Keizerslaan 20, 1000 Brussel, België

Xxxxxxxxxxx 00, 0000 Xxxxxxx, Xxxxxx

Aanbieding met Voorkeurrechten van maximaal 4.739.865 Nieuwe Aandelen van Elia Group NV (de “Vennootschap”)

€ 124,50 per Nieuw Aandeel in de verhouding van 2 Nieuwe Aandelen voor 29 Voorkeurrechten

Verzoek om toelating tot verhandeling van de Nieuwe Aandelen en Voorkeurrechten op Euronext Brussels

Dit prospectus (het “Prospectus”) heeft betrekking op de openbare aanbieding aan bestaande aandeelhouders (zoals hierna gedefinieerd) en houders van een extralegaal voorkeurrecht (“Voorkeurrecht”) (de “Aanbieding met Voorkeurrechten”) om in te schrijven op nieuw uitgegeven gewone aandelen van de Vennootschap (de “Nieuwe Aandelen”) en op de Private Plaatsing van de Scrips (zoals hierna gedefinieerd) (samen de “Aanbieding”). De uitgifteprijs voor de Nieuwe Aandelen is € 124,50 (de “Uitgifteprijs”).

Aan elke aandeelhouder die aandelen van de Vennootschap bezit bij de sluiting van Euronext Brussels op 15 juni 2022 (de “Bestaande Aandeelhouders”) zal 1 Voorkeurrecht worden toegekend per bestaand aandeel van de Vennootschap dat op dat moment wordt aangehouden. De Voorkeurrechten zullen worden vertegenwoordigd door coupon nr. 20, die van het onderliggende aandeel zullen worden onthecht op 15 juni 2022 na de sluiting van Euronext Brussels. De Voorkeurrechten zullen naar verwachting worden verhandeld op Euronext Brussels vanaf 16 juni 2022 tot en met 23 juni 2022 en zullen naar verwachting worden genoteerd op Euronext Brussels onder de ISIN-code BE0970178811 en het verhandelingssymbool “ELI20”. De houders van Voorkeurrechten hebben het recht om in te schrijven op de Nieuwe Aandelen in de verhouding van 2 Nieuwe Aandelen voor 29 Voorkeurrechten (de “Ratio”). De inschrijvingsperiode voor de Nieuwe Aandelen zal lopen van 16 juni 2022 tot en met 23 juni 2022, 16 uur CET (de “Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten”). Eens uitgeoefend kan de uitoefening van de Voorkeurrechten niet meer worden ingetrokken, behalve op de wijze uiteengezet in de rubriek “Informatie over de Aanbieding – Aanvulling op het Prospectus”. Houders van Voorkeurrechten die hun Voorkeurrechten niet hebben uitgeoefend tijdens de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten zullen hun Voorkeurrechten niet langer kunnen uitoefenen.

Voorkeurrechten die tijdens de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten niet zijn uitgeoefend, zullen worden omgezet in een gelijk aantal scrips (de “Scrips”). De Scrips zullen te koop worden aangeboden in het kader van een private plaatsing bij institutionele beleggers die naar verwachting zal starten op of omstreeks 24 juni 2022 en op diezelfde datum zal eindigen (de “Private Plaatsing van de Scrips”). De netto-opbrengst van de verkoop van de (eventuele) Scrips zal verhoudingsgewijs verdeeld worden tussen alle houders van Voorkeurrechten die hun rechten niet hebben uitgeoefend, tenzij de netto-opbrengst van de verkoop van de Scrips gedeeld door het totale aantal niet-uitgeoefende Voorkeurrechten minder dan €0,01 bedraagt. Kopers van Xxxxxx in de Private Plaatsing van de Scrips verbinden zich er onherroepelijk toe om in te schrijven op het overeenstemmende aantal Nieuwe Aandelen tegen de Uitgifteprijs en in overeenstemming met de Ratio. Het wettelijke voorkeurrecht van de Bestaande Aandeelhouders werd opgeheven in het kader van de Aanbieding, maar in plaats daarvan worden Voorkeurrechten toegekend, die elk een extralegaal voorkeurrecht vertegenwoordigen, zoals hierboven beschreven. De resultaten van de inschrijving met Voorkeurrechten zullen worden bekendgemaakt via een persbericht vóór de opening van de beurs op of omstreeks 24 juni 2022. De resultaten van de Xxxxxxxxxx, met het detail van de inschrijving met Voorkeurrechten en met Scrips, de resultaten van de verkoop van Scrips en het bedrag te betalen aan de (eventuele) houders van niet-uitgeoefende Voorkeurrechten zullen worden aangekondigd op of omstreeks 24 juni 2022. Er is geen minimumbedrag vastgesteld voor de Aanbieding.

De Vennootschap heeft de toelating aangevraagd tot verhandeling van de Nieuwe Aandelen op Euronext Brussels onder het verhandelingssymbool “ELI”. De Vennootschap heeft de notering van de Voorkeurrechten op Euronext Brussels aangevraagd onder het verhandelingssymbool “ELI20”.

Een belegging in de Nieuwe Aandelen gaat, zoals iedere belegging in aandelen, gepaard met economische en financiële risico’s. Een potentiële belegger moet, bij het nemen van zijn beleggingsbeslissing, in overweging nemen dat hij een deel of het geheel van zijn belegging kan verliezen. Voor een bespreking van factoren die moeten worden overwogen bij het inschrijven op de Nieuwe Aandelen of het verhandelen van de Voorkeurrechten wordt verwezen naar de rubriek “Risicofactoren”. Al deze factoren moeten in overweging worden genomen alvorens te beleggen in de Nieuwe Aandelen, de Voorkeurrechten of de Scrips. In het bijzonder moeten potentiële beleggers zich ervan bewust zijn dat de Groep is onderworpen aan een uitgebreide regelgeving en dat haar inkomsten grotendeels afhankelijk zijn van de toepasselijke tariefmethodologie in haar kernmarkten, die onderhevig is aan mogelijke wijzigingen en periodieke herzieningen. Bovendien, als de Groep er niet in slaagt om een evenwicht te handhaven tussen de vraag naar energie en het aanbod van energie op het net, kan dit leiden tot het Afschakelen van het Vermogen en kan dit aanzienlijke nadelige gevolgen hebben. Daarnaast zou een verlaging van de kredietbeoordeling van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid een invloed kunnen hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en op hun financiële positie.

Noch de Voorkeurrechten, noch de Scrips, noch de Nieuwe Aandelen, werden of zullen geregistreerd worden onder de US Securities Act van 1933, zoals gewijzigd (de “Securities Act”) of bij enige toezichthoudende instantie voor effecten van enige staat of ander rechtsgebied van de Verenigde Staten, en zij mogen niet worden aangeboden, verkocht, verpand, geleverd of op enige andere wijze worden overgedragen, direct noch indirect, in of naar de Verenigde Staten, tenzij de Nieuwe Aandelen, de Voorkeurrechten of de Scrips geregistreerd zijn onder de Securities Act of er een vrijstelling van de registratievereisten van de Securities Act en toepasselijke statelijke effectenwetten kan worden ingeroepen. De Nieuwe Aandelen en de Voorkeurrechten worden aangeboden en verkocht (i) binnen de Verenigde Staten aan “gekwalificeerde institutionele kopers” (qualified institutional buyers, “QIB’s”) zoals gedefinieerd in Rule 144A (“Rule 144A”) krachtens de Securities Act op grond van Section 4(a)(2) van de Securities Act en enkel door personen die een beleggersverklaring hebben ondertekend en tijdig hebben ingediend bij de Vennootschap en (ii) buiten de Verenigde Staten in offshore transacties (zoals gedefinieerd in Regulation S van de Securities Act (“Regulation S”)) op grond van Regulation S. De (eventuele) Private Plaatsing van de Scrips zal enkel buiten de Verenigde Staten plaatsvinden op grond van Regulation S.

De Voorkeurrechten en de Scrips werden niet goedgekeurd noch afgekeurd door de Amerikaanse Securities and Exchange Commission of een effectencommissie of toezichthouder van enige staat of ander rechtsgebied in de Verenigde Staten, en geen enkele dergelijke commissie of toezichthouder heeft zich uitgesproken over de geschiktheid van dit Prospectus. Elke andersluidende verklaring is in de Verenigde Staten een misdrijf.

De Nieuwe Aandelen, de Voorkeurrechten en de Scrips zijn niet en zullen niet worden geregistreerd in het kader van de effectenwetgeving van enig ander rechtsgebied dan België en Duitsland. De verspreiding van dit document en de aanbieding en levering van aandelen in bepaalde rechtsgebieden zijn mogelijk wettelijk beperkt. Personen die in het bezit komen van dit Prospectus dienen te informeren naar dergelijke beperkingen en dienen deze na te leven. Voor een beschrijving van deze en verdere beperkingen, zie de rubriek “Informatie over de Aanbieding – Plan van verdeling en toewijzing van de Nieuwe Aandelen”.

De levering van de Nieuwe Aandelen zal naar verwachting plaatsvinden via de giraliseringsfaciliteiten van Euroclear Belgium tegen betaling in onmiddellijk beschikbare fondsen op of omstreeks 28 juni 2022.

Dit document vormt een vereenvoudigd aanbiedings- en noteringsprospectus in overeenstemming met artikel 14 van Verordening (EU) 2017/1129 van het Europees Parlement en van de Raad van 14 juni 2017 (“Prospectusverordening”) en is opgesteld in overeenstemming met artikel 3 van de Prospectusverordening. De Engelstalige versie van dit Prospectus is goedgekeurd door de Belgische Autoriteit voor Financiële Diensten en Markten (de “FSMA”) op 14 juni 2022 als bevoegde autoriteit volgens de Prospectusverordening. De FSMA keurt dit Prospectus alleen goed als beantwoordend aan de normen inzake volledigheid, begrijpelijkheid en consistentie die worden opgelegd door de Prospectusverordening. Een dergelijke goedkeuring mag niet worden beschouwd als een bekrachtiging van de Vennootschap of de kwaliteit van de Voorkeurrechten of de Nieuwe Aandelen die het onderwerp zijn van dit Prospectus. Beleggers dienen hun eigen afweging te maken over de geschiktheid van een belegging in de Nieuwe Aandelen.

Dit Prospectus is beschikbaar in het Engels, Nederlands en Frans. Dit Prospectus zal kosteloos ter beschikking van beleggers worden gesteld op de maatschappelijke zetel van de Vennootschap te Xxxxxxxxxxx 00, 0000 Xxxxxxx, Xxxxxx. Met inachtneming van de verkoop- en overdrachtsbeperkingen kan dit Prospectus eveneens op het internet worden geraadpleegd, op de volgende websites: xxxxx://xxxxxxxx.xxxxxxxxx.xx/xxxxxxxx; xxx.xxx xx xx.xx/xxxx0000; xxx.xxx.xx/xxxx0000; xxx.xxxxxxxxxxxxxxxx.xx/xxxxxxxxxxxxxxxx en xxx.xxxxxxxxxxxxxxxx.xx/xxxxxxxxxxxxxxxx.

Dit Prospectus vormt geen aanbieding tot verkoop, noch een verzoek tot het doen van een aanbieding tot aankoop van enige van de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten of Scrips in rechtsgebieden of aan personen aan wie het onwettig is om een dergelijke aanbieding of een dergelijk verzoek te doen. De verspreiding van dit Prospectus kan in bepaalde jurisdicties onderworpen zijn aan specifieke regels of beperkingen. Personen die in het bezit zijn van dit Prospectus dienen informatie in te winnen over dergelijke beperkingen die van toepassing kunnen zijn in hun rechtsgebied en ze na te leven. Het niet naleven van deze beperkingen kan een schending van de effectenwetgeving van dergelijke jurisdictie betekenen. De Vennootschap wijst iedere verantwoordelijkheid voor schendingen van deze beperkingen door enige persoon uitdrukkelijk af.

Joint Global Coordinators en Joint Bookrunners

BNP Paribas Fortis NV KBC Securities NV

Joint Bookrunners

Belfius Bank NV Goldman Sachs International

Prospectus gedateerd op 14 juni 2022

BELANGRIJKE INFORMATIE

Verantwoordelijkheidsverklaring

De Vennootschap, handelend via haar Raad van Bestuur1, neemt de verantwoordelijkheid voor de informatie in dit Prospectus in overeenstemming met artikel 26 van de Belgische Wet van 11 juli 2018 op de aanbieding van beleggingsinstrumenten aan het publiek en de toelating van beleggingsinstrumenten tot verhandeling op een gereglementeerde markt. De Vennootschap verklaart, voor zover haar bekend, dat de gegevens in dit Prospectus in overeenstemming zijn met de werkelijkheid en dat geen gegevens zijn weggelaten waarvan de vermelding de strekking van dit Prospectus zou kunnen wijzigen.

Noch BNP Paribas Fortis NV, KBC Securities NV, Belfius Bank NV of Goldman Sachs International (de “Underwriters”) geeft een uitdrukkelijke of impliciete verklaring of waarborg over of aanvaardt verantwoordelijkheid voor de juistheid of de volledigheid of de verificatie van de informatie in dit Prospectus, en niets in dit Prospectus is, of mag worden beschouwd als een belofte of een verklaring door de Underwriters, over het verleden of de toekomst. Dienovereenkomstig wijzen de Underwriters, voor zover toegestaan door de toepasselijke wetgeving, alle aansprakelijkheid af die ontstaat door een onrechtmatige daad, contract of anderszins in verband met dit Prospectus of enige dergelijke verklaring.

Kennisgeving aan beleggers

Bij het nemen van een beleggingsbeslissing moeten beleggers vertrouwen op hun eigen beoordeling, controle, analyse en onderzoek van de Vennootschap, de voorwaarden van de Aanbieding en de inhoud van dit Prospectus, met inbegrip van de betrokken voordelen en risico’s. Een aankoop van de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips dient gebaseerd te zijn op de beoordelingen die een belegger noodzakelijk acht, inclusief de juridische grondslag en de gevolgen van de Aanbieding, en inclusief mogelijke belastinggevolgen die van toepassing kunnen zijn, alvorens te beslissen om al dan niet in de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips te beleggen. Naast hun eigen beoordeling van de Vennootschap en de voorwaarden van de Aanbieding, dienen beleggers zich alleen te baseren op de informatie die in dit Prospectus is opgenomen, inclusief de risicofactoren die in dit Prospectus zijn beschreven.

Noch de Vennootschap, de Underwriters, of enige van hun respectieve vertegenwoordigers, geven een verklaring aan enige persoon aan wie de Xxxxxxxxxx wordt gedaan of enige koper van de Nieuwe Aandelen over het wettelijke karakter van een belegging in de Nieuwe Aandelen door die persoon aan wie de Aanbieding is gedaan of die koper, volgens het recht dat van toepassing is op die persoon of koper. Elke belegger dient zijn eigen adviseurs te raadplegen over de juridische, fiscale, zakelijke, financiële en gerelateerde aspecten van een aankoop van de Aandelen.

Geen enkele persoon werd gemachtigd om enige informatie te verstrekken of enige verklaring af te leggen in verband met de Aanbieding die niet in dit Prospectus is opgenomen en, indien dergelijke informatie wordt verstrekt of een dergelijke verklaring wordt afgelegd, mag die niet worden beschouwd alsof ze werd toegestaan. Onverminderd de verplichting van de Vennootschap om aanvullingen op het Prospectus te publiceren wanneer dit wettelijk is vereist (zoals hierna beschreven), zal de levering van dit Prospectus of enige verkoop die na de datum van het Prospectus plaatsvindt in geen geval inhouden dat er sinds de datum van dit Prospectus geen wijziging heeft plaatsgevonden in de zakelijke activiteiten van de Vennootschap of dat de informatie in dit Prospectus correct is op enig tijdstip na de datum van dit Prospectus.

De Underwriters handelen exclusief voor de Vennootschap en voor niemand anders in verband met de Aanbieding. Zij zullen geen enkele andere persoon (ongeacht of deze persoon dit document heeft ontvangen) beschouwen als hun respectieve cliënten in verband met de Aanbieding en zullen niet verantwoordelijk zijn ten aanzien van andere personen dan de Vennootschap voor het verstrekken van de bescherming die aan hun respectieve cliënten wordt toegezegd, noch voor het verstrekken van advies in verband met de Aanbieding of enige transactie of afspraak waarnaar in dit Prospectus wordt verwezen.

De verspreiding van dit Prospectus en de Aanbieding kunnen in bepaalde jurisdicties door de wet zijn beperkt, en dit Prospectus mag niet worden gebruikt voor of in verband met enige aanbieding of enig verzoek door om het even wie in enig jurisdictie waar een dergelijke aanbieding of een

1 Zie de rubriek “management en bestuur – Raad van Bestuur – Samenstelling”.

dergelijk verzoek niet is toegestaan, of aan enige persoon ten aanzien van wie het onwettig is om een dergelijke aanbieding of een dergelijk verzoek te doen. Dit Prospectus vormt geen aanbod tot verkoop van, of een verzoek of een aanbod tot aankoop van enige Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips in enig jurisdictie waar een dergelijk aanbod of verzoek onwettig zou zijn. De Vennootschap en de Underwriters schrijven voor dat personen die dit Prospectus in hun bezit krijgen, informatie inwinnen over alle dergelijke beperkingen en deze naleven. Indien deze beperkingen niet worden nageleefd, kan dit een schending betekenen van de effectenwetgeving van een dergelijke jurisdictie. De Vennootschap en de Underwriters aanvaarden geen wettelijke verantwoordelijkheid voor enige schending van enige dergelijke beperkingen door enige persoon, ongeacht of het een potentiële koper van aandelen betreft. De Vennootschap en de Underwriters behouden zich het recht voor om naar eigen absolute goeddunken enig aanbod om Nieuwe Aandelen te kopen te weigeren, indien dit naar de mening van de Vennootschap, de Underwriters of hun respectieve vertegenwoordigers kan leiden tot een inbreuk op of schending van enige wetten, regels of verordeningen.

