificat MRP, argumentând, în acest sens, că utilizarea unui produs pe termen lung în contractul pentru diferenţă este mai puţin adecvată, din cauza producţiei reduse în faza de repornire a proiectului LTO (când lucrările LTO vor fi concomitent în desfăşurare), a riscului de întreruperi pe întreaga durată de viaţă a proiectului LTO, în timp ce flota nucleară se va reduce de la 7 la 2 reactoare nucleare (a se vedea considerentul 98). Belgia are flexibilitatea de a revizui alegerea MRP după 3,5 ani (a se vedea considerentul 100). Belgia confirmă totodată că, în ceea ce priveşte contrapartea la CfD (BE-WATT), aceasta va elabora o strategie de gestionare a riscurilor pentru poziţia sa deschisă, astfel cum se prevede în mod legal, şi că punerea sa în aplicare va contribui la asigurarea lichidităţii pe pieţele la termen ale energiei electrice (a se vedea considerentul 99).

(530)În al doilea rând, Belgia a confirmat că acordul EMSA va fi atribuit printr-o procedură de licitaţie deschisă şi competitivă, pentru a selecta un partener independent al EMSA care să vândă energia electrică produsă de unităţile LTO. Organizarea unei licitaţii elimină îndoielile Comisiei cu privire la procedura de acordare a acordului EMSA. În ceea ce priveşte preocuparea Comisiei cu privire la independenţa partenerului EMSA, în special în cazul în care licitaţia nu este concludentă, iar GEMS, secţiunea comercială a Engie, ar acoperi vânzările de energie electrică în primul an sau în cazul în care GEMS este selectată ca partener al EMSA prin intermediul licitaţiei, Belgia a clarificat în detaliu garanţiile suplimentare care vor fi asigurate în cazurile respective (a se vedea secţiunea 3.3.1.5.3).

(531)În cele din urmă, astfel cum s-a menţionat deja în decizia de iniţiere a procedurii, Comisia şi-a exprimat îngrijorarea cu privire la faptul că proiectul LTO nu ar mai lăsa loc pentru alte proiecte de investiţii în sectorul energetic. Potenţialele implicaţii negative ale proiectului LTO în special pentru investiţiile în energia din surse regenerabile au fost, de asemenea, evidenţiate de unele dintre observaţiile părţilor terţe (a se vedea secţiunea 6.2.3.1). Comisia consideră că afirmaţiile părţilor terţe nu au fost justificate în mod suficient şi consideră că proiectul LTO nu va absorbi pe deplin capacitatea insuficientă de producţie de energie electrică în perioada 2025-2035, din următoarele motive:

b)Prin intermediul mecanismului belgian de asigurare a capacităţii, alte tehnologii de producţie noi şi existente (în special producţia, consumul dispecerizabil şi stocarea energiei termice) au acces la finanţare pentru o perioadă scurtă sau mai lungă (contractele CM se acordă pentru o perioadă de 1, 3, 8 sau 15 ani). Prin urmare, proiectul LTO nu va afecta în mod nejustificat situaţia altor tehnologii de producţie din Belgia şi nu va descuraja nicio investiţie în noi instalaţii, consum dispecerizabil şi stocare a energiei termice până în 2035.

(534)În ceea ce priveşte componenta 2, Comisia a observat în considerentul 372 din decizia de iniţiere a procedurii că transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat nu va avea ca efect imediat îmbunătăţirea situaţiei concurenţiale a beneficiarilor în raport cu concurenţii lor. În primul rând, această componentă a măsurii va obliga operatorul nuclear să plătească o sumă în numerar mai mare decât cea acumulată în prezent în bilanţuri. Taxa de ajustare a volumului, care garantează că operatorul nuclear plăteşte o sumă suplimentară în cazul în care se produc mai multe deşeuri nucleare decât se prevăzuse iniţial, acţionează ca o măsură de salvgardare. În plus, după procedura oficială de investigare, Comisia concluzionează - pe baza elementelor suplimentare furnizate de Belgia, astfel cum se explică în secţiunea 3.3.2.3 - că plata în avans a sumelor forfetare de 15 miliarde EUR va reduce în mod suficient riscul asumat de statul belgian la preluarea responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare de la Electrabel şi, prin urmare, este proporţională. În mod similar, celelalte submăsuri ale componentei 2 au fost, de asemenea, considerate proporţionale (a se vedea secţiunea 8.3.3.5.2). Prin urmare, submăsurile componentei 2 nu au efecte negative potenţiale asupra concurenţei şi a schimburilor comerciale dintre statele membre.

(536)În concluzie, având în vedere modificările în ceea ce priveşte proiectul CfD, organizarea unei licitaţii pentru acordul EMSA (şi modificările privind remunerarea partenerului EMSA) şi garanţiile privind independenţa partenerului EMSA, absenţa unor indicii că proiectul LTO va împiedica dezvoltarea altor tehnologii de producere a energiei electrice în Belgia, precum şi proporţionalitatea responsabilităţilor transferate în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat şi protecţia juridică, Comisia consideră că eventualele denaturări nejustificate pe piaţa belgiană vor avea în continuare un caracter limitat.

