(B)2078 25 juni 2020 Beslissing over de vastlegging van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) toe te passen voor

, § 1 van de wet van 11 april 2003 ............................................................................................................................... 21 7.2.1. Overzicht en stappen van de herwerking van de vaste kosten van de vennootschap bedoeld onder

, § 1 van de wet van 11 april 2003 ............................................ 21 7.2.

1. Controle van de historische kosten .................................................................................. 21 7.2.
2. Berekening van de basiskost Cb op basis van de index van de consumptieprijzen van januari 2019 ...................................................................................................................... 21 7.2.
3. Berekening van de herziene kost Cr .................................................................................. 21 7.
4. Vaste kosten die de kernexploitant boekhoudkundig voor 89,81 % aandeel verwerkt ... 22 7.3.
5. Overzicht en stappen van de herwerking van de vaste kosten die door de kernexploitant boekhoudkundig voor 89,81 % aandeel verwerkt worden .............................................. 22 7.3.
6. Controle van de historische kosten van aankoop van energie en de variaties van de provisies voor de risico’s en kosten .................................................................................. 22 7.3.
7. Berekening van de kost voor het aandeel in de productie Cd voor de kosten van aankoop van energie en de variaties van de provisies voor de risico’s en kosten .......................... 22 7.3.
8. Berekening van de basiskost Cb op basis van de index van de consumptieprijzen van januari 2019 ...................................................................................................................... 23 7.3.
9. Berekening van de herziene kost Cr voor de kosten van aankoop van energie en de variaties van de provisies voor de risico’s en kosten ...................................................................... 23 7.3.
10. Controle van de afschrijvingen die betrekking hebben op materiële vaste activa .......... 23 7.
12. Samenvatting van de vaste kosten ................................................................................... 27 CONCLUSIE ........................................................................................................................ 28 Niet-vertrouwelijke versie 3/29 INLEIDING In het kader van de bepaling van de repartitiebijdrage, opgelegd aan de exploitanten van kerncentrales bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1 van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales (hierna: de wet van 11 april 2003) 1, worden een aantal opdrachten aan de CREG toevertrouwd. Onderhavige beslissing heeft betrekking op de opdracht die in artikel 14, § 8, lid 25 van de wet van 11 april 2003 als volgt omschreven is: “Elke drie jaar, in 2020, 2023 en 2026 communiceert de CREG: - ten laatste op 30 juni haar beslissing over de vastlegging van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1, toe te passen voor de jaren 2020/2021/2022, de jaren 2023/2024/2025 en het jaar 2026 aan de Minister bevoegd voor Energie en aan de Algemene Directie Energie, zoals bedoeld in artikel 2, 28°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt; […]” Het vastleggen van de vaste en variabele kosten voor de kerncentrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2022 vloeit voort uit de driejaarlijkse controleopdracht op de vaste en variabele kosten. Deze controleopdracht is in de wet van 11 april 2003 (artikel 14, § 8, lid 23) vastgelegd: “In het bijzonder controleert de CREG, op driejaarlijkse basis, in 2020, 2023 en 2026, de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten, bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, §1, in het kader van een analyse van de kosten door hen gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening.[…] Na deze controle voert de CREG, in 2020, 2023 en 2026 de driejaarlijkse herziening door van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, voor respectievelijk de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar 2026.” De vastlegging van de kosten gebeurt in overeenstemming met de bepalingen van de wet van 11 april 2003 en met de modaliteiten vastgelegd in de methodologie voor het vastleggen van de vaste en variabele kosten aangenomen door de CREG op 30 januari 2020 en gewijzigd op 2 april

1. Op basis van de analyse van de kosten van de drie voorgaande jaren en de controle ervan door de CREG worden de vaste en variabele kosten als volgt vastgelegd: de variabele kosten bedragen 10,8856 €/MWh en de vaste kosten bedragen 727,835 miljoen €/jaar. Onderhavige beslissing werd door het directiecomité van de CREG goedgekeurd tijdens zijn vergadering van 25 juni
2. 1 De exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1 van de wet van 11 april 2003 worden hierna gezamenlijk “de bijdrageplichtigen” genoemd. Niet-vertrouwelijke versie 4/29

2. WETTELIJK KADER Artikel 14, § 8, leden 22, 23, 25 en 27 van de wet van 11 april 2003 bepalen dat2: “[22] Onverminderd de haar door de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt toevertrouwde opdrachten, is de CREG belast met een bijzondere jaarlijkse opdracht tot berekening van de opbrengsten, kosten en de winstmarge bedoeld in Afdeling 2 van de bijlage bij deze wet en met een bijzondere driejaarlijkse opdracht, in 2020, 2023 en 2026, op basis van de parameters vastgelegd in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, tot vaststelling van de vaste en variabele kosten bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet en tot berekening van het jaarlijks minimumbedrag van de repartitiebijdrage voor de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar
3. [23] In het bijzonder controleert de CREG, op driejaarlijkse basis, in 2020, 2023 en 2026, de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1, in het kader van een analyse van de kosten door hen gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening. Deze kosten hernemen noch rechtstreeks, noch onrechtstreeks, geen enkele kost die verband houdt met de nucleaire voorzieningen en met hun herziening, waaronder de voorzieningen voor de ontmanteling en voor het beheer van bestraalde splijtstoffen, met uitzondering van de oorspronkelijke voorziening voor de splijtstof die als variabele kost wordt opgenomen voor de verbruikte splijtstof gedurende deze periode. Na deze controle voert de CREG, in 2020, 2023 en 2026 de driejaarlijkse herziening door van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, voor respectievelijk de jaren 2020 tot 2022, de jaren 2023 tot 2025 en het jaar 2026. [25] Elke drie jaar, in 2020, 2023 en 2026 communiceert de CREG: - ten laatste op 30 juni haar beslissing over de vastlegging van de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, van de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1, toe te passen voor de jaren 2020/2021/2022, de jaren 2023/2024/2025 en het jaar 2026 aan de Minister bevoegd voor Energie en aan de Algemene Directie Energie, zoals bedoeld in artikel 2, 28°, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt; […] [27] De exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1, communiceren aan de CREG ten laatste op 30 maart van elk jaar de jaarlijkse gemaakte kosten van het voorgaande jaar. In afwijking van hetgeen voorafgaat zullen de kosten gemaakt tijdens het jaar 2016 gecommuniceerd worden ten laatste op 30 september 2017. De exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1, zullen op eenvoudige vraag van de CREG elke bijkomende informatie leveren die ze nodig zou kunnen hebben voor het opstellen van haar verschillende adviezen en beslissingen krachtens deze wet.” Onderhavige beslissing geeft uitvoering aan deze bepalingen.