Goedkeuring van het Prospectus en aanvulling

Dit Prospectus werd door de FSMA goedgekeurd op 14 juni 2022 als bevoegde autoriteit volgens de Prospectusverordening. De FSMA keurt dit Prospectus alleen goed als beantwoordend aan de normen inzake volledigheid, begrijpelijkheid en consistentie die worden opgelegd door de Prospectusverordening. Een dergelijke goedkeuring mag niet worden beschouwd als een bekrachtiging van de Vennootschap of de kwaliteit van de Nieuwe Aandelen die het onderwerp zijn van dit Prospectus. Beleggers dienen hun eigen afweging te maken over de geschiktheid van een belegging in de Nieuwe Aandelen.

Het Prospectus is opgesteld in het Engels en vertaald in het Nederlands en het Frans. De Vennootschap is verantwoordelijk voor de coherentie tussen de Nederlandstalige, de Franstalige en de Engelstalige versies van het Prospectus. De FSMA heeft de Engelstalige versie van dit Prospectus goedgekeurd op 14 juni 2022 in overeenstemming met artikel 20 van de Prospectusverordening. Onverminderd de verantwoordelijkheid van de Vennootschap voor tegenstrijdigheden tussen de verschillende taalversies van het Prospectus of de samenvatting van het Prospectus, heeft de Engelstalige versie in geval van tegenstrijdigheden tussen de verschillende versies van het Prospectus voorrang. In hun transacties met de Vennootschap kunnen de beleggers echter wel verwijzen naar de vertalingen.

De informatie in dit Prospectus geldt per de datum die op de eerste pagina staat, tenzij uitdrukkelijk anderszins vermeld. De levering van dit Prospectus op enig tijdstip betekent niet dat er geen wijziging heeft plaatsgevonden in de activiteiten of bedrijfsvoering van de Vennootschap, of dat de informatie in dit Prospectus correct is, op enig tijdstip na de datum van dit Prospectus.

Dit Prospectus is opgesteld als onderdeel van een vereenvoudigd prospectus in overeenstemming met artikel 14 van de Prospectusverordening.

In overeenstemming met artikel 23 van de Prospectusverordening zal er een aanvulling op het Prospectus worden gepubliceerd in geval van een belangrijke nieuwe factor, materiële vergissing of materiële onnauwkeurigheid met betrekking tot de informatie die in dit Prospectus is opgenomen, of in geval van een wijziging die niet in verband staat met de Aanbieding als dusdanig maar met de Vennootschap, die een invloed kan hebben op de beoordeling van de Nieuwe Aandelen en die zich voordoet of geconstateerd wordt tussen het tijdstip van goedkeuring van het Prospectus en het tijdstip waarop de handel in de Nieuwe Aandelen op Euronext Brussels aanvangt. Xxxxxxxxx die vóór de publicatie van de aanvulling reeds hebben ingestemd met de inschrijving op de Nieuwe Aandelen, hebben het recht, uitoefenbaar binnen drie werkdagen na de publicatie van de aanvulling, om hun inschrijvingen in overeenstemming met artikel 23.2a en 23.3a van de Prospectusverordening in te trekken, op voorwaarde dat de belangrijke nieuwe factor, de materiële vergissing of materiële onnauwkeurigheid zich voordeed of vastgesteld werd vóór de Voltooiingsdatum van de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten.

De aanvulling moet door de FSMA worden goedgekeurd. Er zal een aanvulling op dit Prospectus worden gepubliceerd in onder andere de volgende gevallen: (i) de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten wordt gewijzigd; (ii) het maximale aantal Nieuwe Aandelen wordt verlaagd vóór de toewijzing van de Nieuwe Aandelen; (iii) de Underwritingovereenkomst wordt niet afgesloten of wordt wel afgesloten maar vervolgens beëindigd; of (iv) voor zover vereist, de Vennootschap besluit,

na overleg met de Underwriters, om de Aanbieding in te trekken of op te schorten (zie de rubriek

“Informatie over de Aanbieding”).

BERICHT AAN POTENTIËLE BELEGGERS IN DE VERENIGDE STATEN

De Voorkeurrechten, de Scrips of de Nieuwe Aandelen werden niet en zullen niet worden geregistreerd onder de Securities Act of onder de effectenwetgeving van enige staat of ander rechtsgebied van de Verenigde Staten. De Voorkeurrechten mogen niet worden uitgeoefend, en de Scrips en Nieuwe Aandelen mogen niet direct noch indirect worden aangeboden, verkocht, in pand gegeven of op een andere wijze overgedragen in of naar de Verenigde Staten, behalve overeenkomstig een vrijstelling onder, of in een transactie die niet is onderworpen aan, de registratievereisten van de Securities Act (zoals hieronder nader wordt beschreven) en in overeenstemming met enige toepasselijke effectenwetgeving van een staat of ander rechtsgebied in de Verenigde Staten.

De Nieuwe Aandelen of de Voorkeurrechten mogen dan ook niet direct of indirect worden aangeboden, verkocht, in pand gegeven of op een andere wijze overgedragen in of naar de Verenigde Staten, tenzij aan personen waarvan redelijkerwijs kan worden verondersteld dat zij QIB’s zijn in transacties die vrijgesteld zijn van, of niet onderworpen zijn aan, de registratievereisten van de Securities Act; op voorwaarde dat een dergelijke QIB die Voorkeurrechten wenst uit te oefenen of Nieuwe Aandelen wenst te kopen in de Verenigde Staten een beleggersverklaring heeft ondertekend en tijdig ingediend. Buiten de Verenigde Staten wordt de Aanbieding met Voorkeurrechten gedaan op basis van Regulation S. De (eventuele) Private Plaatsing van de Scrips zal enkel buiten de Verenigde Staten worden gedaan op basis van Regulation S onder de Securities Act. Eventuele Nieuwe Aandelen of Voorkeurrechten die in de Verenigde Staten worden aangeboden of verkocht, zullen onderworpen zijn aan bepaalde overdrachtsbeperkingen zoals uiteengezet in de rubriek “Informatie over de Aanbieding”.

Geen van de Nieuwe Aandelen, de Voorkeurrechten of de Scrips zijn goedgekeurd of afgekeurd door de Amerikaanse Securities and Exchange Commission, enige effectencommissie in een staat van de Verenigde Staten of een andere toezichthouder in de Verenigde Staten, noch heeft een van de voormelde instanties een uitspraak gedaan over de verdiensten van de Aanbieding met Voorkeurrechten of de nauwkeurigheid of geschiktheid van dit Prospectus, of deze bekrachtigd. Elke andersluidende verklaring is in de Verenigde Staten een misdrijf.

BERICHT AAN BELEGGERS IN DE EUROPESE ECONOMISCHE RUIMTE

Dit Prospectus werd opgesteld in de veronderstelling dat alle aanbiedingen van Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips, behalve de in België en Duitsland beoogde aanbiedingen, zullen plaatsvinden krachtens een vrijstelling onder de Prospectusverordening van de vereiste om een prospectus op te stellen voor de aanbieding van Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips. Het Prospectus werd goedgekeurd door de bevoegde instantie in België en gepaspoort naar Duitsland, en gepubliceerd overeenkomstig de Prospectusverordening zoals die in België en Duitsland is geïmplementeerd. Bijgevolg mag elke persoon die in de EER een aanbieding doet of de intentie heeft een aanbieding te doen van Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips die het voorwerp uitmaken van de plaatsing die in dit Prospectus wordt beschreven, dit enkel doen in omstandigheden waarin er geen verplichting bestaat voor de Vennootschap of enige Underwriter om voor die aanbieding een prospectus op te stellen. Noch de Vennootschap, noch de Underwriters hebben de toestemming gegeven, noch geven de Vennootschap of de Joint Bookrunners toestemming, om via enige financiële tussenpersoon Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips aan te bieden, andere dan de aanbiedingen door de Underwriters die de definitieve plaatsing van Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips uitmaken zoals bedoeld in dit Prospectus.

De Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips zijn niet en zullen niet worden aangeboden aan het publiek in enige Lidstaat van de Europese Economische Ruimte die de Prospectusverordening heeft geïmplementeerd, anders dan België en Duitsland (elk een “Relevante Lidstaat”). Niettegenstaande het voorgaande, kan er in een Relevante Lidstaat een aanbieding van de Nieuwe Aandelen worden gedaan:

* aan een rechtspersoon die een gekwalificeerde belegger is zoals gedefinieerd in de Prospectusverordening;

* aan minder dan 150 natuurlijke personen of rechtspersonen (die geen gekwalificeerde beleggers zijn zoals gedefinieerd in de Prospectusverordening), op voorwaarde dat zij voor een dergelijk aanbod de voorafgaande toestemming van de Underwriters verkrijgen;

* in andere omstandigheden die vallen onder artikel 1(4) van de Prospectusverordening; of

* op voorwaarde dat een dergelijk aanbod van Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten of Scrips niet leidt tot een verplichting voor de Vennootschap of een Underwriter om een prospectus te publiceren krachtens artikel 3(1) van de Prospectusverordening.

Voor de doeleinden van deze bepaling betekent een “aanbieding aan het publiek” met betrekking tot Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips in enige Relevante Lidstaat de communicatie in enige vorm of door enig middel van voldoende informatie met betrekking tot de voorwaarden van de Aanbieding en de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips om een belegger in staat te stellen te beslissen over de aankoop van Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips in de zin van de Prospectusverordening.

Er dient te worden opgemerkt dat de Aanbieding werd uitgebreid naar Duitsland, aangezien de Vennootschap in Duitsland actief is via 50Hertz en bijgevolg een aantal aandeelhouders onder haar werknemers in Duitsland telt. De Vennootschap heeft echter geen centralisatieagent aangesteld in Duitsland, noch werden er specifieke procedures voorzien om de financiële dienstverlening in Duitsland te accommoderen. De rol van de Underwriters in het kader van de transactie zal zich niet uitbreiden tot de aanbieding aan het publiek in Duitsland en zij zullen in dit kader geen enkele aansprakelijkheid aanvaarden. Er werd geen enkele financiële instelling aangesteld in Duitsland om financiële diensten te verlenen in verband met de Aanbieding. Bijgevolg moeten Duitse beleggers die wensen deel te nemen aan de Aanbieding, zoals in elk ander rechtsgebied, zich ervan vergewissen dat de financiële instelling waarmee zij hun aandelen aanhouden of via welke zij wensen deel te nemen aan de Aanbieding, beschikt over de vereiste procedures om hun inschrijving tijdig te verwerken. De financiële tussenpersoon bij wie zij hun aandelen houden of via wie zij aan de Aanbieding wensen deel te nemen, is als enige verantwoordelijk voor het verkrijgen van de inschrijvingsaanvraag en voor het naar behoren doorsturen aan de Underwriters van een dergelijke inschrijvingsaanvraag, samen met alle nodige documentatie en het toepasselijke aantal Voorkeurrechten. Gezien de tijd die nodig kan zijn om hun inschrijving te verwerken, worden zij aangemoedigd om zo snel mogelijk contact op te nemen met hun financiële instelling (zie “Inschrijvingsprocedure”).

BERICHT AAN BELEGGERS IN HET VERENIGD KONINKRIJK

Aanbiedingen van de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips in het kader van de Aanbieding worden alleen gedaan aan personen in het Verenigd Koninkrijk die “gekwalificeerde beleggers” zijn of anderszins in omstandigheden die niet vereisen dat de Vennootschap een prospectus publiceert ingevolge artikel 85(1) van de Britse Financial Services and Markets Xxx 0000.

Beleggingen of beleggingsactiviteiten waarop dit Prospectus betrekking heeft, zijn alleen beschikbaar voor en kunnen enkel worden aangegaan met personen die: (i) professionele beleggers zijn in de zin van artikel 19(5); of (ii) ressorteren onder artikel 49(2)(a) tot (d) (“vermogende vennootschappen, verenigingen zonder rechtspersoonlijkheid, enz.”) van het Britse Financial Services and Markets Xxx 0000 (Financiële Promotie) Besluit 2005 met betrekking tot de of andere personen aan wie dergelijke beleggingen of beleggingsactiviteiten wettelijk kunnen worden aangeboden (samen “relevante personen”). Personen die geen relevante personen zijn, mogen geen actie ondernemen op basis van het Prospectus en mogen niet op basis van het Prospectus handelen of op het Prospectus vertrouwen.

BESCHIKBARE INFORMATIE

Beschikbaarheid van het Prospectus

Prospectus

De terbeschikkingstelling van dit Prospectus en de Samenvatting op het internet vormt geen aanbod tot verkoop van, noch een uitnodiging tot het doen van een aanbod tot aankoop van, en er zal geen verkoop plaatsvinden van, de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips in de Verenigde Staten of in enig ander rechtsgebied waarin een dergelijk aanbod of een dergelijke uitnodiging of verkoop onwettig zou zijn voorafgaand aan registratie of kwalificatie onder de wetgeving van de betreffende jurisdictie, of aan of ten voordele van enige persoon waaraan het onwettig is een dergelijk aanbod of een dergelijke uitnodiging of verkoop te doen. De elektronische versie mag niet worden gekopieerd, beschikbaar worden gesteld of worden afgedrukt voor verspreiding. Andere informatie op de website van de Vennootschap of op enige andere website maakt geen deel uit van het Prospectus.

Documenten van de Vennootschap en andere informatie

De Vennootschap moet haar (gewijzigde en gecoördineerde) statuten en alle andere akten die in de bijlagen bij het Belgisch Staatsblad moeten worden gepubliceerd, neerleggen bij de griffie van de Ondernemingsrechtbank te Brussel (België), waar ze beschikbaar zijn voor het publiek. Een exemplaar van de meest recente gecoördineerde statuten en van het Corporate Governance Charter (zoals hieronder gedefinieerd) van de Vennootschap is eveneens beschikbaar op de website van de Vennootschap.

In overeenstemming met het Belgische recht moet de Vennootschap ook geauditeerde enkelvoudige en geconsolideerde jaarrekeningen opstellen. De enkelvoudige jaarrekening, samen met het verslag van de Raad van Bestuur en het auditverslag van de commissarissen, evenals de geconsolideerde jaarrekening, samen met het verslag van de Raad van Bestuur en het auditverslag van de commissarissen daarover, zullen worden neergelegd bij de Nationale Bank van België, waar ze beschikbaar zijn voor het publiek. Als beursgenoteerde onderneming moet de Vennootschap bovendien een financieel jaarverslag publiceren (met de financiële informatie die moet worden neergelegd bij de Nationale Bank van België en een verklaring van de verantwoordelijke personen) en een halfjaarlijks financieel verslag (met de verkorte rekeningen, het verslag van de commissarissen als de financiële staten werden geauditeerd of nagezien, en een verklaring van de verantwoordelijke personen). Deze verslagen zullen publiek beschikbaar worden gemaakt op: (i) de website van de Vennootschap; en (ii) STORI, het Belgische mechanisme voor centrale opslag, dat wordt beheerd door de FSMA en toegankelijk is via xxxxx.xxxx.xx of xxx.xxxx.xx.

Als beursgenoteerde onderneming moet de Vennootschap ook “voorwetenschap”, informatie over haar aandeelhoudersstructuur en bepaalde andere informatie openbaar maken. In overeenstemming met de verordening inzake marktmisbruik zoals uiteengezet in Verordening (EU) 596/2014 van het Europees Parlement en van de Raad van 16 april 2014 betreffende marktmisbruik (de “Verordening inzake Marktmisbruik”) en het Koninklijk Besluit van 14 november 2007 betreffende de verplichtingen van emittenten van financiële instrumenten die zijn toegelaten tot de verhandeling op een Belgische gereglementeerde markt, zullen die informatie en documentatie beschikbaar worden gemaakt via persberichten, de communicatiekanalen van Euronext Brussels en STORI of een combinatie van deze media. Alle persberichten die door de Vennootschap worden gepubliceerd, zullen beschikbaar worden gesteld op de website van de Vennootschap. De website van de Vennootschap is xxx.xxxxxxxxx.xx.

PRESENTATIE VAN FINANCIËLE EN ANDERE INFORMATIE

Commissarissen van de Vennootschap

Xxxxx & Young Bedrijfsrevisoren BV, een besloten vennootschap naar Belgisch recht, met maatschappelijke zetel op het adres Xx Xxxxxxxxx 0, X-0000 Xxxxxx, vertegenwoordigd door Xxxx Xxxxx, en BDO Bedrijfsrevisoren BV, een besloten vennootschap naar Belgisch recht, met maatschappelijke zetel op het adres Xx Xxxxxxxxx 0/X0, X-0000 Xxxxxxxx, vertegenwoordigd door Xxxxx Xxxx, werden op 19 mei 2020 benoemd tot commissarissen van de Vennootschap voor een termijn van drie jaar, welk mandaat onmiddellijk eindigt na de afsluiting van de Algemene Vergadering van Aandeelhouders die zal worden gehouden in 2023 en die zal beraadslagen en beslissen over de enkelvoudige jaarrekening voor het boekjaar afgesloten op 31 december 2022. Ernst & Young Bedrijfsrevisoren BV en BDO Bedrijfsrevisoren BV zijn beiden lid van het Belgische Instituut van Bedrijfsrevisoren.