8.3.4.Evaluarea efectelor pozitive ale ajutorului în raport cu efectele negative asupra concurenţei şi a schimburilor comerciale

(537)În urma evaluării din secţiunea 8.3.2 din prezenta decizie, Comisia recunoaşte că măsura vizează promovarea unei investiţii în energia nucleară şi, prin urmare, contribuie la dezvoltarea unei activităţi economice, şi anume producerea de energie electrică din surse de energie nucleară, contribuind în acelaşi timp la securitatea aprovizionării cu energie electrică, precum şi la reducerea dependenţei Belgiei de combustibilii fosili (contribuind astfel şi la obiectivele de decarbonizare ale Belgiei).

(539)Potrivit constatărilor Comisiei, contractul bidirecţional pentru diferenţă, completat de celelalte măsuri financiare de sprijinire a viabilităţii financiare a întreprinderii comune, de acordul privind transferul responsabilităţilor în materie de deşeuri nucleare şi combustibil uzat, precum şi măsurile de protecţie juridică sunt instrumente adecvate. Procedura oficială de investigare nu a prezentat elemente de probă în sprijinul faptului că alte măsuri ar fi fost la fel de eficace, cu efecte de denaturare mai reduse, în special având în vedere circumstanţele specifice ale cazului, care se referă la o prelungire a duratei de viaţă a activelor existente şi aceasta pentru o perioadă limitată de timp.

(540)Ajutorul va fi acordat în mod proporţional, deoarece beneficiarul nu va reţine profituri suplimentare care depăşesc ceea ce este strict necesar pentru a asigura funcţionarea economică şi viabilitatea centralei nucleare. Proiectul CfD modificat şi formula de remunerare modificată a partenerului EMSA (ai cărui parametri fac obiectul revizuirii în termen de 3 ani), precum şi plafonul MOCP asigură faptul că unităţile LTO vor produce energie electrică în conformitate cu semnalele pieţei, că operatorul nuclear şi întreprinderea comună sunt mai expuse riscului de piaţă, în timp ce expunerea statului belgian a fost redusă.

(541)Analiza periodică a unui set clar definit de valori de intrare ale modelului financiar, care permite ajustarea ascendentă şi descendentă, asigură faptul că incertitudinile semnificative care există în prezent în ceea ce priveşte costurile de capital şi de funcţionare nu conduc la supracompensarea beneficiarilor. Aplicarea unui mecanism (intensificat) de partajare a pierderilor/câştigurilor asigură, de asemenea, faptul că există stimulente pentru funcţionarea unităţilor LTO într-un mod cât mai eficient posibil, repartizând în acelaşi timp sarcina cu statul belgian în cazul în care preţurile pieţei sunt mai mari sau mai mici decât se preconizase.

(542)Rata rentabilităţii capitalurilor proprii cuprinsă între 6 % şi 8 % (cu o rată-ţintă de 7 %) se situează la limita inferioară în comparaţie cu proiectele de referinţă şi este în concordanţă cu costul capitalului, fiind, prin urmare, considerată proporţională. Acest lucru este valabil în special având în vedere circumstanţele proiectului LTO, care se referă la o prelungire a duratei de viaţă a activelor existente pe baza unei tehnologii vechi şi pentru o perioadă limitată de 10 ani.

8.3.5.Concluzie privind compatibilitatea ajutorului

(546)Pe baza evaluării efectuate în prezenta decizie şi având în vedere circumstanţele specifice ale acestui caz, şi anume prelungirea duratei de viaţă a reactoarelor nucleare existente pe baza unei tehnologii vechi cu flexibilitate limitată, iar acest lucru pentru o perioadă limitată de timp de 10 ani, Comisia constată că pachetul de măsuri notificat şi modificat ulterior de autorităţile belgiene, inclusiv posibilităţile de revizuire şi angajamentele prevăzute, este compatibil cu piaţa internă în temeiul articolului 107 alineatul (3) litera (c) din TFUE.

9.CONCLUZIE

(548)Comisia ia act de faptul că acordul de punere în aplicare şi documentele însoţitoare au fost furnizate, spre evaluare, împreună cu condiţiile EMSA şi cu modelul financiar de semnare. Belgia se angajează că acordurile pentru care termenii şi condiţiile finale nu au fost încă stabilite (de exemplu, termenii ASA, împrumuturile din partea acţionarilor, împrumuturile SDC, WCF) vor conţine clauze standard pe care orice investitor ar dori să le obţină pentru un proiect similar şi că termenii vor fi stabiliţi în condiţii de concurenţă deplină. În cazul în care termenii şi condiţiile finale ale documentelor respective modifică măsura notificată, astfel cum este prezentată în prezenta decizie, Belgia se angajează să le notifice Comisiei,

	Avizul CPN/CNV 7 martie 2023	Semnătura 13 decembrie 2023	Notificarea 21 iunie 2024	Decizia de iniţiere a procedurii 22 iulie 2024
Rata echivalentă CPN/CNV	2,82 %	3,23 %	3,04 %	3,08 %
UFR	3,45 %	3,45 %	3,30 %	3,30 %
Sursă: Analiza Compass Lexecon pe baza datelor furnizate de investing.com.

Nou Decizia 2370/21-feb-2025 privind măsura de ajutor de stat SA.106107 (2024/N) pe care Belgia intenţionează să o pună în aplicare pentru prelungirea duratei de viaţă a două reactoare nucleare (Doel 4 şi Tihange 3)

Jurnalul Oficial seria L