1. Deze beslissing houdt rekening met de bepalingen uit Afdeling 5 van de bijlage bij de wet van 11 april 20033 getiteld “Driejaarlijkse herziening van de vaste en variabele kosten voor elk van de jaren 2020 en
2. “
3. De vastlegging van de vaste en de variabele kosten gebeurt overeenkomstig de wettelijke bepalingen en de methodologie voor de vastlegging van de vaste en de variabele kosten vastgelegd in 2 3 Om de lezing te vergemakkelijken werd het nummer van de leden vermeld tussen haakjes De 6 afdelingen van de bijlage bij de wet worden hierna verkort ‘Afdeling [nummer]’ genoemd. Niet-vertrouwelijke versie 5/29 de beslissing (B)1964 van de CREG van 30 januari 20204 en de beslissing (B)2066 tot wijziging van beslissing (B)1964 bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026 van 2 april 20205 (hierna: de methodologie).
4. ANTECEDENTEN
5. De CREG heeft per brief van 26 september 2017 van Electrabel6 een overzicht van de gedragen kosten van het jaar 2016 voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage ontvangen. De gedetailleerde gegevens van bepaalde rubrieken werden per e-mail naar de CREG verstuurd.
6. De CREG heeft per e-mail van 28 september 2017 van Luminus7 een overzicht van de kosten van het jaar 2016 voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage ontvangen.
7. De CREG heeft per brief van 28 maart 2018 van Electrabel een overzicht van de gedragen kosten van het jaar 2017 voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage ontvangen. De gedetailleerde gegevens van bepaalde rubrieken werden per e-mail naar de CREG verstuurd.
8. De CREG heeft per e-mail van 29 maart 2018 van Luminus een overzicht van de kosten van het jaar 2017 voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage ontvangen.
9. De CREG heeft per brief van 27 maart 2019 van Electrabel een overzicht van de gedragen kosten van het jaar 2018 voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage ontvangen. De gedetailleerde gegevens van bepaalde rubrieken werden per e-mail naar de CREG verstuurd.
10. De CREG heeft per e-mail van 27 maart 2019 van Luminus een overzicht van de kosten van het jaar 2018 voor de kerncentrales die onderworpen zijn aan de repartitiebijdrage ontvangen.
11. De CREG heeft op 30 januari 2020 de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage vastgelegd. Deze methodologie omvat eveneens de rapporteringsmodellen die gebruikt moeten worden voor de rapportering van deze kosten. De CREG heeft op 2 april 2020 een beslissing genomen over een wijziging van beslissing (B)1964 bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot
13. Op 6 februari 2020 heeft de CREG per brief aan Electrabel gevraagd om de gegevens voor de jaren 2017 en 2018 conform het rapporteringsmodel en de gevraagde bijkomende informatie, te bezorgen voor 28 februari
14. Aan Luminus werd per brief van 6 februari 2020 gevraagd om de gegevens voor de jaren 2017 en 2018 conform het rapporteringsmodel en de gevraagde bijkomende informatie, te bezorgen voor 21 februari
15. Het betreft specifiek de gegevens over de afschrijvingen en de algemene kosten. 4 https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Decisions/B1964NL.pdf https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Decisions/B2066NL.pdf 6 Electrabel (Electrabel NV - BE0403.170.701) is de kernexploitant overeenkomstig artikel 2, 5° van de wet van 11 april 2003 (hierna ook: EBL) 7 Luminus (Luminus NV - BE0471.811.661) is een ‘andere vennootschap dan een kernexploitant die een aandeel heeft in de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen’ zoals gedefinieerd in