De enkelvoudige jaarrekeningen van de Vennootschap per 31 december 2020 en per 31 december 2021, telkens voor het op dat moment afgesloten boekjaar, werden opgesteld in overeenstemming met de algemeen aanvaarde boekhoudprincipes in België (Generally Accepted Accounting Principles, “Belgian GAAP”) en zijn gecontroleerd door het college van commissarissen van de Vennootschap. Er werden verklaringen zonder voorbehoud afgeleverd voor de jaren afgesloten op 31 december 2020 en 2021.

Alle geconsolideerde jaarrekeningen opgesteld overeenkomstig International Financial Reporting Standards (“IFRS”), zoals goedgekeurd in de EU, zijn geauditeerd door het college van commissarissen van de Vennootschap, dat verklaringen zonder voorbehoud heeft afgeleverd voor de jaren afgesloten op 31 december 2020 en 31 december 2021.

Financiële informatie en informatie opgenomen door middel van verwijzing

De geauditeerde geconsolideerde jaarrekeningen van de Vennootschap voor de jaren afgesloten op 31 december 2021 en 2020, opgesteld volgens IFRS en het persbericht van 23 februari 2022 met als titel “Jaarresultaten Elia Group: Het decennium van de elektrificatie bekrachtigen” zijn door verwijzing opgenomen in dit Prospectus en maken integraal deel uit van dit Prospectus, tenzij in de mate dat een verklaring in dit Prospectus een vroegere verklaring in een door verwijzing opgenomen document wijzigt of vervangt (hetzij uitdrukkelijk, hetzij impliciet of anderszins).

De onderstaande tabel wijst de relevante pagina’s aan van het Financieel Verslag 2021 dat de geauditeerde geconsolideerde jaarrekening van de Vennootschap voor het jaar afgesloten op 31 december 2021 bevat en dat in dit Prospectus wordt opgenomen door middel van verwijzing:

Geconsolideerde winst- en verliesrekening ................................................................... Pagina 66 Geconsolideerde winst-en verliesrekening en andere niet-gerealiseerde resultaten... Pagina 67 Geconsolideerde financiële positie ................................................................................ Pagina 68 Geconsolideerd overzicht van mutaties in het eigen vermogen ................................... Pagina 69 Geconsolideerd kasstroomoverzicht .............................................................................. Pagina 70

Toelichtingen bij de geconsolideerde jaarrekening ....................................................... Pagina 71 Verslag van het college van commissarissen over de geconsolideerde jaarrekening. Pagina 146 Financiële termen of alternatieve prestatiemaatstaven ................................................. Pagina 155

De onderstaande tabel wijst de relevante pagina’s aan van de geauditeerde geconsolideerde jaarrekening van de Vennootschap voor het jaar afgesloten op 31 december 2020 die in dit Prospectus zijn opgenomen door middel van verwijzing:

Geconsolideerde winst- en verliesrekening ................................................................... Pagina 64 Geconsolideerde winst- en verliesrekening en ander niet-gerealiseerde resultaten.... Pagina 65 Geconsolideerde financiële positie ................................................................................ Pagina 66 Geconsolideerd overzicht van mutaties in het eigen vermogen ................................... Pagina 67 Geconsolideerd kasstroomoverzicht .............................................................................. Pagina 68

Toelichtingen bij de geconsolideerde jaarrekening ....................................................... Pagina 69 Verslag van het college van commissarissen over de geconsolideerde jaarrekening. Pagina 144

Alle informatie die niet in bovenstaande tabellen wordt opgenomen, maar door middel van verwijzing in het document is opgenomen, wordt slechts voor informatiedoeleinden meegedeeld.

De informatie opgenomen door verwijzing is beschikbaar op de website van de Vennootschap (xxx.xxxxxxxxx.xx).

Sommige cijfers die werden opgenomen in dit Prospectus zijn afgerond. Bijgevolg is het mogelijk dat in bepaalde tabellen sommige totaalcijfers niet de exacte rekenkundige som zijn van de getallen die eraan voorafgaan.

Informatie over vreemde valuta’s

In dit Prospectus verwijst “EUR” of “€” naar de munteenheid van de Lidstaten van de Europese Unie die deel uitmaken van de Europese Monetaire Unie, en verwijst “US dollar” of “$” of “USD” naar de munteenheid van de Verenigde Staten.

AFDWINGBAARHEID VAN BURGERRECHTELIJKE AANSPRAKELIJKHEID

De documenten betreffende de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips zullen worden beheerst door het Belgische recht. De Vennootschap onderwerpt zich uitdrukkelijk aan de bevoegdheid van de rechtbanken van België in het kader van enige rechtszaak, vordering of procedure voor de handhaving van de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en/of Scrips.

De Vennootschap is een naamloze vennootschap, onderworpen aan het Belgische recht. Alle bestuurders en kaderleden van de Vennootschap verblijven buiten de Verenigde Staten. Bovendien bevindt een aanzienlijk deel van de activa van deze personen en van de activa van de Vennootschap zich buiten de Verenigde Staten. Het kan daardoor voor beleggers moeilijk of onmogelijk zijn om binnen de Verenigde Staten een dagvaarding te betekenen aan de in dit document genoemde bestuurders of kaderleden van de Vennootschap, of om in Amerikaanse rechtbanken vonnissen tegen bestuurders of kaderleden van de Vennootschap van rechtbanken buiten de Verenigde Staten ten uitvoer te leggen.

De Verenigde Staten en België hebben op dit moment geen verdrag tot wederzijdse erkenning en tenuitvoerlegging van vonnissen (andere dan arbitrale uitspraken) in burgerlijke of handelszaken. Bijgevolg zou een eindvonnis tot betaling uitgesproken door een federale rechtbank of rechtbank op staatsniveau op basis van burgerlijke aansprakelijkheid, al dan niet louter gebaseerd op de Amerikaanse federale effectenwetgeving, niet automatisch erkend worden of uitvoerbaar zijn in België. Om een vonnis van een Amerikaanse rechtbank in België ten uitvoer te leggen, moet een procedure worden ingeleid volgens gemeen recht voor een bevoegde rechtbank in België door middel van een rechtszaak met betrekking tot het vonnis van de Amerikaanse rechtbank. Bij een dergelijke rechtszaak zal een Belgische rechtbank zich doorgaans niet uitspreken (behoudens de volgende zin) over de grond van de oorspronkelijke zaak die is uitgesproken door een Amerikaanse rechtbank en zal zij zich in een summiere procesorde uitspreken op basis van het feit dat er geen redelijk vooruitzicht is voor een verdediging tegen de betalingsvordering. De uitvaardiging van een uitvoeringsbevel door een Belgische rechtbank hangt doorgaans af van onder andere het volgende:

* de Amerikaanse rechtbank was bevoegd inzake de oorspronkelijke procedure krachtens de Belgische conflictenregels;

* het vonnis van de Amerikaanse rechtbank heeft kracht van gewijsde inzake de behandeling ten gronde in de rechtbank waar het vonnis werd uitgevaardigd;

* het vonnis van de Amerikaanse rechtbank betreft een bepaald geldbedrag;

* het vonnis van de Amerikaanse rechtbank betreft geen bedrag dat verschuldigd is inzake een belasting of een andere heffing in het kader van een boete of andere boetebepaling;

* het vonnis van de Amerikaanse rechtbank betreft geen meervoudige schadevergoeding die is ontstaan door de verdubbeling, verdrievoudiging of andere vermenigvuldiging van een bedrag toegewezen als vergoeding voor geleden verliezen of schade;

* het vonnis is niet verkregen door de fraude van de partij die er voordeel bij heeft en is niet beïnvloed door fraude van de Amerikaanse rechtbank zelf;

* er is geen voorafgaande andersluidende beslissing geweest van een Belgische rechtbank tussen dezelfde partijen;

* het vonnis is niet verkregen in het kader van een procedure die een inbreuk vormde op de principes van behoorlijke rechtspleging; en

* het vonnis van de Amerikaanse rechtbank gaat niet op een andere wijze in tegen de Belgische openbare orde.

Met inachtneming van het voorgaande zijn beleggers mogelijk in staat in België tenuitvoerlegging te verkrijgen van beslissingen in burgerlijke en handelszaken van Amerikaanse federale of staatsrechtbanken. De Vennootschap kan de beleggers echter niet verzekeren dat dergelijke vonnissen erkend zullen worden of afdwingbaar zullen zijn in België. Daarenboven bestaat er twijfel of een Belgische rechtbank haar bevoegdheid zou aanvaarden en burgerlijke aansprakelijkheid zou opleggen in een oorspronkelijke rechtszaak die werd ingeleid in België maar louter gebaseerd is op de Amerikaanse federale effectenwetgeving.

TOEKOMSTGERICHTE VERKLARINGEN

Bepaalde verklaringen in dit Prospectus (met inbegrip van informatie opgenomen door middel van verwijzing in dit Prospectus) zijn geen historische feiten en zijn toekomstgerichte verklaringen. Toekomstgerichte verklaringen komen terug op verschillende locaties zoals, maar niet beperkt tot, onder de rubrieken “Samenvatting” en “Risicofactoren” en de rubrieken “Gerechtelijke en arbitrageprocedures van de Groep” en “Vooruitzichten 2022”. Van tijd tot tijd kan de Vennootschap schriftelijke of mondelinge toekomstgerichte verklaringen doen in verslagen aan de aandeelhouders en in andere mededelingen. Toekomstgerichte verklaringen omvatten verklaringen over de plannen, doelstellingen, strategieën, toekomstige gebeurtenissen, toekomstige inkomsten of prestaties, investeringsuitgaven, financieringsbehoeften, plannen voor of intenties tot overnames, concurrentievoordelen en -nadelen, bedrijfsstrategieën van de Vennootschap en de trends die de Vennootschap verwacht in de sector en in de politieke en juridische omgeving waarin ze actief is, en andere informatie die geen historische informatie is.

Woorden als “geloven”, “voorzien”, “schatten”, “verwachten”, “voornemen”, “voorspellen”, “plannen”, “kunnen”, “mogelijk”, “zullen”, “is van plan” en soortgelijke uitdrukkingen zijn bedoeld om toekomstgerichte verklaringen te identificeren, maar zijn niet de enige manier om dergelijke verklaringen te herkennen.

Door hun aard houden toekomstgerichte verklaringen inherente risico’s en onzekerheden in, zowel algemene als specifieke, en bestaat het risico dat de voorspellingen, verwachtingen, ramingen en andere toekomstgerichte verklaringen niet worden verwezenlijkt. Deze risico’s, onzekerheden en andere factoren omvatten, onder andere, de risico’s opgesomd onder de titel “Samenvatting” en in de rubriek “Risicofactoren”. Xxxxxxxxx dienen zich ervan bewust te zijn dat een aantal belangrijke factoren ertoe kunnen leiden dat de werkelijke resultaten wezenlijk verschillen van de plannen, doelstellingen, verwachtingen, schattingen en intenties die worden uitgedrukt in dergelijke toekomstgerichte verklaringen.

Wanneer beleggers vertrouwen op toekomstgerichte verklaringen, dienen ze zorgvuldig de voorafgaande factoren en andere onzekerheden en gebeurtenissen in overweging te nemen, vooral in het licht van de politieke, economische, sociale, sectorale en juridische omgeving waarin de Vennootschap actief is. Dergelijke toekomstgerichte verklaringen gelden alleen op de datum waarop ze worden gedaan. De Vennootschap neemt bijgevolg geen enkele verplichting op zich om deze verklaringen bij te werken of te herzien op basis van nieuwe informatie, toekomstige gebeurtenissen of anderszins, tenzij dat wordt vereist door de toepasselijke wet- of regelgeving. De Vennootschap geeft geen enkele verklaring, waarborg of voorspelling dat de resultaten die volgens dergelijke toekomstgerichte verklaringen worden verwacht, zullen worden verwezenlijkt, en dergelijke toekomstgerichte verklaringen vertegenwoordigen, in elk geval, slechts één van de vele mogelijke scenario’s.

INHOUDSTAFEL

Pagina

BESCHIKBARE INFORMATIE ................................................................................................ 9

SAMENVATTING..................................................................................................................... 15

RISICOFACTOREN ................................................................................................................. 22

REDENEN VAN DE AANBIEDING EN AANWENDING VAN DE OPBRENGSTEN ............ 42

KAPITALISATIE EN SCHULDENLAST................................................................................... 43

DE ACTIVITEITEN VAN DE GROEP...................................................................................... 46

GESELECTEERDE FINANCIËLE INFORMATIE.................................................................... 106

DIVIDENDEN EN DIVIDENDBELEID ..................................................................................... 110

MANAGEMENT EN BESTUUR .............................................................................................. 112

RELATIE MET BELANGRIJKE AANDEELHOUDERS EN TRANSACTIES MET

VERBONDEN PARTIJEN........................................................................................................ 135

BESCHRIJVING VAN HET AANDELENKAPITAAL EN VAN DE STATUTEN....................... 138

BELASTINGSTELSEL............................................................................................................. 152

INFORMATIE OVER DE AANBIEDING.................................................................................. 172

PLAN VAN VERDELING EN TOEWIJZING VAN DE NIEUWE AANDELEN........................ 181

DEFINITIES EN GLOSSARIUM VAN GESELECTEERDE TERMEN ................................... 188

1 Inleiding en waarschuwingen

SAMENVATTING

Naam en international securities identification number (ISIN) van de effecten. De Nieuwe Aandelen zullen naar verwachting worden verhandeld op Euronext Brussels onder het verhandelingssymbool “ELI” met ISIN-code BE0003822393. De Voorkeurrechten zullen worden verhandeld onder ISIN-code BE0970178811.

Identiteit, contactgegevens en legal entity identifier (LEI) van de emittent. Elia Group NV (voorheen Elia System Operator NV) is een naamloze vennootschap die op 20 december 2001 naar Belgisch recht werd opgericht middels een akte die op 3 januari 2002 werd gepubliceerd in de Bijlage van het Belgisch Staatsblad onder referentie 20020103-1764. Haar maatschappelijke zetel is gevestigd te Xxxxxxxxxxx 00, 0000 Xxxxxxx, Xxxxxx (telefoonnummer: x00 (0)0 000 00 00) en zij is ingeschreven in het Rechtspersonenregister van Brussel onder nummer 0476.388.378. De LEI van de Vennootschap is 549300S1MP1NFDIKT460. De aandelen van de Vennootschap worden genoteerd op Euronext Brussels. De website van de Vennootschap is toegankelijk via xxx.xxxxxxxxx.xx.

Bevoegde autoriteit die het Prospectus goedkeurt. Belgische Autoriteit voor Financiële Diensten en Markten (FSMA), Xxxxxxxxxxxxx 00-00, 0000 Xxxxxxx, Xxxxxx, met telefoonnummer x00 (0)0 000 00 00.

Datum van goedkeuring van het Prospectus. De FSMA heeft de Engelstalige versie van dit Prospectus op 14 juni 2022 goedgekeurd in overeenstemming met artikel 20 van de Prospectusverordening.

Waarschuwingen. Deze samenvatting moet worden gelezen als een inleiding tot het Prospectus. Elke beslissing om in de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten of Scrips te investeren moet worden gebaseerd op een evaluatie door de belegger van dit Prospectus als een geheel. Een belegger zou het geïnvesteerde kapitaal geheel of gedeeltelijk kunnen verliezen. Indien er met betrekking tot de informatie opgenomen in het Prospectus een rechtsvordering wordt ingesteld bij een rechtbank, zou het kunnen dat de belegger als eisende partij, overeenkomstig de nationale wetgeving, de kosten moet dragen voor de vertaling van het Prospectus vooraleer de gerechtelijke procedure kan worden aangevangen. Enkel de personen die verantwoordelijk zijn voor deze samenvatting en elke vertaling hiervan zijn burgerrechtelijk aansprakelijk indien de samenvatting misleidend, onnauwkeurig of inconsistent is wanneer ze samen met de andere delen van dit Prospectus wordt gelezen of wanneer ze, indien ze samen met de andere delen van dit Prospectus wordt gelezen, geen wezenlijke informatie verschaft om beleggers te helpen wanneer zij overwegen om al dan niet in de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten of Scrips te investeren.

2 Belangrijke informatie over de emittent

2.1 Wie is de emittent van de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten of de Scrips?

Identiteit van de emittent. Elia Group NV (voorheen Elia System Operator NV) is een naamloze vennootschap opgericht naar en bestaand onder Belgisch recht. De Vennootschap is ingeschreven in het Rechtspersonenregister (Brussel) onder ondernemingsnummer 0476.388.378. De maatschappelijke zetel van de Vennootschap is gevestigd te Xxxxxxxxxxx 00, 0000 Xxxxxxx, Xxxxxx. De LEI van de Vennootschap is 549300S1MP1NFDIKT460.

Hoofdactiviteiten.