, § 1 van de wet van 11 april 2003 (hierna ook: LUM) 5 Niet-vertrouwelijke versie 6/29 12. Electrabel heeft op 28 februari 2020 en op 30 maart 2020 bijkomende gegevens bezorgd in verband met de jaren 2017 en 2018. 13. Luminus heeft op 20 februari 2020 bijkomende informatie bezorgd met betrekking tot de jaren 2017 en 2018. 14. De CREG heeft per mail van 27 maart 2020 de gegevens ontvangen van Electrabel voor het jaar 2019 en de bijlagen in Excel-formaat werden op 30 maart 2020 bezorgd. 15. Op 26 maart 2020 heeft de CREG per mail de gegevens van Luminus ontvangen over het jaar 2019. 16. De CREG heeft per mail van 6 april 2020 bijkomende inlichtingen gevraagd aan Electrabel. Op 16 april 2020 heeft Electrabel deze vraag om inlichtingen beantwoord. 3. RAADPLEGING 17. Onderhavige beslissing is hoofdzakelijk gebaseerd op informatie over vaste en variabele kosten overgemaakt aan de CREG door de bijdrageplichtigen. Deze informatie wordt door hen als vertrouwelijk beschouwd. 18. In haar richtsnoeren (R)150827-CDC-1404 over de informatie die als vertrouwelijk te beschouwen is omwille van het commercieel gevoelige karakter of persoonlijke karakter ervan, heeft de CREG aangeduid dat de informatie over “de methoden van kostenberekening en de kostenstructuur van ondernemingen” (§ 57) in principe als vertrouwelijk dient te worden beschouwd. De informatie over de vaste en variabele kosten van nucleaire eenheden dienen dus als vertrouwelijk te worden beschouwd. 19. Een deel van die informatie wordt in onderhavige beslissing opgenomen zodat de CREG een gedocumenteerde en gemotiveerde beslissing kan nemen over de vaste en variabele kosten voor de jaren 2020 tot 2022. 20. Artikel 40, 1ste lid,1° van het huishoudelijk reglement van de CREG bepaalt de CREG geen openbare raadpleging zal organiseren, “indien het dossier en/of het ontwerp van beslissing in die mate vertrouwelijke informatie bevat dat een openbare raadpleging over de resterende elementen onmogelijk of nutteloos voorkomt". 21. Dit was hier het geval. 22. In dit geval voorziet artikel 40, 2de lid van voormeld huishoudelijk reglement dat een niet openbare raadpleging wordt georganiseerd “indien de betrokken persoon of personen nog niet de mogelijkheid heeft/hebben gehad zijn/hun opmerkingen te laten gelden in het kader van de voorgenomen beslissing.” Het Directiecomité heeft dus beslist de raadpleging te beperken tot de bijdrageplichtigen, te weten Electrabel en Luminus. 23. In dit kader heeft Electrabel aan de CREG gevraagd om de vertrouwelijke informatie die aan haar werd meegedeeld, niet aan Luminus over te maken. Er diende aldus een gespreide raadpleging over de ontwerpbeslissing te worden georganiseerd, nl.: - van 7 tot 28 mei 2020 voor Electrabel ; - van 15 mei tot 5 juni 2020 voor Luminus, op basis van een niet-vertrouwelijke versie voor Luminus. Niet-vertrouwelijke versie 7/29 24. Electrabel heeft haar opmerkingen over de ontwerpbeslissing meegedeeld per e-mail van 28 mei 2020; heeft Luminus heeft per e-mail van 4 juni 2020 aangegeven dat zij geen opmerkingen had over de ontwerpbeslissing. 25. Het volgende hoofdstuk bevat een samenvattend overzicht van de commentaren van Electrabel alsook het antwoord van de CREG. De hoofdstukken 5 tot 7 van onderhavige beslissing geven vervolgens de vaststelling weer van de herziene vaste en variabele kosten voor de jaren 2020 tot 2022. 4. ANALYSE VAN DE OPMERKINGEN VAN ELECTRABEL 4.1. OPMERKINGEN VAN ELECTRABEL 4.1.1. Brandstofkost: benedenfase van de cyclus – berekening van het gemiddelde eindcijfer 26. Electrabel heeft opgemerkt dat de ontwerpbeslissing voor de benedenfase als resultaat het gemiddelde van de kosten in €/MWh per centrale neemt en vermeldt dat het resultaat eerder gebaseerd moet zijn op het totaalbedrag van de kost van de benedenfase gedeeld door de totale productie van het jaar. Het verschil tussen de twee berekeningen is echter miniem en de correctie is in het voordeel van de Staat. 4.1.2. Algemene kosten voor de centrale diensten van de kernexploitant - marketingkosten 2018 27. Electrabel merkt op dat er aan het bedrag van de algemene kosten van 2018 [VERTROUWELIJK] moeten worden toegevoegd [VERTROUWELIJK]€. Electrabel had in haar mail van 16 april als antwoord op de vragen van 6 april van de CREG reeds vermeld dat deze kosten niet waren opgenomen in de samenvattende tabel, maar dat deze kosten wel waren opgenomen in de gedetailleerde cijfers. Electrabel vraagt om voor de driejaarlijkse herziening met dit bedrag rekening te houden. 4.1.3. Algemene kosten voor de centrale diensten van de kernexploitant - kosten voor “Energy Trading» 28. Er moet worden opgemerkt dat Electrabel in het rapporteringsmodel kosten voor “Energy Trading” voor 2017 had opgenomen, maar dat hiervoor geen kosten waren opgenomen in de bedragen die voor 2018 en 2019 waren gerapporteerd. Electrabel had in haar mail van 16 april als antwoord op de vragen van 6 april van de CREG reeds vermeld dat de kosten van 2018 en 2019 moesten worden toegevoegd. 29. In haar opmerkingen bij de raadpleging heeft Electrabel meer details en informatie toegevoegd over de berekening en de reële kosten van “Energy Trading”. 30. Electrabel betwist de verwerping van de kosten van “Energy Trading” en geeft daarvoor de volgende redenen: - De intra-groep vergoeding [VERTROUWELIJK] dient wel om de reële kosten van het beheer van de inkomsten en de dispatch van de nucleaire activiteiten te dekken. De vergoede activiteiten dekken bijvoorbeeld de verkoop op termijn op de markt, activiteiten voor nominaties en balancering bij de TSO, het beheer met de TSO van ondersteunende diensten (reserve, enz.). Al deze activiteiten creëren bovendien winstmarges en vallen onder de definitie van kosten die bestemd zijn voor de veilige exploitatie van de Niet-vertrouwelijke versie 8/29 kerncentrales die de productie mogelijk maakt en uit hoofde waarvan winstmarges worden genoten. Om misverstanden te vermijden bevestigt Electrabel dat in deze activiteiten geen speculatieve trading is opgenomen. 4.2. - [VERTROUWELIJK] - [VERTROUWELIJK] WIJZIGING VAN GERAPPORTEERD DE KOSTEN DIE VROEGER WAREN 31. Electrabel heeft de aanpassing van de kosten, die vermeld waren in het antwoord op de vragen van de CREG, formeel meegedeeld door een rapporteringsmodel voor de jaren 2018 en 2019 te bezorgen op 28 mei 2020 waarin het bedrag van de algemene kosten is gewijzigd. 4.3. ANTWOORD VAN DE CREG OP DE OPMERKINGEN VAN ELECTRABEL 4.3.1. Betreffende de brandstofkost: benedenfase van de cyclus 32. Voor de brandstofkost (benedenfase van de cyclus) deelt de CREG de analyse van Electrabel van de berekening op basis van het totaalbedrag van de kost van de benedenfase gedeeld door de totale productie van het jaar. De CREG past haar beslissing bijgevolg aan. 4.3.2. Betreffende de algemene kosten: aanpassing van de kosten van 2018 voor marketingkosten 33. De CREG heeft zich bij het vaststellen van de vaste en variabele kosten gebaseerd op de cijfers opgenomen in het rapporteringsmodel dat Electrabel heeft ingediend conform de wettelijke bepalingen en de methodologie. Rekening houdend met het feit dat deze kosten, voor het jaar 2018, per vergissing niet werden opgenomen in het rapporteringsmodel maar de reële kosten wel weerspiegelen en het feit dat Electrabel ze heeft aangetoond in haar antwoord op de raadpleging en een aangepast rapporteringsmodel heeft ingediend, aanvaardt de CREG deze bijkomende algemene kost. 4.3.3. Betreffende de algemene kosten: kosten van “Energy Trading” 34. In haar ontwerpbeslissing heeft de CREG om verschillende redenen de kosten van “Energy Trading”, die in het rapporteringsmodel enkel voor het jaar 2017 waren opgenomen, verworpen. De CREG had onder meer bezwaar tegen het feit dat deze kosten op basis van een marge werden opgenomen. Electrabel heeft in haar antwoord op de raadpleging bijkomende informatie verschaft over de reële kosten van de Business Unit verantwoordelijk voor de “Energy Trading” en het aandeel van de kosten voor de nucleaire activiteiten. De kosten van dit departement hebben voornamelijk betrekking op directe en indirecte personeelskosten die voor een jaar zijn gebudgetteerd. De activiteiten voor “Energy Trading” zijn niet beperkt tot de hedgingstrategie (die verband houdt met de verkoop) maar omvatten ook een aantal operationele activiteiten in functie van de productie van de nucleaire centrales. Electrabel heeft eveneens aangegeven dat er in dit departement geen activiteiten van speculatieve trading zijn opgenomen. Niet-vertrouwelijke versie 9/29 35. Op basis van de verstrekte informatie en het aangepast rapporteringsmodel stelt de CREG vast dat de kosten voor de jaren 2017 tot 2019 weliswaar sterk fluctueren, maar dat het totaal van de driejaarlijkse kosten overeenstemt met de reële kosten voor “Energy Trading” die worden verdeeld tussen de verschillende BU’s waaronder de nucleaire BU. Op basis van de verstrekte bijkomende informatie meent de CREG dat deze kosten voldoende zijn aangetoond en dat er geen andere wettelijke bepalingen of methodologische redelijkheidscriteria bestaan om deze kosten te verwerpen. 5. VASTSTELLING VAN DE VASTE EN DE VARIABELE KOSTEN 5.1. ALGEMEEN 36. De repartitiebijdrage wordt opgelegd aan de bijdrageplichtigen pro rata van hun aandelen in de industriële productie van elektriciteit door splijting van kernbrandstoffen door de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage, met name Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3. Voormelde kerncentrales van de tweede generatie, worden gezamenlijk ook de G2 centrales worden genoemd. 37. De repartitiebijdrage van het jaar n wordt berekend op basis van de winstmarge van het jaar n- 1. De berekening van de winstmarge gebeurt op basis van de formule opgenomen in Afdeling 2. De driejaarlijkse herziening van de vaste kosten (hierna ook: CF) en de variabele kosten (hierna ook: CV) gebeurt in de jaren 2020, 2023 en 2026 (hierna ook: de jaren N) voor de berekening van de repartitiebijdragen voor deze jaren en desgevallend de twee daaropvolgende jaren. De aanpassingen van de kostenelementen worden gebaseerd op de kosten gedragen gedurende de drie jaren voorafgaand aan de herziening, dit zijn de driejaarlijkse periodes 2017-2018-2019, 2020-2021-2022 en 2023-2024-2025 (hierna ook: afzonderlijk “N-3; N-2; N-1” en gezamenlijk “de drie voorgaande jaren” of “de referentieperiode”). De verschillende begrippen en de toepassing op de verschillende periodes worden hierna in tabel 1 weergegeven. Tabel 1: Samenvatting van de begrippen en toepassing op de verschillende periodes Jaar van de repartitiebijdrage (