Met haar twee gereguleerde transmissiesysteembeheerders (Elia Transmission Belgium (“ETB”) in België en “50Hertz” in Duitsland) beheert Elia Group 19.192 km aan hoogspanningsverbindingen die 30 miljoen eindgebruikers van elektriciteit voorzien en die talrijke interconnectoren met naburige Europese landen en het Verenigd Koninkrijk exploiteren. De Groep is actief in vier kernactiviteiten:

* Netbeheer – Elia en 50Hertz bereiden zich voor om de infrastructuur van de toekomst te leveren door de ontwikkeling, de bouw en het onderhoud van de transmissienetten op basis van langetermijnbehoeften, door aanzienlijk te investeren in de integratie van hernieuwbare energie, de ontwikkeling van een offshore hoogspanningsnet en de aanleg van interconnectoren om de integratie van de Europese energiemarkt te bevorderen.

* Systeembeheer – Elia Group handhaaft de balans van het systeem met het oog op een betrouwbare stroomvoorziening en het efficient operationeel beheer van haar netten door real-time monitoring van het elektriciteitssysteem.

* Marktfacilitering – Elia Group maakt deel uit van de Europese geïntegreerde markten en speelt een rol in de bevordering van de integratie van de Europese energiemarkt door diensten en mechanismen te ontwikkelen waarmee de markt handel kan drijven op verschillende platformen, wat economische voordelen biedt.

* Trusteeship – de wettelijke verantwoordelijkheid voor de coördinatie en verwerking van nationale heffingsstelsels die de integratie van hernieuwbare energie in het energiesysteem integreert, ligt bij ETB in België en 50Hertz in Duitsland.

Belangrijke effectenhouders. In de volgende tabel is informatie opgenomen over de aandeelhouders van de Vennootschap op de datum van dit Prospectus. Het aandeelhouderschap van Publi-T geeft haar momenteel het

recht om kandidaten voor te stellen voor de helft van de leden van de Raad van Bestuur van de Vennootschap. Volgens de statuten van de Vennootschap en de Aandeelhoudersovereenkomst kan Publi-T op basis van haar aandeelhouderschap en haar vertegenwoordiging in de Raad van Bestuur bepaalde besluiten van de Raad van Bestuur en alle besluiten van de aandeelhouders blokkeren. De Vennootschap wordt dus rechtstreeks gecontroleerd door Publi-T.

Aandeelhouders	Soorten aandelen(3)	Aandelen	% Aandelen	% Stemrechten
Publi-T................................................	B en C	30.806.445(1)	44,82	44,82
Publipart ............................................	A en B	2.280.231(2)	3,32	3,32
Belfius Verzekeringen .......................	B	714.357	1,04	1,04
Katoen Natie groep ..........................	B	6.839.737(4)	9,96	9,96
Interfin. ..............................................	B	2.598.143	3,78	3,78
Andere Free float..............................	B	25.489.142	37,08	37,08
Totaal Aantal Aandelen..................	A, B en C	68.728.055(3)	100	100

(1) Waarvan 30.722.070 aandelen van soort C en 84.375 aandelen van soort B.

(2) Waarvan 1.717.600 aandelen van soort A en 562.631 aandelen van soort B.

(3) Waarvan 1.717.600 aandelen van soort A; 36.288.385 aandelen van soort B; en 30.722.070 aandelen van soort C.

(4) Bij brief van 7 juni 2022 heeft de Katoen Natie groep de Vennootschap geïnformeerd dat zij nogmaals 3.682.113 aandelen van soort B heeft verworven (zonder een nieuwe transparantiekennisgeving te hoeven doen aangezien er geen enkele toepasselijke drempel wordt overschreden). Samen met de laatste transparantiekennisgeving die eerder door de Katoen Natie groep werd gedaan, brengt dit het totaal aandelen van soort B in het bezit van de Katoen Natie groep op 6.839.737.

Belangrijke bestuurders. De Raad van Bestuur is samengesteld uit ten minste tien (10) en ten hoogste veertien (14) leden, waaronder (i) ten hoogste zeven (7) bestuurders benoemd op voorstel van de houders van aandelen van soort A en soort C, voor zover de aandelen van soort A en soort C van de Vennootschap, alleen of gezamenlijk, meer dan 30 procent van haar kapitaal vertegenwoordigen; en (ii) de overige bestuurders, van wie er ten minste drie (3) onafhankelijk bestuurder moeten zijn in de zin van artikel 7:87 van het Wetboek van vennootschappen en verenigingen (“WVV”), benoemd door de Algemene Aandeelhoudersvergadering op aanbeveling van de Raad van Bestuur, na advies van het Benoemingscomité. Alle bestuurders moeten niet- uitvoerende bestuurders zijn (d.w.z. personen die geen dagelijkse leidinggevende taken hebben in de Vennootschap of in een van haar dochterondernemingen). De huidige leden van de Raad van Bestuur zijn: (i) Xxxxxx Xxxx; (ii) Xxxxxx Xx Xxxx; (iii) Xxxxxxxx xx X’Xxxxxxxx; (iv) Xxx Xx Xxxxxxxxx; (v) Xxxxx Xxxxx;

(vi) Xxxxxx Xxxxxxx; (vii) Xxxxxx Xxxxxxxx; (viii) Xxxxxxx Xxxxxx; (ix) Xxxxxxx Xxxxxxxx; (x) Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx;

(xi) Xxxx Xxxxxxxx; (xii) Xxxxxxx Xxx Xxxxx; (xiii) Xxxxx Xxxxxxxx en (xiv) Interfin CV, vertegenwoordigd door haar permanente vertegenwoordiger Xxxxxxx Xxxxxxxx.

Commissaris. De huidige commissarissen van de Vennootschap zijn (i) Ernst & Young Réviseurs d’Entreprises/ Bedrijfsrevisoren BV, met de rechtsvorm van een besloten vennootschap opgericht naar en bestaand onder Belgisch recht, met haar maatschappelijke zetel te Xx Xxxxxxxxx 0, X-0000 Xxxxxx, vertegenwoordigd door Xxxx Xxxxx en (ii) BDO Réviseurs d’Entreprises/BDO Bedrijfsrevisoren BV, met de rechtsvorm van een besloten vennootschap opgericht naar en bestaand onder Belgisch recht, met haar maatschappelijke zetel te Xx Xxxxxxxxx 0/X0, X-0000 Xxxxxxxx, vertegenwoordigd door Xxxxx Xxxx.

2.2 Wat is de belangrijke financiële informatie over de emmitent? Geselecteerde financiële informatie.

31 dec

2021

31 dec

2020

(miljoen EUR)

Opbrengst ........................................................................................................................	2.551,3	2.209,6
Resultaten uit bedrijfsactiviteiten ....................................................................................	490,7	569,3
Nettowinst (toekomend aan houders van eigen-vermogensinstrumenten van de
moederonderneming, incl. hybride effecten maar exclusief minderheidsbelangen
zonder controle)...............................................................................................................	295,2	269,4
Winst per aandeel ...........................................................................................................	4,02	3,64

31 dec

2021

31 dec

2020

(miljoen EUR)
Totale activa.....................................................................................................................	18.144,3	15.165,6
Eigen vermogen toerekenbaar aan eigenaars van de Vennootschap ...........................	4.552,0	4.173,2
	31 dec	31 dec
	2021	2020
(miljoen EUR)
Netto geldmiddelen van bedrijfsactiviteiten ....................................................................	3.953,3	(736,4)
Netto geldmiddelen gebruikt in investeringsactiviteiten .................................................	(1.153,4)	(1.049,2)
Netto kasstroom (gebruikt in) financieringsactiviteiten...................................................	(340,6)	1.400,7
Netto stijging (daling) in kasmiddelen en kasequivalenten ............................................	2.459,3	(384,9)
Netto variaties in kasmiddelen en kasequivalenten .......................................................	2.459,3	(384,9)

Andere financiële informatie. Er wordt geen pro forma financiële informatie verstrekt in het Prospectus. Er is geen voorbehoud gemaakt in het auditverslag betreffende de historische financiële informatie.

2.3 Wat zijn de belangrijke risico’s die specifiek zijn aan de emittent?

Hierna volgt een selectie van de belangrijke risico’s die, alleen of in combinatie met andere gevallen of omstandigheden, een materiële negatieve impact kunnen hebben op de bedrijfsactiviteiten, de financiële toestand, de bedrijfsresultaten en de vooruitzichten van de Vennootschap. Over het algemeen is de Vennootschap onderworpen aan drie risicocategorieën:

(i) Risico’s in verband met het regelgevend kader waarbinnen de Groep actief is:

* De Groep is onderworpen aan uitgebreide regelgeving en haar inkomsten zijn voor een groot deel afhankelijk van de toepasselijke tariefmethodologie in haar kernmarkten, die onderhevig zijn aan mogelijke wijzigingen en periodieke herzieningen.

* De TNB-vergunningen en certificeringen die nodig zijn voor de activiteiten van de Groep kunnen ingetrokken of gewijzigd worden; en

* Via haar twee TNBs is de Groep onderworpen aan bepaalde trusteeverplichtingen die haar werkkapitaal negatief kunnen beïnvloeden.

(ii) Risico’s in verband met de activiteiten van de Groep en de continuïteit van de voorziening:

* Als de Groep er niet in slaagt om een evenwicht te handhaven tussen de vraag naar energie en het aanbod op het net, kan dit leiden tot het Afschakelen van Vermogen en aanzienlijke nadelige gevolgen hebben;

* De reputatie van de Groep kan onder verschillende omstandigheden worden geschaad, onder meer in geval van een tekort aan energie of als gevolg van een trager dan verwachte energietransitie;

* De toekomstige winst van de Groep zal gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar geplande projecten en organische groei te realiseren (CAPEX die bijdraagt tot de RAB), hetgeen op haar beurt afhangt van haar vermogen om de nodige vergunningen te verkrijgen zonder aanzienlijke kosten en/of vertragingen op te lopen;

* De Groep is afhankelijk van een beperkt aantal leveranciers en hun vermogen om tijdig infrastructuurwerken van goede kwaliteit te leveren;

* Onvoorziene gebeurtenissen en verstoringen van de bedrijfscontinuïteit, onder meer als gevolg van terreurdaden of sabotage, kunnen een nadelige invloed hebben op de bedrijfsresultaten van de Groep;

* Storingen in de informatie- en communicatietechnologie (ICT), cyberaanvallen, gegevensbeveiliging en beschermingsproblemen kunnen de bedrijfsresultaten van de Groep ongunstig beïnvloeden; en

* De Groep is onderworpen aan milieu- en ruimtelijke ordeningswetten, alsook aan toegenomen publieke verwachtingen en bezorgdheden, die haar vermogen om relevante vergunningen te verkrijgen en zijn voorzien investeringsprogramma te realiseren, kunnen belemmeren of kunnen resulteren in extra kosten.

(iii) Financiële en andere risico’s:

* Een verlaging van de kredietrating van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid kan een invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en op hun financiële positie; en

* Verschillende omstandigheden kunnen een invloed hebben op het vermogen van de Vennootschap om dividenden uit te keren of om te voldoen aan de doelstellingen van haar dividendbeleid.

3 Belangrijke informatie over de Aandelen, de Voorkeurrechten en de Scrips

3.1 Wat zijn de belangrijke kenmerken van de Aandelen, de Voorkeurrechten en de Scrips?

Type, klasse en ISIN. De Nieuwe Aandelen waarop wordt ingeschreven door een houder van soort A- aandelen, zullen soort A-aandelen zijn, op voorwaarde dat de Nieuwe Aandelen worden uitgegeven als gevolg van de uitoefening door die houder van zijn Voorkeurrechten losgekoppeld van soort A-aandelen. De Nieuwe Aandelen waarop wordt ingeschreven door een houder van soort C-aandelen, zullen soort C-aandelen zijn, op voorwaarde dat de Nieuwe Aandelen worden uitgegeven als gevolg van de uitoefening door die houder van zijn Voorkeurrechten losgekoppeld van soort C-aandelen. Een houder van verschillende soorten van aandelen kan geen Voorkeurrechten die losgekoppeld zijn van aandelen van een andere soort combineren om Nieuwe Aandelen te ontvangen. De Nieuwe Aandelen waarop wordt ingeschreven door iedere andere persoon, zullen soort B-aandelen zijn. De nieuwe soort B-aandelen zullen naar verwachting worden toegelaten tot de handel op Euronext Brussels onder dezelfde ISIN-code als de bestaande aandelen, namelijk BE0003822393.

Rechten verbonden aan de Nieuwe Aandelen, de Voorkeurrechten en de Scrips. Vanaf hun uitgiftedatum zullen de Nieuwe Aandelen onderworpen zijn aan alle bepalingen van de Statuten. De Nieuwe Aandelen zullen het recht inhouden op een dividend met betrekking tot het boekjaar dat aanving op 1 januari 2022 en zullen vanaf hun uitgiftedatum het recht inhouden op eventuele uitkeringen door de Vennootschap. Alle uitgegeven aandelen hebben identieke stem-, dividend- en liquidatierechten, tenzij anders is bepaald in de Statuten van de Vennootschap. In overeenstemming met de Statuten, worden aan aandelen van soort A en soort C bijzondere rechten toegekend betreffende de voordracht van kandidaten voor benoeming in de Raad van Bestuur en de stemming over aandeelhoudersbesluiten. De houders van Voorkeurrechten hebben het recht om zich in te schrijven op de Nieuwe Aandelen in de verhouding van 2 Nieuwe aandelen voor 29 Voorkeurrechten. De Voorkeurrechten die tijdens de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten niet zijn uitgeoefend, zullen worden omgezet in een gelijk aantal scrips (de “Scrips”). De Scrips zullen te koop worden aangeboden in een private plaatsing bij institutionele beleggers die naar verwachting zal starten op of omstreeks 24 juni 2022 en op diezelfde datum zal eindigen (de “Private Plaatsing van de Scrips”).

De Voorkeurrechten zijn extralegale Voorkeurrrechten, aangezien het wettelijk voorkeurrrecht van de Bestaande Aandeelhouders van de Vennootschap zoals uiteengezet in artikel 7:188 en volgende van het WVV met betrekking tot de Aanbieding buiten toepassing wordt gelaten. Vanuit een praktisch oogpunt verschillen de Voorkeurrechten niet wezenlijk van de wettelijke voorkeurrechten. Echter, als één van de uitzonderingen op de procedure die van toepassing zou zijn geweest indien de Aanbieding met wettelijke voorkeurrechten had plaatsgevonden, zal de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten een duur hebben van 8 dagen in plaats van 15 dagen.

Ranking. Alle Aandelen vertegenwoordigen een gelijk deel van het kapitaal van de Vennootschap en hebben dezelfde rang in het geval van insolventie van de Vennootschap. In het geval van insolventie, zijn de vorderingen van de houders van Aandelen achtergesteld ten opzichte van die van de schuldeisers van de Vennootschap.

Beperkingen op de vrije overdraagbaarheid. Soort B-aandelen zijn vrij overdraagbaar. Elke houder van soort A-aandelen of soort C-aandelen kan alle of een deel van zijn soort A-aandelen of soort C-aandelen vrij overdragen: (i) aan een verbonden of geassocieerde persoon zoals gedefinieerd in artikelen 1:20 en 1:21 van het WVV, die ermee instemt gebonden te zijn door de bepalingen van en de verplichtingen van de overdrager onder de Aandeelhoudersovereenkomst, zolang de Aandeelhoudersovereenkomst van kracht blijft; en (ii) aan de personen aangeduid in artikel 9.2 van de Statuten, mits aan de voorwaarden bepaald in de Aandeelhoudersovereenkomst wordt voldaan, inclusief het voorkooprecht van de andere aandeelhouders.

Dividendbeleid. In overeenstemming met artikel 7:211 WVV, vereist artikel 33 van de Statuten dat de Vennootschap elk jaar ten minste 5 procent van haar jaarlijkse nettowinst toewijst aan de vorming van een reservefonds, tot het reservefonds 10 procent van het kapitaal van de Vennootschap bedraagt. Op 21 maart 2019 heeft de Raad van Bestuur formeel het beleid goedgekeurd dat zij van plan is toe te passen bij het voorstellen van de dividenden aan de Algemene Aandeelhoudersvergadering. Onder dit beleid is het de bedoeling dat de groei van het dividend over het volledige jaar niet lager mag zijn dan de stijging van de Consumentenprijsindex (“inflatie”) in België. Wat de uitkeerbare winst betreft die het bedrag dat moet worden toegekend aan het reservefonds overstijgt, bepaalt artikel 33.1 van de Statuten dat in principe 85 procent van de jaarlijkse uitkeerbare winst wordt uitgekeerd als dividend, tenzij de aandeelhouders hierover anders beslissen op de Algemene Aandeelhoudersvergadering (met dien verstande dat de houders van soort A- aandelen en soort C-aandelen het eens moeten zijn met deze beslissing).

3.2 Waar zullen de Nieuwe Aandelen en de Voorkeurrechten worden verhandeld?

De Vennootschap biedt 4.739.865 nieuwe gewone aandelen aan (de “Nieuwe Aandelen”). Er is een aanvraag ingediend voor de toelating tot notering en verhandeling van de nieuwe soort B-aandelen op Euronext Brussels onder hetzelfde verhandelingssymbool “ELI” als voor de bestaande aandelen. Toelating van de soort B-

aandelen wordt naar verwachting aanvaard via Euroclear Bank NV, als beheerder van het Euroclear-systeem, onder ISIN-code BE0003822393. De aandelen van de Vennootschap worden verhandeld in euro. Er is ook een aanvraag ingediend voor de toelating tot notering en verhandeling van de Voorkeurrechten, die naar verwachting van 16 juni 2022 tot en met 23 juni 2022 zullen worden genoteerd en verhandeld op Euronext Brussels onder ISIN BE0970178811. Er zal geen aanvraag worden ingediend voor de toelating tot de handel van de Scrips.