1. n)Winstmarge van het jaar (n-1) Jaar van de driejaarlijkse herziening (N) Berekening van de vaste kosten (CF) en de variabele kosten (CV) gebaseerd op de gedragen kosten van de 3 voorgaande jaren (N3, N-2, N-1) Niet-vertrouwelijke versie 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2020 2017 2018 2019 2023 2020 2021 2022 2026 2023 2024 2025 10/29 38. Tabel 2 geeft een overzicht van de centrales met hun vermogen berekend op basis van de transparency website van Engie, de datum van definitieve stillegging zoals voorzien in de wet van 31 januari 2003 houdende de geleidelijke uitstap uit kernenergie voor industriële elektriciteitsproductie en het aandeel in de productie89. Tabel 2: Overzicht van de centrales: vermogen, datum van definitieve stillegging en aandeel in de productie 39. Uit de gegevens van tabel 2 blijkt dat geen enkele centrale definitief werd stilgelegd in de drie voorgaande jaren zodat bij de herziening van de driejaarlijkse kosten geen gross-up van de kosten van de voorgaande jaren moet worden toegepast. 40. Voor de berekening van de variabele kosten wordt gebruik gemaakt van de gegevens van tabel 3 die een overzicht geeft van de productie tijdens de jaren 2017, 2018 en 2019. Tabel 3: Overzicht van de productie per centrale in MWh 41. Het herziene bedrag van de vaste kosten wordt jaarlijks aangepast aan de evolutie van de consumentenprijsindex10 op basis van de index van januari, met referentie naar de basisindex van januari van het jaar voorafgaand aan de driejaarlijkse herziening van de kosten. Bij de driejaarlijkse herziening worden, overeenkomstig de bepalingen uit de methodologie, de vaste kosten van de jaren N-2 en N-3 geïndexeerd op basis van de index van het jaar N-1, zodat een objectieve vergelijkbare kostenbasis wordt bekomen. In tabel 4 volgt een overzicht van de consumptieprijsindex die bij de vaststelling van de vaste kosten gebruikt zal worden. 8 Het aandeel in de productie is berekend op basis van de oorspronkelijke aanschaffing van vermogen door Luminus (411,48 MW /4.037 MW) en blijft onveranderd, zelfs indien het vermogen van een centrale door technische aanpassingen (licht) gewijzigd wordt. 9 Hierna wordt het aandeel van de productie soms vermeld met 2 decimalen (respectievelijk 89,81 % en 10,19 %) maar voor de berekeningen wordt een bedrag met 3 decimalen gebruikt. 10 Zoals vermeld in Afdeling 2 (In het frans: “indice des prix à la consommation”). Hierna wordt de term ‘Consumptieprijsindex’ gebruikt conform de Statbel benaming. Niet-vertrouwelijke versie 11/29 Tabel 4: Overzicht van de consumptieprijsindex (basisjaar 2013 = 100) Periode Consumptieprijsindex (CPI) Januari 2017 Januari 2018 Januari 2019 5.2. 104,28 106,06 108,17 OVERZICHT VAN DE KOSTEN MEEGEDEELD DOOR ELECTRABEL 42. Electrabel heeft het rapporteringsmodel, opgenomen in de methodologie, voor elk jaar van de referentieperiode ingevuld. De bijkomende informatie over de verschillende kostenelementen werd eveneens meegedeeld. Zoals vermeld in hoofdstuk 4.2 heeft Electrabel een aangepaste versie van het rapporteringsmodel voor de jaren 2018 en 2019 opgeleverd na de raadpleging over de ontwerpbeslissing. In tabel 5 volgt een samenvatting van de gegevens voor de G2 centrales voor de drie jaren voorafgaand aan de herziening van de kosten. Deze kosten worden hierna ook: de ‘gedragen kosten’ of de ‘historische kosten’ genoemd. Tabel 5: Samenvatting van de gegevens voor de G2 centrales voor de drie jaren voorafgaand aan de herziening van de kosten zoals meegedeeld door Electrabel Herziening van de kosten in het jaar N Herziening van de kosten in het jaar 2020 CPI januari N-3 2017 versie maart 2020 N-2 2018 N-1 2019 N-3 2017 versie mei 2020 N-2 2018 N-1 2019 104,28 106,06 108,17 104,28 106,06 108,17 Aa ndeel CAP1 - Doel 3 89,807% 1006,0 1006,0 1006,0 1006,0 1006,0 1006,0 CAP2 - Doel 4 89,807% 1037,6 1039,0 1039,0 1037,6 1039,0 1039,0 CAP3 - Ti ha nge 2 89,807% 1008,0 1008,0 1008,0 1008,0 1008,0 1008,0 CAP4 - Ti ha nge 3 89,807% 1038,0 1038,0 1038,0 1038,0 1038,0 1038,0 CAPn (MW) 4089,6 4091,0 4091,0 4089,6 4091,0 4091,0 Productie van het jaar (MWh) 29.936.909 16.969.823 28.511.411 29.936.909 16.969.823 28.511.411 1. CV - variabele kosten (in €/MWh)
2. a)Brandstof
3. i)Aan het begin van de cyclus (Amont) Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK]
4. ii)Fabricage Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 iii) Aan het einde van de cyclus (Aval) [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK]
5. b)Variabele injectiekosten 2. FC - Vaste kosten (in €) % van aandeel
6. a)Aankoop van energie 89,81%
7. b)O&M 100%
8. c)Revisies (normale periodieke herziening) 100%
9. d)Grote werkzaamheden 100%
10. e)Ondersteunende diensten 100%
11. f)Verzekeringen 100% Opbrengsten uit verzekeringen
12. g)Vaste kosten betaald aan de transmissienetbeheerder Opbrengsten uit ondersteunende diensten 100%
13. h)NIRAS 100% 100% [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 100%
14. i)Personeel 100%
15. j)Afschrijvingen 89,81%
16. k)Provisies 89,81%
17. l)Belastingen en heffingen 100%
18. m)Algemene kosten 100%
19. n)facturatie aan partners Niet-vertrouwelijke versie 12/29 5.3. OVERZICHT VAN DE KOSTEN MEEGEDEELD DOOR LUMINUS 43. Luminus rapporteert enkel voor de kosten van afschrijvingen in het kader van Pax Electrica II en de eigen algemene kosten. Tabel 6: Samenvatting van de gegevens voor de G2 centrales voor de drie jaren voorafgaand aan de herziening van de kosten zoals meegedeeld door Luminus Herziening van de kosten in het jaar N Herziening van de kosten in het jaar 2020 N-3 2017 N-2 2018 N-1 2019 Aa ndeel CAP1 - Doel 3 10,193% 1006,0 1006,0 1006,0 CAP2 - Doel 4 10,193% 1037,6 1039,0 1039,0 CAP3 - Ti ha nge 2 10,193% 1008,0 1008,0 1008,0 CAP4 - Ti ha nge 3 10,193% 1038,0 1038,0 1038,0 CAPn (MW) 4089,6 4091,0 4091,0 2. FC - Vaste kosten (in €)
20. j)Afschrijvingen
21. m)Algemene kosten 5.4. [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] CONTROLE VAN DE KOSTEN DOOR DE CREG 44. De CREG heeft overeenkomstig artikel 14, § 8, lid 23 van de wet van 11 april 2003 een analyse uitgevoerd van de gedragen kosten. De CREG heeft geverifieerd of de kosten meegedeeld door de bijdrageplichtigen volgende principes vermeld in Afdeling 5 eerbiedigen: “ […] o geen dubbeltelling (met name tussen rubrieken) o realiteit van de kosten in de periode o de kosten waarmee rekening wordt gehouden zijn bestemd voor de bedoelde centrales o de kosten zijn exclusief deze van de centrales die definitief gestopt zijn met de productie van elektriciteit o de kosten zijn exclusief de centrales buiten de perimeter: Tihange 1 en Doel 1&2 o de relevantie van de verdeelsleutel (bv. tussen eenheden) o de recurrente elementen zijn inbegrepen. Voor de niet-recurrente kostenelementen zullen de representatieve kosten voor de volgende periode worden vastgelegd. […]” Daarnaast heeft de CREG geverifieerd of de kosten voldoen aan de bepalingen van de wet van 11 april 2003 en de redelijkheidscriteria opgenomen in de methodologie. 45. De CREG heeft een dossier opgemaakt waarin de uitgevoerde controles worden gedocumenteerd. Niet-vertrouwelijke versie 13/29 6. ANALYSE VAN DE VARIABELE KOSTEN 46. De variabele kosten worden vastgesteld op basis van de overzichten en de details meegedeeld door Electrabel. Voor de kosten met betrekking tot de kernbrandstof worden enkel de gegevens van het laatste jaar