3.3 Wat zijn de belangrijke risico’s die specifiek zijn aan de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips?

* De beurskoers van de aandelen van de Vennootschap kan volatiel zijn en kan dalen tot onder de Uitgifteprijs;

* De kapitaalverhoging kan lager zijn dan het voorgenomen Uitgiftebedrag indien niet volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven en er geen minimumbedrag voor de Aanbieding is vastgesteld; en

* Bepaalde belangrijke aandeelhouders van de Vennootschap na de Aanbieding kunnen belangen hebben die afwijken van die van de Vennootschap en zijn mogelijk in staat om de Vennootschap te controleren, met inbegrip van de uitkomst van een aandeelhoudersstemming.

4 Belangrijke informatie met betrekking tot de Aanbieding en de toelating tot de handel op een gereglementeerde markt

4.1 Onder welke voorwaarden en volgens welk tijdschema kan ik beleggen in de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten of Scrips?

Algemene voorwaarden van de Aanbieding. De Vennootschap heeft besloten om haar kapitaal in geld te verhogen met een bedrag van 590.113.192,50 EUR (met inbegrip van de uitgiftepremie), door middel van uitgifte van Nieuwe Aandelen met Voorkeurrecht toegekend aan de Bestaande Aandeelhouders bij sluiting van Euronext Brussels op 15 juni 2022. Er worden bij inschrijving maximaal 4.739.865 Nieuwe Aandelen aangeboden door uitoefening van de Voorkeurrechten in overeenstemming met de Ratio. Elk aandeel geeft de houder ervan bij sluiting van de notering op Euronext Brussels op 15 juni 2022 het recht om 1 Voorkeurrecht te ontvangen. De Uitgifteprijs bedraagt 124,50 EUR per Nieuw Aandeel. Er is geen minimum vastgesteld voor de Aanbieding. De Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten zal lopen van 16 juni 2022 tot en met 23 juni 2022, 16 uur CET. Na de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten mogen de Voorkeurrechten niet langer worden uitgeoefend of verhandeld en bijgevolg zullen de nadien ontvangen inschrijvingsaanvragen nietig zijn.

Op de Voltooiingsdatum van de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten zullen de niet-uitgeoefende Voorkeurrechten automatisch worden omgezet in een gelijk aantal Scrips en deze Scrips zullen via een private plaatsing worden verkocht aan institutionele beleggers. Via deze procedure zal er een vraagboek worden opgebouwd om één marktprijs voor de Scrips te vinden. Xxxxxxxxx die Scrips verwerven verbinden zich er onherroepelijk toe de Scrips uit te oefenen en bijgevolg in te schrijven op het overeenstemmende aantal Nieuwe Aandelen tegen de Uitgifteprijs en in overeenstemming met de Ratio. De Private plaatsing van de Xxxxxx zal naar verwachting één dag duren, en zal naar verwachting plaatsvinden op 24 juni 2022.

Bij brief van 14 juni 2022 heeft Publi-T zich onherroepelijk en onvoorwaardelijk verbonden ten opzichte van de Vennootschap om alle Voorkeurrechten uit te oefenen waarop zij recht heeft in de context van de Aanbieding met Voorkeurrechten en om in te schrijven op het resulterende aantal Nieuwe Aandelen.

Bij brief van 2 juni, 2022, heeft Publipart zich onherroepelijk en onvoorwaardelijk verbonden ten opzichte van de Vennootschap om alle Voorkeurrechten uit te oefenen waarop zij recht heeft in de context van de Aanbieding met Voorkeurrechten en om in te schrijven op het resulterende aantal Nieuwe Aandelen.

Indicatief tijdschema. De belangrijke gegevens in verband met de Aanbieding zijn in de volgende tabel samengevat. De Vennootschap mag de data en tijdstippen van de kapitaalverhoging en de periodes die in het tijdschema en in dit Prospectus zijn aangegeven, aanpassen. Indien de Vennootschap beslist om dergelijke data, tijdstippen of periodes aan te passen, zal zij Euronext Brussels op de hoogte brengen en beleggers informeren via een persbericht. Belangrijke wijzigingen aan dit Prospectus zullen worden gepubliceerd in een persbericht en als een aanvulling op dit Prospectus in de Belgische financiële pers en op de website van de Vennootschap.

Goedkeuring van het Prospectus door de FSMA T-1 14 juni 2022

Loskoppeling van coupon nr. 20 (die het Voorkeurrecht vertegenwoordigt) na sluiting van de markten ....................................................................................

Publicatie van het persbericht over de introductie en beschikbaarheid van het Prospectus voor het publiek.............................................................................

T 15 juni 2022

Verhandeling van aandelen “ex-rechten” ......................................................... T+1 16 juni 2022 Opening van de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten ..................... T+1 16 juni 2022 Notering van de Voorkeurrechten op Euronext Brussels ................................ T+1 16 juni 2022

Betaaldatum voor de houders van Voorkeurrechten op naam, uitgeoefend door inschrijvers................................................................................................

T+8 23 juni 2022

Voltooiingsdatum van de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten........ T+8 23 juni 2022

Einde van de notering van de Voorkeurrechten op Euronext Brussels .......... T+8 23 juni 2022

Aankondiging van de resultaten van de inschrijving met Voorkeurrechten via een persbericht .................................................................................................

T+9 24 juni 2022

Opschorting van de handel in Aandelen ......................................................... T+9 24 juni 2022

Versnelde private plaatsing van de Scrips ...................................................... T+9 24 juni 2022

Toewijzing van de Scrips en inschrijving met Scrips ...................................... T+9 24 juni 2022

Aankondiging via een persbericht van de resultaten van de inschrijving met Voorkeurrechten en met Scrips, en van de Netto-opbrengst van de Scrips die (in voorkomend geval) verschuldigd is aan houders van coupons nr. 20 en beëindiging van de opschorting van de handel in Aandelen ..........................

Betaaldatum voor de inschrijvers met uitgeoefende gedematerialiseerde Voorkeurrechten................................................................................................

T+9 24 juni 2022

Xx00 00 juni 2022

Uitvoering van de kapitaalverhoging ................................................................ Xx00 00 juni 2022 Levering van de Nieuwe Aandelen aan de inschrijvers .................................. Xx00 00 juni 2022

Notering van de soort B-aandelen op Euronext Brussels............................... Xx00 00 juni 2022 Betaling aan houders van niet-uitgeoefende Voorkeurrechten ....................... Xx00 00 juni 2022

Betaling van gelden en leveringsvoorwaarden van de Nieuwe Aandelen. De betaling van de inschrijvingen met gedematerialiseerde Voorkeurrechten zal naar verwachting plaatsvinden op of omstreeks 28 juni 2022 door het debiteren van de rekening van de inschrijver op dezelfde valutadatum (met inachtneming van de procedures van de desbetreffende financiële tussenpersoon). De betaling van de inschrijvingen met Voorkeurrechten op naam zal gebeuren door storting op een geblokkeerde rekening van de Vennootschap. De storting moet uiterlijk op 23 juni 2022, 16 uur CET op deze rekening ontvangen zijn, zoals aangegeven in de instructiebrief van de Vennootschap. De betaling van de inschrijvingen op de Private plaatsing van de Scrips zal naar verwachting plaatsvinden op of omstreeks 28 juni 2022. De betaling van de inschrijvingen op de Private Plaatsing van de Scrips zal plaatsvinden door levering tegen betaling. De levering van de Nieuwe Aandelen zal plaatsvinden op of omstreeks 28 juni 2022.

Underwritingovereenkomst. De Vennootschap en de Underwriters verwachten een Underwritingovereenkomst af te sluiten, hetgeen naar verwachting zal plaatsvinden op of omstreeks 24 juni 2022. Onder de bepalingen en voorwaarden van de Underwritingovereenkomst, zal elk van de Underwriters afzonderlijk en niet hoofdelijk een inspanningsverbintenis aangaan om de Aanbieding met Voorkeurrechten te onderschrijven door de betaling van alle Nieuwe Aandelen waarop werd ingeschreven in de Aanbieding met Voorkeurrechten te garanderen, met uitsluiting van (i) de Nieuwe Aandelen waartoe bepaalde Bestaande Aandeelhouders zich hebben verbonden om hierop in te schrijven ingevolge hun take-up verbintenissen en (ii) de Nieuwe Aandelen waarop wordt ingeschreven door de Bestaande Aandeelhouders van aandelen op naam.

Onder voorbehoud van de voorwaarden die in de Underwritingovereenkomst zullen worden opgenomen, zijn de relatieve verplichtingen van de Underwriters opgenomen in de onderstaande tabel:

Underwriter

Underwritingverbintenis

(%)

BNP Paribas Fortis NV 35%

KBC Securities NV 35%

Belfius Bank NV 15%

Goldman Sachs International 15%

De Underwriters zijn niet verplicht Nieuwe Aandelen te kopen vóór de uitvoering van de Underwritingovereenkomst.

Plan van verdeling. De Aanbieding wordt uitgevoerd met extralegale voorkeurrechten voor de Bestaande Aandeelhouders. De Voorkeurrechten worden toegewezen aan alle aandeelhouders van de Vennootschap bij sluiting van Euronext Brussels op 15 juni 2022, en elk aandeel in de Vennootschap zal de houder ervan recht geven op één Voorkeurrecht. Zowel de initiële houders van Voorkeurrechten en alle latere kopers van Voorkeurrechten, als enige kopers van Xxxxxx in het kader van de Private Plaatsing van de Scrips, kunnen inschrijven op de Nieuwe Aandelen, met inachtneming van de beperkingen volgens de toepasselijke effectenwetgeving. De Voorkeurrechten worden toegekend aan de Bestaande Aandeelhouders van de Vennootschap en mogen alleen worden uitgeoefend door de Bestaande Aandeelhouders van de Vennootschap (of latere kopers van de Voorkeurrechten) die dit volgens enige wet die op hen van toepassing is wettelijk kunnen doen. De Vennootschap heeft geen enkele maatregel genomen om enige aanbieding van Voorkeurrechten of Nieuwe Aandelen die als gevolg van de uitoefening van Voorkeurrechten moeten worden uitgegeven, toe te staan mogelijk te maken in enige andere jurisdictie dan België of Duitsland. De Scrips, en de Nieuwe Aandelen die moeten worden uitgegeven als gevolg van de uitoefening van de Scrips in het kader van de Private Plaatsing van de Scrips, worden enkel aangeboden via een versnelde “bookbuilding” private plaatsing aan beleggers in België en via een vrijgestelde private plaatsing in zulke andere jurisdicties die door de Vennootschap zullen worden bepaald in overleg met de Underwriters. De Scrips, en de Nieuwe Aandelen

die moeten worden uitgegeven als gevolg van de uitoefening van de Scrips in het kader van de Private Plaatsing van de Scrips, worden niet aangeboden aan enige andere personen of in enige andere jurisdictie.

Geschatte kosten. De kosten in verband met de Aanbieding met Voorkeurrechten, die de Vennootschap zal betalen, worden geschat op maximaal 6.134.505 EUR en omvatten onder andere underwritingvergoedingen en commissies ten bedrage van 4.699.505 EUR, de vergoedingen verschuldigd aan de FSMA en Euronext Brussels, juridische en administratieve kosten, alsook publicatiekosten.

Verwatering. In de veronderstelling dat een Bestaande Aandeelhouder die vóór de Aanbieding met Voorkeurrechten 1,0% van het kapitaal van de Vennootschap aanhoudt niet inschrijft op de Nieuwe Aandelen, zou de deelneming van die Bestaande Aandeelhouder in het kapitaal van de Vennootschap als gevolg van de Aanbieding met Voorkeurrechten dalen tot 0,94%, in de veronderstelling van de uitgifte van 4.739.865 Nieuwe Aandelen. Als een aandeelhouder alle aan hem toegewezen Voorkeurrechten uitoefent, zal er geen verwatering zijn op het vlak van deelname in het kapitaal van de Vennootschap of op het vlak van zijn dividendrechten. Echter, in de mate dat een aandeelhouder een aantal Voorkeurrechten toegekend krijgt dat hem geen recht geeft op een rond aantal Nieuwe Aandelen in overeenstemming met de Ratio, kan deze aandeelhouder een lichte verwatering ondergaan indien hij de ontbrekende Voorkeurrechten niet verwerft op de secundaire markt en deze vervolgens niet uitoefent.

4.2 Waarom wordt dit Prospectus opgesteld?

Redenen voor de Aanbieding. Het hoofddoel van de Aanbieding is het financieren van de organische groei van de Vennootschap en het ondersteunen van de strategie van de Vennootschap. De Aanbieding zal de balans van de Vennootschap versterken en de financiering van de CAPEX-programma’s van ETB en 50Hertz ondersteunen.

Bestemming van de opbrengsten. Als er volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven, zal de netto- opbrengst van de Aanbieding hoofdzakelijk als volgt worden gebruikt:

* 300 miljoen EUR: voor de financiering van de gereguleerde activiteiten in België, voornamelijk de verwezenlijking van het CAPEX-programma (via een verhoging van het eigen-vermogensaandeel in ETB) in overeenstemming met de gearing-ratio zoals gedefinieerd in het regelgevend kader dat van toepassing is in België.

* 200 miljoen EUR: om de gereguleerde activiteiten te financieren, voornamelijk de uitvoering van het CAPEX-programma in Duitsland (via een verhoging van het eigen-vermogensaandeel in Eurogrid GmbH, de holdingmaatschappij boven 50Hertz) om de balans te versterken.

* Het resterende deel van de opbrengst van de Aanbieding zal worden gebruikt voor algemene bedrijfsdoeleinden van de Vennootschap.

De Vennootschap heeft het recht om over te gaan tot een kapitaalverhoging voor een verlaagd bedrag. Er is geen minimumbedrag vastgesteld voor de Aanbieding.

Geschatte netto-opbrengst. Als er volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven, wordt de bruto-opbrengst van de uitgifte van Nieuwe Aandelen geraamd op circa 590.113.192,50 EUR. De netto-opbrengst van de uitgifte van Nieuwe Aandelen wordt geraamd op circa 583.978.687,50 EUR.

Materiële tegenstrijdige belangen met betrekking tot de Aanbieding en toelating. Behalve de Underwriters is er geen natuurlijke of rechtspersoon betrokken bij de Aanbieding die een belang heeft dat wezenlijk is voor de Aanbieding. De Underwriters zullen naar verwachting op of omstreeks 24 juni 2022 een Underwritingovereenkomst sluiten met de Vennootschap. Zowel Belfius als BNP Paribas Fortis hebben langetermijnkredietlijnen met de Vennootschap en Belfius Verzekeringen is één van de belangrijke aandeelhouders van de Vennootschap (1,04%). Bijzondere aandacht zal worden besteed aan het belangenconflict en de bekendmaking ervan aan beleggers.

RISICOFACTOREN

Een belegging in de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips houdt aanzienlijke risico’s in. U dient de volgende informatie over bepaalde van deze risico’s, samen met de informatie in dit Prospectus, zorgvuldig te overwegen alvorens te beslissen om in te schrijven op Nieuwe Aandelen. Als een van de volgende risico’s zich werkelijk voordoet, kan dit een nadelige invloed hebben op de activiteiten, de bedrijfsresultaten, de financiële toestand en de vooruitzichten van de Groep. In dat geval kan de aandelenkoers van de Vennootschap dalen en kunnen inschrijvers op de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips hun belegging geheel of gedeeltelijk verliezen. Alvorens een beleggingsbeslissing te nemen met betrekking tot Nieuwe Aandelen, moeten potentiële beleggers hun eigen effectenmakelaar, bankmanager, advocaat, commissaris of andere financiële, juridische en fiscale adviseurs raadplegen en de risico’s die gepaard gaan met een belegging in de Nieuwe Aandelen, Voorkeurrechten en Scrips zorgvuldig beoordelen, en moeten zij een dergelijke beleggingsbeslissing overwegen in het licht van hun eigen omstandigheden.

De risico’s en onzekerheden, die de Vennootschap als materieel beschouwt, zijn hieronder beschreven. Het is echter mogelijk dat deze risico’s en onzekerheden niet de enige zijn waarmee de Groep wordt geconfronteerd. Bijkomende risico’s en onzekerheden, inclusief risico’s en onzekerheden die op dit moment niet bekend zijn of als niet materieel worden beschouwd, kunnen dezelfde gevolgen hebben als hierboven beschreven.

De hier gepresenteerde risicofactoren zijn op basis van hun aard in categorieën ingedeeld. Binnen iedere categorie worden de risicofactoren die op basis van een algemene evaluatie van de criteria van de Prospectusverordening en volgens de beoordeling van de Vennootschap over de materialiteit van het risico het meest materieel worden geacht, eerst weergegeven. Bovendien houdt de volgorde van de categorieën geen evaluatie in van de materialiteit van de categorieën zelf, en evenmin van de relatieve materialiteit van de risicofactoren binnen een bepaalde categorie in vergelijking met de risicofactoren in een andere categorie.

Risico in verband met het regelgevend kader waarbinnen de Groep actief is

De Groep is onderworpen aan uitgebreide regelgeving en haar inkomsten zijn voor een groot deel afhankelijk van de toepasselijke tariefmethodologie in haar kernmarkten, die onderhevig zijn aan mogelijke wijzigingen en periodieke herzieningen

Als beheerder van het elektriciteitstransmissienet is de Groep onderworpen aan een uitgebreid geheel van Europese, federale en regionale wet- en regelgeving en toezicht, onder meer met betrekking tot de transmissietarieven die van toepassing zijn op het gebruik van het transmissienet. Deze wet- en regelgeving, evenals de interpretatie daarvan door de bevoegde instanties, is onderhevig aan veranderingen en ontwikkelingen in de tijd, deels om in te spelen op een veranderende omgeving en veranderende maatschappelijke verwachtingen. Ongeplande of nadelige veranderingen in het regelgevend kader of afwijkende interpretaties binnen regulatoire, wettelijke of beleidsmechanismen (onder meer met betrekking tot de tarieven, stimulansen, hernieuwbare energie doelstellingen en exploitatieregels) kunnen strijdig zijn met de bestaande en beoogde strategie van de Groep en een aanzienlijke financiële en organisatorische impact hebben op de Groep.

Ongeveer 94 procent van de opbrengsten van de Groep worden gegenereerd door tarieven die van toepassing zijn op de elektriciteitsnetten die de Groep exploiteert. Deze worden bepaald door de tariefmethodologie die door de regelgevers wordt vastgesteld, doorgaans voor perioden van vier jaar in België en vijf jaar in Duitsland. Bovendien zijn sommige parameters voor de bepaling van het regulatoir rendement van de gereguleerde dochterondernemingen van de Vennootschap onderhevig aan specifieke onzekerheden die een negatieve invloed kunnen hebben op de winst van de Groep.

Regelgeving betreffende de vaststelling van tarieven – België

Het overgrote deel van de opbrengsten (ongeveer 94,3 procent) en de winst (ongeveer 99 procent) van Elia Transmission Belgium NV (“ETB”) wordt gegenereerd door de nettarieven die worden vastgesteld in overeenstemming met de geldende wetgeving en met de tariefmethodologie zoals vastgelegd door de Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas (“CREG”), die op haar beurt gebaseerd is op de tarief richtsnoeren van de Wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (de “Elektriciteitswet”). De huidige tariefmethodologie is tot eind 2023 van kracht. Toekomstige veranderingen in het Belgisch federaal regulatoir kader kunnen

een negatieve impact hebben op de winstgevendheid en op de activiteiten van de Vennootschap (zie “Activiteiten van de Groep – Regelgevingskader”).

De openbare raadpleging met betrekking tot de tariefmethodologie voor de volgende vierjarige periode vanaf 2024 (2024-2027) is van start gegaan op 21 april 2022 en de definitieve tariefmethodologie voor 2024-2027 zal naar verwachting uiterlijk op 30 juni 2022 worden aangenomen. Het wordt verwacht dat de nieuwe methodologie grotendeels zal gebaseerd worden op dezelfde drijfveren als die welke in de tariefmethodologie voor de periode 2020-2023 werden bepaald, behoudens enkele wijzigingen (zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Tariefmethodologie van toepassing op de tariefperiode 2024-2027”). Sommige van de parameters en elementen van de methodologie zijn mogelijk onderhevig aan specifieke onzekerheden en interpretatie onzekerheden die een positieve of negatieve invloed kunnen hebben op de financiële positie van de Groep. Naar verwachting zal de CREG het tarief voor de volgende regulatoire periode (2024-2027) vóór het einde van het jaar 2023 bekendmaken. Een tariefmethodologie die een lagere vergoeding zou inhouden, zal een negatief effect hebben op de financiële positie van de Groep. De vergoeding is gebaseerd op een aantal parameters en stimulansen die elk een positieve of negatieve invloed kunnen hebben. Niettemin kan een daling van het rendement op eigen vermogen als gevolg van het nieuwe regelgevingskader op haar beurt een negatieve invloed hebben op de capaciteit van de Groep om eigen vermogen aan te trekken. Bovendien, als ETB niet langer in staat is om te voldoen aan de beoogde 40/60-verhouding tussen eigen vermogen en vreemd vermogen, kan dit een invloed hebben op de rentabiliteit van de Vennootschap, alsook op haar kredietbeoordelingsprofiel (zie risicofactor ” Een verlaging van de kredietrating van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid kan een invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en op hun financiële positie”). Op basis van de parameters zoals die thans in de ontwerpmethodologie voor de periode 2024-2027 worden omschreven, wordt momenteel verwacht dat het gemiddelde regulatoir rendement op eigen vermogen voor die periode ongeveer 5,7% zal bedragen, wat mede afhankelijk is van de werkelijke resultaten en prestaties met betrekking tot de diverse stimulansen en uitgaande van een vooraf bepaald regulatoire verhouding (gearing) van eigen vermogen / vreemd vermogen van 40/60 (zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Tariefmethodologie van toepassing op de tariefperiode 2024-2027”).

Regelgeving betreffende de vaststelling van tarieven – Duitsland

Bijna de volledige winst van 50Hertz als Duitse transmissienetbeheerder (“TNB”) (99 procent) wordt gegenereerd uit gereguleerde activiteiten via netgebruikerstarieven en opbrengsten uit offshore activiteiten die onderhevig zijn aan regulering door de Duitse nationale reguleringsinstantie, het Federale Network Agentschap (Bundesnetzagentur – “BNetzA”). De twee belangrijkste inkomstenbronnen uit gereguleerde activiteiten zijn de tarieven voor de netgebruiker voor de toegang tot en het gebruik van het 50Hertz transmissienet op basis van een jaarlijks inkomstenplafond (onshore), en de opbrengsten voor de recuperatie van de kosten die 50Hertz oploopt vanwege de verplichting om offshore windmolenparken aan te sluiten (de zogenaamde “Offshore-Netzumlage” of “opbrengsten uit offshore regulering”) (de “Offshore Nettoeslag”).

De beslissingen en handelingen van het BNetzA in dit verband kunnen een negatieve impact hebben op 50Hertz en dus op de Vennootschap (zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Tariefbepaling in Duitsland”). Deze tarieven en offshore-opbrengsten vallen onder diverse regelgevingen en kunnen een directe impact hebben op de winstgevendheid van de Duitse activiteiten van de Vennootschap en dus ook op de financiële prestaties van de Vennootschap. Wijzigingen in de regulatoire parameters (bv. toegestaan rendement op eigen vermogen, individuele efficiëntie en algemene productiviteitsfactor) kunnen een impact hebben op de winstgevendheid van de Duitse gereguleerde activiteiten. Zo is bijvoorbeeld het voorgeschreven regulatoire rendement op het eigen vermogen verlaagd van 6,91 procent (vóór belastingen) tot 5,07 procent (vóór belastingen) voor activa die na 2006 in gebruik zijn genomen, met ingang van de volgende reguleringsperiode 2024-2028. Dit zal resulteren in een daling van het totale rendement op eigen vermogen met ongeveer 2 procent voor de periode 2024-2028, dat gedeeltelijk zal worden gecompenseerd door een voortdurende focus op operationele efficiëntie en de overgangsregeling naar het model voor de kapitaalkostenaanpassing (“Kapitalkostenabgleich (“KKA”)”). Een daling van het rendement op eigen vermogen als gevolg van het nieuwe regulatoir kader kan ook een negatieve invloed hebben op de capaciteit van de Groep om eigen vermogen aan te trekken. Indien 50Hertz afwijkt van de vooropgestelde verhouding eigen vermogen/schuld (d.w.z. de regulatoire schuldgraad) door een gebrek aan beleggers op de aandelenkapitaalmarkt, kan dit een impact hebben op de

winstgevendheid van de Vennootschap en op haar kredietbeoordelingsprofiel. Zie risicofactor “Een verlaging van de kredietrating van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid kan een invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en op hun financiële positie”. Tot slot wordt verwacht dat de bevoegdheden van BNetzA op het gebied van tariefbepaling en de vereisten inzake onafhankelijkheid en onpartijdigheid van BNetzA zullen toenemen. Hoewel de impact op 50Hertz van deze komende wijzigingen in de Duitse wetgeving nog niet kan worden ingeschat, aangezien de timing en de details van de wijzigingen in het wettelijke kader nog niet bekend zijn, bestaat het risico dat een beslissing of regelgevende verordening van het BNetzA een negatieve invloed heeft op het financiële resultaat van 50Hertz voor respectievelijk de onshore of offshore activiteiten.

Regelgeving betreffende de vaststelling van tarieven – Nemo Link

Er is een specifiek regulatoir kader van toepassing op de Nemo Link interconnector sinds de datum van ingebruikname ervan, 31 januari 2019. Dit kader maakt deel uit van de tariefmethodologie die op 18 december 2014 is uitgegeven door de CREG. Het cap en floor-regime is een op opbrengsten gebaseerd stelsel met een looptijd van 25 jaar. De nationale regulatoren van het Verenigd Koninkrijk en België (respectievelijk Ofgem en CREG) hebben de rendementsniveaus van de cap en floor vooraf (vóór de bouw) bepaald en deze blijven grotendeels vastliggen (in reële termen) voor de duur van het regime (zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Regelgevingskader voor de interconnector Nemo Link”). Hoewel dit cap en floor-regime een hoge mate van zekerheid biedt over de toekomstige rendementsniveaus, kunnen bepaalde incidenten, zoals maar niet beperkt tot langdurige onbeschikbaarheid (minder dan 80% beschikbaarheid van de interconnector) van de interconnector, tot gevolg hebben dat Nemo Link in die periode niet in aanmerking komt voor het cap en floor regime. Nemo Xxxx neemt mitigerende maatregelen om dergelijke incidenten te voorkomen en/of de impact en duur ervan te beperken, maar deze onzekerheden kunnen niet volledig worden uitgesloten. Voor het jaar eindigend op 31 december 2021 heeft Nemo Link ongeveer 14,3 procent bijgedragen aan de totale aangepaste nettowinst van de Groep (zijnde 47,0 miljoen EUR op een aangepaste nettowinst van de Groep van 328,3 miljoen EUR).

De TNB-vergunningen en certificeringen die nodig zijn voor de activiteiten van de Groep kunnen ingetrokken of gewijzigd worden

De exploitatie van de gereglementeerde activiteiten van de Groep is afhankelijk van licenties, vergunningen, vrijstellingen en ontheffingen. Ongeveer 94 procent van de opbrengsten van de Groep wordt gegenereerd door tarieven die van toepassing zijn op de elektriciteitsnetten die de Groep exploiteert. Deze vergunningen, machtigingen, vrijstellingen en ontheffingen kunnen worden ingetrokken of gewijzigd of bijkomende voorwaarden kunnen worden opgelegd voor de gereguleerde activiteiten van de Groep. Dergelijke intrekking of wijziging of het opleggen van aanvullende voorwaarden kunnen de omzet, winst en financiële positie van de Groep beïnvloeden.

Gezien het specifieke karakter van de activa en het feit dat in de toepasselijke regelgeving geen procedures of regels zijn opgenomen voor de intrekking of wijziging van de TNB-vergunning, is het zeer moeilijk om alle mogelijke scenario’s te voorspellen of te beschrijven. Hoewel een definitieve intrekking of niet-verlenging van een van haar vergunningen zeer onwaarschijnlijk wordt geacht, zouden er in dat geval ad hoc regelingen moeten worden getroffen met betrekking tot de relevante activa van het elektriciteitsnet die eigendom zijn van de Elia Group, om een andere partij die in de plaats zou worden aangesteld in staat te stellen deze activa te exploiteren, en de Elia Group niet langer recht zou hebben op de gereguleerde inkomsten in verband daarmee. Dit zou evenwel een aantal zeer ingewikkelde vraagstukken doen rijzen in verband met verder onderhoud, personeel en toekomstige investeringen. Om dergelijke complexiteiten te vermijden, is een waarschijnlijker scenario dat in het onwaarschijnlijke geval dat een licentie of vergunning zou worden ingetrokken of niet zou worden verlengd, dat de autoriteiten bijkomende of nieuwe eisen zouden opleggen of dat dit het geplande investeringsplan van de Elia Group zou vertragen. Zie ook de risicofactoren “De Groep is onderworpen aan uitgebreide regelgeving en haar inkomsten zijn voor een groot deel afhankelijk van de toepasselijke tariefmethodologie in haar kernmarkten, die onderhevig zijn aan mogelijke wijzigingen en periodieke herzieningen” en “De toekomstige winst van de Groep zal gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar geplande projecten en organische groei te realiseren (CAPEX die bijdraagt tot de RAB), hetgeen op haar beurt afhangt van haar vermogen om de nodige vergunningen te verkrijgen zonder aanzienlijke kosten en/of vertragingen op te lopen”.

België

Tot op heden is ETB de enige entiteit die voldoet aan de relevante voorwaarden om als TNB te worden aangesteld. Om haar activiteiten van TNB uit te voeren beschikt ETB over vier vergunningen (zie “Activiteiten van de Groep – Inleiding”). Elk van deze vergunningen kan vroeger worden ingetrokken indien ETB er niet in zou slagen de menselijke, technische en financiële middelen te handhaven om de voortdurende en betrouwbare werking van het net te waarborgen overeenkomstig de toepasselijke wetgeving of de in artikel 9 van de Elektriciteitswet beschreven ontvlechtingsverplichtingen.

ETB is met ingang van 31 december 2019 benoemd als de Belgische TNB door verschillende overheidsinstanties (de federale en Waalse regering voor een periode van 20 jaar, de Brusselse regering voor een periode van 20 jaar, en de Vlaamse toezichthouder voor een periode van 4 jaar die moet worden vernieuwd in 2023 (zie “Activiteiten van de Groep – Inleiding”)).

In geval van faillissement, vereffening, fusie of splitsing van ETB zal haar aanstelling beëindigd worden. Bovendien kan de aanstelling door de Belgische federale overheid worden ingetrokken op advies van de CREG en na overleg met ETB in bepaalde omstandigheden, zoals:

* een aanzienlijke wijziging in het aandeelhouderschap zonder voorafgaande certificatie, waardoor het onafhankelijk netbeheer in het gedrang zou kunnen komen;

* een ernstige inbreuk op de verplichtingen van ETB onder de Elektriciteitswet of haar uitvoeringsbesluiten; of

* indien ETB niet langer gecertifieerd is als volledig eigendomsontvlochten systeembeheerder.

Vijf jaar vóór het aflopen van de aanstelling kan ETB om een hernieuwing verzoeken, op voorwaarde dat zij nog steeds beantwoordt aan de bovenstaande criteria.

De voortijdige beëindiging of de niet-hernieuwing van de aanstelling van ETB als enige Belgische TNB zou een wezenlijk nadelig effect hebben op de activiteiten, winst en financiële situatie van de Vennootschap. Bovendien ontstaat er een geval van verzuim uit hoofde van de bank- en obligatiefinancieringen van ETB indien ETB niet langer als TNB wordt aangewezen (zie rubriek “Financieringsregelingen van de Groep paragraaf (2) Financieringsregelingen van ETB”).

Duitsland:

50Hertz heeft de toestemming om actief te zijn als TNB in Duitsland en hoewel deze machtiging niet beperkt is in de tijd, kan zij wel worden ingetrokken door de Energieautoriteit van de staat Berlijn (Senatsverwaltung für Wirtschaft, Technologie und Forschung (Energiewirtschaft/ Energieaufsicht)) als 50Hertz, onder andere, niet beschikt over het nodige personeel of de technische en financiële middelen om de continue en betrouwbare werking van het net te garanderen in overeenstemming met de toepasselijke wetgeving. Een dergelijke intrekking van de vergunning zal een wezenlijk nadelig effect hebben op 50Hertz.

De ontvlechtingsregeling in de Duitse Energie-industriewet (de Energiewirtschaftsgesetz, “EnWG”) voorziet in diverse modellen (Eigendomsontvlechting, Onafhankelijke Transmissiebeheerder, Onafhankelijke Systeembeheerder). In het kader van een certificatieproces onderzoekt het BNetzA of de betrokken TNB beantwoordt aan de ontvlechtingsbepalingen. De certificatie als eigendomsontvlochten TNB werd door het BNetzA aan 50Hertz verleend bij een besluit van 9 november 2012, nadat het zijn ontwerpbesluit aan de Europese Commissie had voorgelegd. De certificatie kan worden ingetrokken als 50Hertz niet voldoet aan de ontvlechtingsbepalingen. Het BNetzA zou ook een boete kunnen opleggen. Na de intrekking van de certificering zou 50Hertz echter nog steeds in staat zijn het netwerk te exploiteren. Niettemin kan de herroeping een negatieve impact hebben op de reputatie van 50Hertz en bijgevolg op haar bedrijfsresultaten en activiteiten, hetgeen een invloed kan hebben op de rentabiliteit en de financiële positie van de Vennootschap.

Via haar twee TNBs is de Groep onderworpen aan bepaalde trusteeverplichtingen die haar werkkapitaal negatief kunnen beïnvloeden

Als onderdeel van hun rol als TNB vervullen ETB en 50Hertz een rol van trusteeship. Dit omvat het beheer en de coördinatie van bepaalde nationale of regionale heffingssystemen in naam van de

betrokken autoriteiten, meestal met betrekking tot de financiële steun voor de ontwikkeling van hernieuwbare energie.