, § 1 VAN DE WET VAN 11 APRIL 2003 7.2.1. Overzicht en stappen van de herwerking van de vaste kosten van de vennootschap bedoeld onder

, § 1 van de wet van 11 april 2003 61. Het betreft de algemene kosten die door Luminus gedragen worden voor het beheer van de nucleaire contracten. Dezelfde herwerkingen als degenen vermeld in de § 54 worden uitgevoerd voor deze kosten. Tabel 20: Overzicht van de bijkomende vaste kosten van Luminus N-3 2017 historische kosten N-2 2018 N-1 2019 Vaste kosten (in €) m2) Algemene kosten van de vennootschappen bedoeld in [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK]

§17.2.2.

1. 7.2.
2. Controle van de historische kosten Na controle door de CREG worden geen kosten aangepast. Berekening van de basiskost Cb op basis van de index van de consumptieprijzen van januari 2019
3. De berekening van de basiskost Cb gebeurt op basis van de kosten opgenomen in tabel 20 en de indexcijfers opgenomen in tabel
4. Tabel 21: Berekening van de basiskost Cb N-3 2017 104,28 Voorlopige kosten N-2 2018 106,06 N-1 2019 108,17 Elementen van basiskost berekend op basis van CPI januari 2019 N-3 N-2 N-1 2017 2018 2019 Totaal basiskost 2020-2022 Consumptieprijs-index (CPI) Vaste kosten (in €) m2) Algemene kosten van de vennootschappen bedoeld in [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK]

§17.2.4.

Berekening van de herziene kost Cr 64. De herziene kost Cr is het gemiddelde van de basiskost Cb die wordt berekend op basis van de referentieperiode van drie jaren. Tabel 22: Berekening van de herziene kost Cr Totaal basiskost 2020-2022 Herziene kost 2020 Vaste kosten (in €) m2) Algemene kosten van de vennootschappen bedoeld in [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK]

§1Niet-vertrouwelijke versie 21/29 7.3.

VASTE KOSTEN DIE DE KERNEXPLOITANT BOEKHOUDKUNDIG VOOR 89,81 % AANDEEL VERWERKT 7.3.1. Overzicht en stappen van de herwerking van de vaste kosten die door de kernexploitant boekhoudkundig voor 89,81 % aandeel verwerkt worden 65. In hoofdstuk 5.3.7 van de methodologie worden de verschillende stappen vermeld om de historische kosten te herwerken naar de herziene kost. Aangezien geen enkele centrale definitief stilgelegd werd in de drie voorgaande jaren, dient bij de herziening van de kosten geen gross-up te gebeuren (Cf. § 39). Dit betekent dat bij driejaarlijkse herziening van het jaar 2020 volgende stappen uitgevoerd worden: - Controle van de historische kosten door de CREG en bepaling van de voorlopige kosten Cn,prelim - Berekening van de kost voor het aandeel in de productie Cd - Berekening van de basiskost Cb op basis van de voorlopige kosten op basis van de consumptieprijsindex van de maand januari 2019 - Berekening van het gemiddelde om de herziene kost 𝐶𝑟 te bepalen 66. De bewerkingen vermeld in voorgaande paragraaf worden uitgevoerd voor volgende kostenelementen die voor 89,81% in de boekhouding van de kernexploitant verwerkt worden. Tabel 23: Overzicht van de vaste kosten die door de kernexploitant voor 89,81 % aandeel worden verwerkt N-3 2017 Vaste kosten (in €)

1. a)Aankoop van energie
2. j)Afschrijvingen
3. k)Provisies Historische kosten N-2 2018 N-1 2019 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 67. In hoofdstukken 7.3.2 tot 7.3.5 worden de ‘kosten van aankoop van energie’ en de variaties van de provisies voor risico’s en kosten behandeld. De berekening van de herziene kost van de afschrijvingen wordt, omwille van de specifieke berekening12 in hoofdstuk 7.3.6 uitgevoerd. 7.3.2. 68. 7.3.3. Controle van de historische kosten van aankoop van energie en de variaties van de provisies voor de risico’s en kosten Na controle door de CREG worden geen kosten aangepast. Berekening van de kost voor het aandeel in de productie Cd voor de kosten van aankoop van energie en de variaties van de provisies voor de risico’s en kosten 69. De berekening van de kost voor het aandeel in de productie gebeurt door de voorlopige kosten van de kernexploitant, die een aandeel in de productie heeft van 89,81 %, te herleiden tot een basis van 100 %. De berekening wordt in tabel 24 weergegeven. 12 Zie Hoofdstuk 5.3.7.2 ‘Afschrijvingen’ van de methodologie Niet-vertrouwelijke versie 22/29 Tabel 24: Berekening van het aandeel in de productie N-3 2017 89,81% aandeel in de productie Vaste kosten (in €)
4. a)Aankoop van energie
5. k)Provisies 7.3.4. Voorlopige kosten N-2 2018 89,81% N-1 2019 89,81% Kost aandeel in de productie aan 100 % N-3 N-2 N-1 2017 2018 2019 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] Berekening van de basiskost Cb op basis van de index van de consumptieprijzen van januari 2019 70. De berekening van de basiskost Cb gebeurt op basis van de kosten opgenomen in tabel 24 en de indexcijfers opgenomen in tabel 4. Tabel 25: Berekening van de basiskost Cb Kost aandeel in de productie aan 100 % N-3 N-2 N-1 2017 2018 2019 Consumptieprijs-index (CPI) Vaste kosten (in €)
6. a)Aankoop van energie
7. k)Provisies 7.3.5. 104,28 106,06 Elementen van basiskost berekend op basis van CPI januari 2019 N-3 N-2 N-1 2017 2018 2019 Totaal basiskost 2020-2022 108,17 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] Berekening van de herziene kost Cr voor de kosten van aankoop van energie en de variaties van de provisies voor de risico’s en kosten 71. De herziene kost Cr is het gemiddelde van de basiskost Cb die wordt berekend op basis van de referentieperiode van drie jaren. Tabel 26: berekening van de herziene kost Cr Totaal basiskost 2020-2022 Vaste kosten (in €)
8. a)Aankoop van energie
9. k)Provisies 7.3.6. Herziene kost 2020 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] Controle van de afschrijvingen die betrekking hebben op materiële vaste activa 72. Conform de methodologie wordt de berekening van de afschrijvingen gebaseerd op de reële afschrijvingen van het jaar N- 1 en de netto-boekwaarde per 31/12/N -1. Hierbij wordt niet enkel de afschrijvingsbasis van Electrabel genomen maar wordt eveneens rekening gehouden met de verhoogde afschrijvingsbasis van Luminus omwille van de aankoop van 250 MW in het kader van Pax Electrica II. Niet-vertrouwelijke versie 23/29 7.3.6.1. Berekening van de jaarlijkse kost ‘Amort Inv’ van Electrabel13 73. In tabel 27 volgt een overzicht van de data met betrekking tot de berekening van de afschrijvingen zoals blijkt uit het rapporteringsmodel van Electrabel: Tabel 27: Gegevens van Electrabel voor de berekening van de afschrijvingen Eenheid Afschrijvingen en Nettoboekwaarde waardeverminderi per 31 december ngen voor het jaar 2019 2019 Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] De gegevens van tabel 27 hebben betrekking op de vier centrales voor hun aandeel in de productie ten belope van 89,81 %. 74. Na de controle van de CREG worden de gegevens van Electrabel gecorrigeerd met volgende elementen: - eliminatie van investeringen die anticiperen op een (eventuele) verlenging van (sommige) centrales en geen betrekking hebben op de exploitatie van de kerncentrales. Investeringen in het kader van een eventuele verlenging in de periode voorafgaand aan de datum van de definitieve stillegging worden conform de redelijkheidscriteria vermeld in de methodologie verworpen. Het betreft investeringen met een netto-boekwaarde van [VERTROUWELIJK] €. - aanpassing van de totale netto boekwaarde met de waarde van terreinen aangezien hierop geen afschrijvingen worden berekend. De terreinen hebben een nettoboekwaarde van [VERTROUWELIJK] €. Ingevolge deze correctie evolueren de gegevens van tabel 27 als volgt: Tabel 28: Gegevens met betrekking tot berekening van de afschrijvingen na correctie CREG Eenheid Afschrijvingen en Nettoboekwaarde waardeverminderi per 31 december ngen voor het jaar 2019 2019 Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 75. Om een dubbeltelling te vermijden van de afschrijvingen Electrabel en de afschrijvingen Pax Electrica II (hierna ook: PEII) van Luminus wordt vervolgens een onderscheid gemaakt tussen de aanschaffingswaarde van de investeringen voor de datum van verkoop van 250 MW aan Luminus en de aanschaffingswaarde van de investeringen na de datum van verkoop van 250 MW aan Luminus. 