België

In België wordt dit vaak aangeduid als openbare dienstverplichtingen die door de verschillende regeringen aan ETB worden opgelegd in verband met haar rol als TNB. Deze verplichtingen hebben voornamelijk betrekking op de ondersteuning van de bevoorradingszekerheid en het verlenen van financiële steun voor de ontwikkeling van hernieuwbare energie. De eerste verplichting heeft betrekking op het capaciteitsvergoedingsmechanisme (“CRM”) dat is ingevoerd om de bevoorradingszekerheid van het land tegen 2025 te garanderen, in het kader waarvan ETB bepaalde taken heeft gekregen (zie “Activiteiten van de Groep”). Dit laatste omvat de verplichting voor de TNB in België om “offshore groenestroomcertificaten” aan te kopen tegen een gegarandeerde minimumprijs als een instrument van financiële ondersteuning ten gunste van de producenten van hernieuwbare energie in België. Voor een deel van de geproduceerde offshore- energie voorziet de regeling tevens in een mechanisme van vooruitbetalingen voor de toekenning van groenestroomcertificaten.

Vanaf 2022 worden de kosten, met inbegrip van de voorafbetalingen, gemaakt voor de uitvoering van de federale openbare dienstverplichtingen door ETB, met inbegrip van de aankoop van offshore groenestroomcertificaten, de kosten van de strategische reserve en de CRM en de federale toeslag, volledig doorgerekend aan de federale overheid, die deze kosten hoofdzakelijk financiert via accijnzen (onder voorbehoud van de goedkeuring van de kosten door de CREG). Er is een halfjaarlijks herzieningsmechanisme ingesteld ter dekking van eventuele verschillen tussen de in verband daarmee gedane uitgaven en de van de federale regering teruggevorderde bedragen. Bovendien kan ETB verplicht worden om grote hoeveelheden “groenestroomcertificaten” in het Waalse Gewest te kopen en voor te financieren in het kader van twee regelingen die door de Waalse regering zijn ingevoerd om het risico op een verhoging van de door klanten in het Waalse Gewest te betalen tarieven te verkleinen.

In de mate dat er een timingverschil is tussen het ontstaan en de vergoeding van dergelijke kosten bij de relevante autoriteiten, moeten dergelijke kosten door de TNB worden voorgefinancierd, hetgeen een tijdelijke invloed kan hebben op de cashflow van ETB. Indien er bijvoorbeeld in verband met de totale heffingen een potentiële afwijking van 5 procent zou bestaan tussen de geraamde en de werkelijke kasinstroom (op basis van de cijfers voor 2021), zou een dergelijke afwijking van 5 procent de financiële positie van ETB met ongeveer 59 miljoen EUR beïnvloeden (plus of min, afhankelijk van het feit of er een positief of negatief verschil tussen de twee is).

Duitsland

50Hertz is als trustee verantwoordelijk voor het beheer van de kasstromen die voortvloeien uit de Duitse wet inzake hernieuwbare energie (“EEG”). Dit heeft onder meer betrekking op de elektriciteit die wordt opgewekt door hernieuwbare installaties in het controlegebied van 50Hertz in het kader van het feed-in-tariefstelsel dat door 50Hertz wordt verkocht op de day-ahead- en intraday-markt van de aangewezen elektriciteitsmarktoperatoren. De kosten om te beantwoorden aan de EEG- verplichtingen, met inbegrip van de kosten in verband met het beheer en de financiering van die verplichtingen, worden behandeld als doorgerekende kosten. In geval van verschillen tussen de werkelijke kosten en de werkelijke inkomsten in een bepaald jaar, worden de daaruit voortvloeiende nettokosten in de volgende jaren gerecupereerd. Als zodanig heeft het EEG-mechanisme geen impact op de winstgevendheid van 50Hertz. De EEG balans is ook neutraal vanuit het oogpunt van kredietwaardigheid. Niettemin kan dit tijdelijk een negatieve impact hebben op de cashflowpositie van 50Hertz. Als er bijvoorbeeld een potentiële afwijking van 5 procent zou zijn tussen de geraamde en de werkelijke kasinstroom met betrekking tot de totale heffingen (op basis van de cijfers voor 2021), dan zou die afwijking van 5 procent de financiële positie van 50Hertz met ongeveer 312 miljoen EUR beïnvloeden (in plus of min naargelang er een positief of negatief verschil is tussen beide).

Risico’s in verband met de activiteiten van de Groep en de continuïteit van de voorziening

Als de Groep er niet in slaagt om een evenwicht te handhaven tussen de vraag naar energie en het aanbod op het net, kan dit leiden tot het Afschakelen van Vermogen en aanzienlijke nadelige gevolgen hebben

Om de TNB in staat te stellen de frequentie en de spanning op zijn net te handhaven, hetgeen essentieel is om de betrouwbaarheid en de continuïteit van de voorziening te waarborgen, moet de productie van elektrische energie in principe op ieder moment gelijk zijn aan de vraag. Het handhaven van een constant evenwicht tussen vraag en aanbod is de kerntaak van een netbeheerder. De twee TNBs van de groep (ETB en 50Hertz) maken daartoe gebruik van balanceringsenergie, om ongeplande schommelingen in de elektriciteitsproductie of de energiebelasting in evenwicht te houden, waarbij ook rekening wordt gehouden met de export naar en de import uit de buurlanden.

Er ontstaan echter nieuwe uitdagingen voor de werking van het netbeheer, als gevolg van de decentralisatie van de energieproductie door de toename van het aantal eenheden hernieuwbare energie dat in heel Europa op de distributienetten wordt aangesloten, en door de aansluiting van grote offshore windmolenparken op het net. Samen met de nieuwe mogelijkheden die aan afnemers worden geboden om hun elektriciteitsbeheer te optimaliseren door hun overtollige energie te verkopen en hun verbruik te verminderen, resulteert dit in een grotere volatiliteit van de energiestromen op het net en bijgevolg in een groter risico dat vraag en aanbod op een bepaald moment niet op elkaar zijn afgestemd.

Als de TNBs er niet in slagen het evenwicht tussen het energieaanbod en de energievraag te bewaren, kan dit een negatieve invloed hebben op de netfrequentie. Bijgevolg, als er een risico bestaat van een tekort aan energievoorziening zodat dat de energievraag op een bepaald moment het beschikbare aanbod kan overschrijden en derhalve een onevenwicht op het net ontstaat, moet de betrokken transmissiesysteembeheerder maatregelen treffen om het elektriciteitsverbruik op het net te verminderen door middel van het “Afschakelen van Vermogen”, d.w.z. door de levering af te schakelen aan bepaalde (groepen) afnemers. In dergelijke omstandigheden kunnen corrigerende maatregelen nodig zijn, zoals het Afschakelen van Vermogen op nationaal of internationaal niveau of het beperken van de productiemiddelen. Dit zou een negatieve impact hebben op het imago en de reputatie van de Groep, een negatief effect hebben op het bruto binnenlands product van de betrokken landen of regio’s en kunnen leiden tot een diepgaand onderzoek door de regulatoren van de TNB.

Indien de TNB tot het Afschakelen van Vermogen zou moeten overgaan, kunnen zich twee scenario’s voordoen:

a. Ofwel wordt het Afschakelen van Vermogen geacht het gevolg te zijn van een situatie van overmacht (bijvoorbeeld als gevolg van een plotselinge gebeurtenis) en wordt de procedure geacht correct te zijn toegepast. In dat geval kunnen geen schadevergoedingen worden geëist.

b. Ofwel wordt de oorzaak van het Afschakelen van Vermogen niet als overmacht erkend, en/of wordt de procedure geacht niet correct te zijn toegepast, in welk geval:

* In België kunnen contractuele en niet-contractuele schadevergoedingen worden geëist (voor beide gelden maxima). Bovendien, indien de onderbreking van de voorziening een bepaalde per gewest vastgestelde duur overschrijdt, kunnen zekere in de gewestelijke decreten genoemde categorieën van netgebruikers verzoeken om vergoeding van hun verliezen met een vast bedrag (waarbij het totaalbedrag in Vlaanderen is gemaximeerd, maar niet in de twee andere gewesten);

* In Duitsland kan aanspraak worden gemaakt op werkelijke geldelijke of vermogensschade (waarbij de energiewet (“Energiewirtschaftsgesetz”) maxima vaststelt per geval en op geaggregeerde basis).

In elk van de bovenstaande gevallen zullen de netgebruikers, indien de storing van het elektrisch incident volledig buiten het verantwoordelijkheidsgebied van de TNB zou zijn veroorzaakt, hun vorderingen moeten richten tot de derde partij die aan de oorsprong van het probleem ligt.

Gezien de verschillende mogelijke scenario’s, is het niet mogelijk om te voorspellen of te illustreren wat de mogelijke schadeloosstellingen of vorderingen in elk van de bovengenoemde gevallen zouden zijn. Als een dergelijke gebeurtenis zich zou voordoen, zou dit afhangen van de concrete

omstandigheden, het aantal betrokken partijen en hun respectieve potentiële bijdrage aan de schade, en verder afhankelijk zijn van, onder andere, de ernst van de gebeurtenis, de potentiële schade van derden en of de gebeurtenis al dan niet als overmacht zou worden aanvaard. Zie ook de risicofactoren “Onvoorziene gebeurtenissen en verstoringen van de bedrijfscontinuïteit, onder meer als gevolg van terreurdaden of sabotage, kunnen een nadelige invloed hebben op de bedrijfsresultaten van de Groep” en “De reputatie van de Groep kan onder verschillende omstandigheden worden geschaad, onder meer in geval van een tekort aan energie of als gevolg van een trager dan verwachte energietransitie”.

De reputatie van de Groep kan onder verschillende omstandigheden worden geschaad, onder meer in geval van een tekort aan energie of als gevolg van een trager dan verwachte energietransitie

Als exploitant van twee TNBs vervult de Groep een belangrijke rol in de samenleving en wordt zij door de samenleving en haar belangrijkste stakeholders gezien als een drijvende factor van de energietransitie. Hoewel zij een belangrijke rol te spelen heeft in het koolstofarm maken van de samenleving en in de continuïteit van de energiebevoorrading, liggen een aantal belangrijke elementen die nodig zijn om die ambitie waar te maken, buiten haar controle.

De federale overheden in zowel België als Duitsland moeten ervoor zorgen dat er in hun land voldoende capaciteit en aanbod van energie beschikbaar is om het risico van een elektriciteitstekort en bevoorradingsproblemen te vermijden. De TNBs van de Groep (ETB en 50Hertz) van hun kant verschaffen hen nuttige technische informatie. De methodologie die wordt gebruikt ter beoordeling van de toereikendheid, evenals de betrouwbaarheidsnorm, worden op Europees niveau bepaald (via ACER) (zie “Activiteiten van de Groep – Regelgevingskader in Europa”).

Het is de verantwoordelijkheid van de autoriteiten om geopolitieke aspecten en andere relevante overwegingen en risico’s in de uiteindelijke besluitvorming te integreren teneinde de toereikendheid van de voorziening te waarborgen. Zo ook zijn de autoriteiten verantwoordelijk voor het bepalen van het energiebeleid van een land, met inbegrip van de energiemix en de beschikbare stimulansen voor marktdeelnemers. De huidige geopolitieke instabiliteit, alsook de recente sterke stijgingen van de energieprijzen en het lopende debat in België over de CRM en de mogelijke uitbreiding van de nucleaire capaciteit hebben geleid tot een toegenomen onzekerheid in verband met de toekomstige toereikendheid van de energievoorziening (zie “Activiteiten van de Groep”). Het risico van onvoldoende bevoorrading doet zich typisch voor tijdens de wintermaanden wanneer het elektriciteitsverbruik hoog is, zoals bijvoorbeeld het geval was in België tijdens de winter 2018-2019 waar het mogelijk was om het risico op voorhand te identificeren. Dit is echter niet altijd mogelijk aangezien zich onverwachte omstandigheden kunnen voordoen. Bovendien hangen de samenstelling van de strategische reserves en het toekomstige CRM-mechanisme af van een aantal elementen, waaronder de goedkeuring van de Europese Commissie in het kader van de regels inzake staatssteun. Hoewel de TNBs aanzienlijke inspanningen leveren om adequacy- en flexibiliteitsstudies uit te voeren en regelmatig bij te werken, is het niet mogelijk alle adequaatheidsproblemen van tevoren op te sporen.

Mochten alle preventieve maatregelen falen om een toereikendheidsprobleem te voorkomen, dan moeten de TNBs wellicht maatregelen nemen zoals het Afschakelen van Vermogen op nationaal of internationaal niveau. Zie “Als de Groep er niet in slaagt om een evenwicht te handhaven tussen de vraag naar energie en het aanbod op het net, kan dit leiden tot het Afschakelen van Vermogen en aanzienlijke nadelige gevolgen hebben”.

In dezelfde geest kunnen zich omstandigheden voordoen die leiden tot een tragere energietransitie of decarbonisatie dan door de bevoegde autoriteiten is voorgeschreven. De Energietransitie (“Energiewende”) is een maatschappelijk project dat in Duitsland uitvoerig en ook buiten loutere expertkringen wordt besproken. 50Hertz wordt door politici, ngo’s, de industrie en verenigingen erkend als een belangrijke facilitator van deze transitie (via de transformatie van de systeemcontrole methodes, de ontwikkeling van de netactiva en de evolutie van de marktprocessen). Haar reputatie zou zwaar kunnen worden getroffen door haar onvermogen om te voldoen aan de verwachting om “de Energiewende waar te maken”. Soortgelijke verwachtingen en uitdagingen bestaan ook in België. Meer in het algemeen, indien de reputatie van de Groep ernstig zou worden geschaad, zou dit een negatief effect hebben op het vertrouwen dat de autoriteiten en de civiele samenleving in de Groep hebben dankzij de staat van dienst die zij in de loop der jaren heeft opgebouwd. Dit zou onder meer kunnen leiden tot meer politieke discussies over haar rol of de projecten die zij wil

realiseren, minder vertrouwen in de verschillende studies die zij uitvoert, een toegenomen verzet tegen haar geplande investeringen of een meer omslachtig vergunningsproces dat kan leiden tot een vertraging in de realisatie van haar investeringsplan. Zie ook de risicofactoren: “De toekomstige winst van de Groep zal gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar geplande projecten en organische groei te realiseren (CAPEX die bijdraagt tot de RAB), hetgeen op haar beurt afhangt van haar vermogen om de nodige vergunningen te verkrijgen zonder aanzienlijke kosten en/of vertragingen op te lopen” en “De Groep is afhankelijk van een beperkt aantal leveranciers en hun vermogen om tijdig infrastructuurwerken van goede kwaliteit te leveren” en “De Groep is onderworpen aan milieu- en ruimtelijke ordeningswetten, alsook aan toegenomen publieke verwachtingen en bezorgdheden, die haar vermogen om relevante vergunningen te verkrijgen en zijn voorzien investeringsprogramma te realiseren, kunnen belemmeren of kunnen resulteren in extra kosten”.

De toekomstige winst van de Groep zal gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar geplande projecten en organische groei te realiseren (CAPEX die bijdraagt tot de RAB), hetgeen op haar beurt afhangt van haar vermogen om de nodige vergunningen te verkrijgen zonder aanzienlijke kosten en/of vertragingen op te lopen

Zoals meer gedetailleerd uiteengezet in het deel “De activiteiten van de Groep – Strategie”, heeft de Groep een ambitieus CAPEX-programma voor de komende jaren. Dit is onder meer het gevolg van de veranderende Europese energiemarkt en de grootschalige ontplooiing van hernieuwbare productietechnologieën, die de verdere ontwikkeling van netinfrastructuur vereisen. Elektriciteitsnetten worden erkend als essentiële katalysatoren voor de energietransitie. De ontwikkeling van dergelijke on- en offshore-infrastructuur en interconnectoren met buurlanden, alsook de uitrol van andere elementen van het investerings- en CAPEX-plan, is afhankelijk van het verkrijgen van vergunningen en goedkeuringen van de betrokken autoriteiten. De noodzaak om dergelijke goedkeuringen en vergunningen binnen bepaalde termijnen te verkrijgen, vormt een belangrijke uitdaging voor de tijdige uitvoering van de verschillende projecten. Deze goedkeuringen en vergunningen kunnen voor de bevoegde rechtbanken worden betwist, wat mogelijk tot verdere vertragingen kan leiden. Zoals vermeld in ons persbericht van 23 februari 2022, zal het volgende decennium van cruciaal belang zijn en is de timing bijzonder krap, gezien de aanzienlijke uitbreiding van de infrastructuur die nodig zal zijn om de offshore windcapaciteit en andere hernieuwbare energiebronnen in het transmissiesysteem te integreren met het oog op de energietransitie. Zie ook “De Groep is onderworpen aan milieu- en ruimtelijke ordeningswetten, alsook aan toegenomen publieke verwachtingen en bezorgdheden, die haar vermogen om relevante vergunningen te verkrijgen en zijn voorzien investeringsprogramma te realiseren, kunnen belemmeren of kunnen resulteren in extra kosten”. Bovendien kan niet worden uitgesloten dat de huidige schaarste van bepaalde grondstoffen kan leiden tot vertragingen of onverwachte prijsstijgingen bij de realisatie van bepaalde projecten (zie “De Groep is afhankelijk van een beperkt aantal leveranciers en hun vermogen om tijdig infrastructuurwerken van goede kwaliteit te leveren”).