13 Zie: Hoofdstuk 5.3.7.2.1 van de methodologie Niet-vertrouwelijke versie 24/29 76. In het jaar 2009 heeft Luminus 250 MW productiecapaciteit gekocht van Electrabel waardoor het aandeel in de productie van Luminus verhoogd werd van 4 % naar 10,193 %. Zoals uiteengezet in hoofdstuk 7.3.6.3 worden de afschrijvingen op deze aanschaffing van 250 MW opgenomen in de gecorrigeerde afschrijvingen van Luminus Pax Electrica II. De afschrijvingen van Luminus Pax Electrica II worden toegevoegd omdat Luminus een meerprijs betaald heeft bij de aanschaffing van 250 MW. Aangezien het niet mogelijk is om een splitsing te maken in deze aanschaffingswaarde van Luminus tussen de betaalde meerprijs en de oorspronkelijke aanschaffingswaarde van Electrabel, gebeurt de correctie op basis van een berekening van de investeringen van Electrabel. Aan de hand van de omschrijving van de investeringen in de afschrijvingstabel heeft de CREG volgende onderverdeling gemaakt en de afschrijvingen berekend per categorie voor de jaren N-1, N en N+1. Tabel 29: Berekening van de jaarlijkse afschrijvingskost Eenheid Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal 7.3.6.2. Amort Inv i, N Afschrijvingen en Years i, N = aantal waardeverminderi Nettoboekwaarde (=Amort Inv i, N+1) jaren van ngen voor het jaar per 31 december Datum definitieve 1/1/2020-datum aangezien Fact i, N stillegging 2019 (= Amort Inv, i, 2019 definitieve en Fact i, N+1 beiden stillegging N-1) gelijk zijn aan 1 Investeringen periode voor PEII 01/10/2022 01/07/2025 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 01/02/2023 01/09/2025 2,75 5,50 3,08 [VERTROUWELIJK] 5,67 Investeringen periode na PEII 01/10/2022 01/07/2025 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 01/02/2023 01/09/2025 2,75 5,50 3,08 [VERTROUWELIJK] 5,67 Totaal investeringen 01/10/2022 01/07/2025 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 01/02/2023 01/09/2025 2,75 5,50 3,08 [VERTROUWELIJK] 5,67 Berekening van de kost voor het aandeel in de productie 77. De jaarlijkse afschrijvingen voor de jaren N-1, N en N+1 worden vervolgens berekend voor het aandeel in de productie van Electrabel. De berekening van de kost voor het aandeel in de productie wordt voor de investeringen voor PEII eerst een berekening gemaakt naar 100 % die nadien verminderd wordt met 6,19 % van deze 100 % waarde. De afschrijvingen van Luminus Pax Electrica II bevatten immers reeds deze 6,19 % van de investeringen. De investeringen in de periode na PEII worden op basis van de coëfficiënt van het aandeel in de productie van 89,81 % berekend naar 100 %. Niet-vertrouwelijke versie 25/29 Tabel 30: Berekening voor een kostenbasis van het aandeel in de productie EBL (Cd) investeringen voor PEII oorspronkelijke investering kost aandeel in de productie correctie gedeelte PEII gecorrigeerde kost aandeel in de productie investeringen na PEII oorspronkelijke investering kost aandeel in de productie Totaal 7.3.6.3. Amort Inv I, N-1 Amort Inv I, N Amort Inv I, N+1 Totaal 89,81% 100% -6,19% [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] Amort Inv I, N-1 Amort Inv I, N Amort Inv I, N+1 Totaal 89,81% [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 100% [VERTROUWELIJK] Berekening van de gecorrigeerde afschrijvingen van Luminus in het kader van Pax Electrica II 78. Luminus heeft in haar rapporteringsmodel volgende informatie gegeven over de bijkomende afschrijvingen in het kader van de Pax Electrica II. Er werd een onderscheid gemaakt tussen de waarden met en zonder bijkomende aanschaffingskosten. Tabel 31: Overzicht van de investeringen Luminus in het kader van Pax Electrica II Eenheid Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal Afschrijvingen en Afschrijvingen en Nettoboekwaarde Nettoboekwaarde waardeverminde waardeverminderi per 31 december per 31 december ringen voor het ngen voor het jaar 2019 (zonder 2019 jaar 2019 (zonder 2019 kosten) kosten) [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 79. Na controle heeft de CREG de netto-boekwaarde aangepast door het bedrag te verminderen met de waarde van de terreinen die niet worden afgeschreven. Tabel 32: Gegevens met betrekking tot berekening van de afschrijvingen na correctie CREG Eenheid Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal Afschrijvingen en Nettoboekwaarde waardeverminde per 31 december ringen voor het 2019 (zonder jaar 2019 (zonder kosten) kosten) [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] Niet-vertrouwelijke versie 26/29 Op basis van deze gegevens worden de afschrijvingen voor Pax Electrica II als volgt berekend: Tabel 33: berekening van de afschrijvingen Pax Electrica II Eenheid Doel 3 Doel 4 Tihange 2 Tihange 3 Totaal 7.3.6.4. Amort Inv i, N Years i, N = aantal (=Amort Inv i, N+1) Totaal Amort Inv i, jaren van 1/1/2020aangezien Fact i, N en datum definitieve N-1, N, N+1 Fact i, N+1 beiden stillegging gelijk zijn aan 1 Investeringen Luminus Pax Electrica II 01/10/2022 2,75 01/07/2025 5,50 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 01/02/2023 3,08 [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] 01/09/2025 5,67 Afschrijvingen en waardeverminde Nettoboekwaarde ringen voor het per 31 december jaar 2019 (= 2019 Amort Inv, i, N-1) Datum definitieve stillegging Berekening van de herziene kost 80. Aangezien de kosten betrekking hebben op de werking van de vier centrales, dienen de kostenverminderingsfactoren niet toegepast te worden en wordt de basiskost berekend op basis van de totalen van tabel 30 en tabel 33. Tabel 34: Berekening van de herziene kost Omschrijving Bedrag Kost voor het aandeel in de productie EBL (Cd) Gecorrigeerde afschrijvingen Luminus Pax Electrica II Totaal van de afschrijvingen 4 centrales, 3 jaren [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] [VERTROUWELIJK] Herziene kost [VERTROUWELIJK] 7.4. SAMENVATTING VAN DE VASTE KOSTEN 81. In volgende tabel wordt een samenvatting gemaakt van de herziene vaste kosten zoals besproken in de hoofdstukken 7.1 tot 7.3. De herziene kosten zijn berekend op basis van de consumptieprijsindex van de maand januari 2019 en hebben betrekking op de uitbating van vier centrales. Niet-vertrouwelijke versie 27/29 Tabel 35: Overzicht van de herziene vaste kosten Herziene kosten 2020 Vaste kosten (in €)
10. a)Aankoop van energie
11. b)O&M
12. c)Revisies (normale periodieke herziening)
13. d)Grote werkzaamheden
14. e)Ondersteunende diensten
15. f)Verzekeringen Verzekeringskosten Inkomsten uit verzekeringen
16. g)Vaste netvergoedingen vaste vergoedingen en/of injectietarieven Opbrengsten uit nevendiensten [VERTROUWELIJK]
17. h)Niras
18. i)Personeel
19. j)Afschrijvingen
20. k)Provisies
21. l)Belastingen en heffingen
22. m)Algemene kosten voor de centrale diensten van de kernexploitant m2) Algemene kosten van de vennootschappen bedoeld in

§1Totaal vaste kosten voor 4 centrales 8.

727.835.356 CONCLUSIE Gelet op artikel 14, § 8, leden 23 en 25 van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales; Gelet op de beslissing (B)1964 van 30 januari 2020 bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026; Gelet op de beslissing (B)2066 van 2 april 2020 tot wijziging van de beslissing (B)1964 bevattende de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026; Overwegende dat de exploitanten bedoeld in artikel 2, 5°, en de vennootschappen bedoeld in

, § 1, van de wet van 11 april 2003 betreffende de voorzieningen aangelegd voor de ontmanteling van de kerncentrales en voor het beheer van splijtstoffen bestraald in deze centrales, overeenkomstig artikel 14, § 8, lid 27 van voormelde wet, de jaarlijkse gedragen kosten van de voorgaande jaren hebben meegedeeld; Overwegende dat de CREG, overeenkomstig artikel 14, § 8, lid 23 van de wet van 11 april 2003, de vaste en variabele kosten, bedoeld in Afdeling 5 van de bijlage bij deze wet, heeft gecontroleerd; Overwegende dat de driejaarlijkse herziening werd uitgevoerd overeenkomstig de methodologie voor de vaststelling van de vaste en variabele kosten voor de centrales onderworpen aan de repartitiebijdrage (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 en Tihange 3) voor de periode 2020 tot 2026. Overwegende dat de vaststelling van de variabele en vaste kosten berekend werd overeenkomstig voormelde (wettelijke) bepalingen en dat het gebruik van deze waarden niet gebruikt kunnen worden voor andere doeleinden; Niet-vertrouwelijke versie 28/29 Beslist de CREG, dat op basis van de uitgevoerde controles, de kosten van de driejaarlijkse periode 2020-2022 als volgt zijn vastgelegd: - de variabele kosten bedragen 10,8856 €/MWh - de vaste kosten bedragen 727.835.356 € per jaar op basis van de consumptieprijsindex van de maand januari 2019 en voor de uitbating van vier centrales.  Voor de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas: Laurent JACQUET Directeur Niet-vertrouwelijke versie Andreas TIREZ Directeur Koen LOCQUET Wnd. Voorzitter van het Directiecomité 29/29