Aangezien de vergoeding van de Groep gedeeltelijk gebaseerd is op haar vermogen om haar projecten te realiseren (aangezien de huidige vergoeding in zowel België als Duitsland berekend wordt op de gemiddelde gereguleerde activabasis (“Regulatory Asset Base” of “RAB”)) (zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Regelgevingskader”), zal de toekomstige winst van de Groep gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar activabasis te handhaven en te laten groeien (na afschrijvingen en waardeverminderingen). Daartoe zal de Groep haar geplande organische groei moeten realiseren (met inbegrip van de geplande kapitaaluitgaven) en haar verschillende projecten moeten verwezenlijken. Indien de Groep niet in staat zou zijn om haar verschillende projecten en kapitaaluitgaven te realiseren of tijdig te realiseren, zou dit een negatieve impact kunnen hebben op de toekomstige winst van de Groep.

Als er bijvoorbeeld in België een vertraging zou zijn in de realisatie van het CAPEX-programma voor een bedrag van 100 miljoen EUR, zou dit resulteren in een negatieve P&L-impact van ongeveer

1 miljoen EUR voor dat jaar, op basis van het huidige Belgisch regulatoir kader (2020-2023). De berekening is gebaseerd op 40 procent van de gemiddelde CAPEX (50 miljoen EUR) die wordt vergoed tegen 4,68 procent. Bovendien geldt in België voor bepaalde grote infrastructuren een stimulans die gekoppeld is aan de tijdige oplevering van het project. Deze stimulans varieert van 0 miljoen EUR (indien 41 project later dan het streefjaar in bedrijf wordt gesteld) tot 5 miljoen EUR (alle projecten in bedrijf gesteld in het streefjaar). Voor Duitsland zou een vermindering van de CAPEX met 100 miljoen EUR resulteren in een negatieve resultaatimpact van ongeveer 2 miljoen

EUR, op basis van 40 procent die wordt vergoed tegen 5,64 procent. Naast een impact op de toekomstige winst van de Vennootschap, kan het risico van het niet (tijdig) realiseren van haar investeringsprogramma ook een ernstige impact hebben op de realisatie van de strategie van de Groep, bijdragen tot de energietransitie, duurzaamheidsprogramma en een negatief effect hebben op haar reputatie.

De Groep is afhankelijk van een beperkt aantal leveranciers en hun vermogen om tijdig infrastructuurwerken van goede kwaliteit te leveren

De twee TNBs van de Groep zijn afhankelijk van een beperkt aantal belangrijke leveranciers om hen te voorzien van het nodige materiaal en de nodige uitrusting en om hun investeringsprojecten te realiseren. Gezien de complexiteit van de infrastructuurwerken, de stijgende vraag op de markt naar dergelijke gespecialiseerde vaardigheden, en de volle orderboeken van de fabrieken, is het mogelijk dat de Groep niet in staat zal zijn om voldoende leveranciers of leveringscapaciteit te vinden om haar projecten te realiseren, of ze te realiseren binnen het voorziene budget of op een tijdige manier.

Bovendien wordt de wereld momenteel geconfronteerd met knelpunten in de bevoorradingsketen, alsook met schaarste van grondstoffen, energie en personeel en stijgingen van de grondstofprijzen. Deze elementen hebben geleid tot een aanzienlijke stijging van de grondstof- en transportprijzen, die ook de bevoorradingsketen van haar leveranciers hebben beïnvloed en hebben geleid tot een algemene stijging van de inflatiepercentages (een jaarlijkse inflatieaanpassing van de kosten van de twee TNBs is voorzien in het kader van de huidige Belgische en Duitse tariefmethodologie – zie “Activiteiten van de Groep”). Dit werd onlangs nog verergerd door de gebeurtenissen in Oekraïne en de daaruit voortvloeiende toegenomen geopolitieke instabiliteit, die onder meer een impact heeft op het vermogen van haar leveranciers om het vereiste aantal goederen of diensten tijdig en met het gepaste kwaliteitsniveau te leveren. Bovendien kan een economische tegenwind in combinatie met een verhoogde inflatie leiden tot insolventie van bepaalde leveranciers of partners waarvan de leveranciers afhankelijk zijn. Hoewel de Groep het kredietrisico van haar leveranciers tracht te beperken door middel van passende bankwaarborgen, zou elke dergelijke financiële moeilijkheid of insolventie op het niveau van haar leveranciers of partners waarvan de leverancier afhangt, verder kunnen leiden tot vertragingen in de realisatie van elk project en een nadelige invloed kunnen hebben op de toekomstige winsten van de Groep.

Het onderhoud en de aanleg van een elektriciteitsnet op het land en op zee vereisen ook een specifieke technische deskundigheid. Indien aannemers van de Groep niet over voldoende bekwaam personeel beschikken, kan dit een nadelige invloed hebben op de activiteiten van de Groep, met inbegrip van de veiligheid van haar werken. Bovendien is de Groep blootgesteld aan het risico van (i) vorderingen inzake overheidsopdrachten en (ii) het feit dat hun respectieve leveranciers, wanneer deze financiële problemen ondervinden, misschien niet in staat zijn om aan hun contractuele verplichtingen te voldoen.

Elke annulering of vertraging in de voltooiing van haar projecten als gevolg daarvan kan een nadelig effect hebben op de toekomstige winsten van de Groep en de verwezenlijking van haar strategie of bijdrage aan de energietransitie of haar duurzaamheidsprogramma, hetgeen op haar beurt een negatief effect kan hebben op de reputatie van de Groep. Zie ook “De toekomstige winst van de Groep zal gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar geplande projecten en organische groei te realiseren (CAPEX die bijdraagt tot de RAB), hetgeen op haar beurt afhangt van haar vermogen om de nodige vergunningen te verkrijgen zonder aanzienlijke kosten en/of vertragingen op te lopen” en “De reputatie van de Groep kan onder verschillende omstandigheden worden geschaad, onder meer in geval van een tekort aan energie of als gevolg van een trager dan verwachte energietransitie”.

Onvoorziene gebeurtenissen en verstoringen van de bedrijfscontinuïteit, onder meer als gevolg van terreurdaden of sabotage, kunnen een nadelige invloed hebben op de bedrijfsresultaten van de Groep

De door de Groep geëxploiteerde transmissiesystemen zijn zeer betrouwbaar (zie “Activiteiten van de Groep – Sterke punten”). Toch kunnen onvoorziene omstandigheden, zoals ongunstige weersomstandigheden, zich voordoen en de vlotte werking van één of meer infrastructuuronderdelen verstoren. In de meeste gevallen leiden deze tot een zogenaamde “enkelvoudige onvoorziene gebeurtenis”, en hebben ze geen impact op de stroombevoorrading van de eindafnemers, wegens de vermaasde structuur van de transmissienetten die de Groep beheert (en het feit dat elektriciteit

de eindafnemers vaak kan bereiken via een aantal verschillende verbindingen in het systeem). Het kan echter niet worden uitgesloten dat, in meer uitzonderlijke gevallen, een incident in het elektriciteitssysteem leidt tot meerdere onvoorziene gebeurtenissen die kunnen resulteren in een lokale of wijdverspreide stroomonderbreking, met aansprakelijkheidsclaims gebaseerd op contractuele aansprakelijkheid of zoals bepaald in de regionale wetgeving (zie de rubriek “Het Belgisch juridisch kader”) en rechtszaken, die op hun beurt een negatieve invloed zouden kunnen hebben op de financiële positie en resultaten van de Groep.

Onvoorziene gebeurtenissen en verstoring van de bedrijfscontinuïteit kunnen worden veroorzaakt door een aantal gebeurtenissen afgezien van ongunstige weersomstandigheden. Het kan daarbij gaan om menselijke fouten, nalatigheid, ongevallen, het risico op elektrocutie, kwaadwillige aanvallen, cyberaanvallen, terrorisme, defecten aan uitrusting, falen van de Informatie- en Communicatietechnologie, ongeplande buitenlandse elektriciteitsstromen, het niet in stand houden van de netwerkparameters binnen de in het netreglement bepaalde grenzen of het ontbreken van voldoende productiecapaciteit. Offshore-uitrusting verdient in dit verband bijzondere aandacht aangezien er minder ervaring is met de toegepaste technologieën en aangezien de herstelmaatregelen complexer zijn. Wanneer een van deze omstandigheden zich voordoet, wordt dit beschouwd als een noodsituatie die de TNB toelaat alle nodig geachte noodmaatregelen te treffen. Hieronder vallen maatregelen zoals het afsluiten van sommige of alle elektriciteitsexporten, een verzoek aan elektriciteit producerende bedrijven om hun elektriciteitsproductie te verhogen of te verlagen, of een verzoek aan de bevoegde minister om het elektriciteitsverbruik in de getroffen gebieden te verminderen.

Verder liggen het elektriciteitsnetwerk, de activa en de activiteiten van de TNB (en die van haar relevante verbonden ondernemingen) geografisch wijdverspreid, en zijn ze mogelijk blootgesteld aan daden van terrorisme of sabotage. Dergelijke gebeurtenissen kunnen deze netwerken, activa of activiteiten op nadelige wijze beïnvloeden en kunnen een ontregeling van het net, stroomuitvallen of een onderbreking van het systeem veroorzaken. Ontregelingen van het net of systeemonderbrekingen kunnen op hun beurt een materiële nadelige invloed hebben op de financiële toestand en bedrijfsresultaten van de TNB, in het bijzonder indien de vernieling veroorzaakt door de daden van terrorisme of sabotage van groot belang is en niet voldoende verzekerd is en/of als de financiële impact niet volledig kan worden gerecupereerd via het tariefmechanisme.

Dergelijke handelingen of gebeurtenissen of schade aan de veiligheid en gezondheid van haar personeel of van derden kunnen de Groep blootstellen aan potentiële aansprakelijkheden en de financiële prestaties van de Groep alsmede haar reputatie aantasten. Dit kan ook leiden tot schadevergoedingen of vorderingen boven de verzekerde drempel. Bovendien is het mogelijk dat een adequate verzekering voor al die risico’s niet beschikbaar is tegen redelijke voorwaarden, of helemaal niet beschikbaar is. Indien zij zich zouden voordoen en niet volledig worden gedekt door het regulatoir mechanisme, zouden deze uitzonderlijke kosten moeten worden gedragen door de betrokken TNB en kunnen zij, op hun beurt, de algemene rentabiliteit van de Groep aantasten. Zie ook “De Vennootschap beschikt mogelijk niet over een toereikende verzekeringsdekking”

De waarschijnlijkheid dat één of meer van de bovenvermelde gebeurtenissen zich voordoen, kan toenemen als de bevoegde autoriteiten de noodzakelijke operationele procedures, investeringen of voltijdse equivalente (VTE) middelen die door ETB, Elia Asset NV (“Xxxx Xxxxx”) en 50Hertz Transmission GmbH (“50Hertz Transmission”) worden voorgesteld niet goedkeuren, omdat deze vennootschappen in dergelijke gevallen niet over de noodzakelijke middelen zouden beschikken om het elektriciteitsnet tegen dergelijke bovenvermelde gebeurtenissen te beschermen.

Storingen in de informatie- en communicatietechnologie (ICT), cyberaanvallen, gegevensbeveiliging en beschermingsproblemen kunnen de bedrijfsresultaten van de Groep ongunstig beïnvloeden

De Groep evolueert naar het gebruik van meer IT-gestuurde instrumenten en investeert aanzienlijk meer in digitalisering om de complexiteit van haar systeemoperaties te beheren. Een verstoring van de ICT-systemen en -processen die gebruikt worden door de Groep of een schending van de veiligheidsmaatregelen kan leiden tot verliezen voor klanten en lagere inkomsten voor de Groep en haar verbonden ondernemingen.

Dit is in het bijzonder relevant gezien het streven naar digitalisering, de invoering van nieuwe technologieën en de selectie van innovatieprojecten die gericht zijn op “real first”-initiatieven, zoals

de langeafstandsvluchten met drones en het gebruik van robots in converterstations. Dit verhoogt op haar beurt het potentiële risico op storingen of menselijke fouten, de impact van mogelijke ICT- storingen, alsook het operationele risico en het risico op gestrande activa.

De Groep verzamelt en bewaart tevens gevoelige gegevens, die zowel de eigen bedrijfsgegevens als die van haar leveranciers en zakenpartners omvatten. De Groep is onderworpen aan verschillende regels en voorschriften inzake privacy en gegevensbescherming, waaronder sinds mei 2018 de Algemene Verordening Gegevensbescherming (EU-Verordening 2016/679 van 27 april 2016) met betrekking tot persoonsgegevens, alsook de NIB-richtlijn (EU-Richtlijn 2016/1148 van 6 juli 2016 betreffende maatregelen voor een hoog gemeenschappelijk niveau van beveiliging en netwerk- en informatiesystemen in de gehele Unie).

Ondanks alle genomen voorzorgsmaatregelen kunnen er nog steeds belangrijke systeemhardware- en -softwarestoringen plaatsvinden, kunnen compliance processen in gebreke blijven, en kunnen computervirussen, malware, cyberaanvallen, ongevallen of inbreuken op de beveiliging nog steeds voorkomen. In de context van de huidige geopolitieke instabiliteit kunnen dergelijke risico’s toenemen. Dergelijke gebeurtenissen kunnen het vermogen van de Groep of een van haar dochterondernemingen aantasten om alle of een deel van haar diensten te verlenen en kunnen in het algemeen leiden tot een inbreuk op hun wettelijke en/of contractuele verplichtingen. Dit zou op zijn beurt kunnen leiden tot juridische claims of procedures, contractuele aansprakelijkheid, aansprakelijkheid uit hoofde van andere wetgeving inzake gegevensbescherming, strafrechtelijke, burgerrechtelijke of administratieve sancties, alsook een verstoring van de activiteiten en schade aan de reputatie van de Groep, en kan een nadelige invloed hebben op de activiteiten en resultaten van de Groep.

Vanwege de specifieke aard van hun activiteiten worden beide TNBs beschouwd als “essentiële dienstverleners” en beheerders van zogenaamde “kritieke infrastructuur”. Bijgevolg wordt de impact van een storing, aanval of malware groter geacht, aangezien een verstoring van de activiteiten een ernstig effect op de samenleving kan hebben en ook andere netbeheerders in Europa kan treffen. Bovendien zijn beide TNBs onderworpen aan Europese, nationale en sectorspecifieke regelgeving, zoals het Europees programma voor de bescherming van kritieke infrastructuur (EPCIP-richtlijn), de EU-richtlijn inzake netwerk- en informatiebeveiliging (NIB-richtlijn), alsook aan toekomstige regelgeving zoals de richtlijn inzake de veerkracht van kritieke infrastructuur (CER-richtlijn) en de Netwerk Code inzake Cybersecurity, die een zwaardere last leggen op de TNBs om potentiële fysieke beveiligings- en cyberbeveiligingsrisico’s te identificeren, te beoordelen en te beheren.

De Groep is onderhevig aan bepaalde fysieke en overgangsgerelateerde klimaatrisico’s en is misschien niet in staat om te voldoen aan de relevante verwachtingen in verband met de decarbonisatiedoelstellingen die zij zich heeft gesteld

Een van de kernstrategieën van de Groep is de aanpassing van haar infrastructuur en on- en offshore-netwerk om haar rol te kunnen spelen in de elektrificatie van de samenleving, de verhoogde aansluiting en levering van hernieuwbare energiebronnen (“HEB”), met inbegrip van de verdere ontwikkeling van offshore-infrastructuur en nieuwe digitale technologieën en diensten, om zo in de voorhoede te staan van de energietransitie en het koolstofvrij maken van de samenleving. Dit omvat een aantal ambitieuze innovatieve projecten en omvangrijke investeringsprogramma’s, die een aantal risico’s met zich meebrengen, zoals verder beschreven in de risicofactoren in deze rubriek.

De fysieke klimaatrisico’s waaraan de Groep is blootgesteld, vallen uiteen in twee categorieën: chronische en acute risico’s. Op basis van de beste informatie over de klimaatscenario’s die momenteel beschikbaar is, vond een kwetsbaarheidsbeoordeling van de activiteiten van de Groep plaats, in overeenstemming met de technische screeningcriteria van de Gedelegeerde EU Taxonomieverordening. Deze beoordeling wees op het mogelijke schadelijke effect van hittegolven, koudegolven/winterincidenten, stormen, overstromingen, droogte en natuurbranden. Al deze fenomenen behoren tot de acute fysische risico’s die kunnen leiden tot minder gunstige bedrijfsomstandigheden voor de activa van de Groep of zelfs tot beschadiging ervan. Dergelijke omstandigheden kunnen risicofactoren opwekken voor onvoorziene gebeurtenissen en verstoring van de bedrijfscontinuïteit. Zo werden bijvoorbeeld de substations van Rochefort en Pepinster zwaar getroffen door de uitzonderlijke overstromingen die zich in de zomer van 2021 voordeden. De herstelwerkzaamheden werden in het derde kwartaal van 2021 voltooid. Gezien de kritieke aard van de infrastructuur van de Groep en het feit dat haar activa over een groot gebied verspreid zijn (in het bijzonder de infrastructuur van bovengrondse hoogspanningsleidingen), wordt

ervan uitgegaan dat de activa van de Groep een verhoogde vatbaarheid hebben voor fysische klimaatrisico’s, zoals dat het geval is bij andere netbeheerders en uitbaters van nutsvoorzieningen.

De overgangsgerelateerde klimaatrisico’s waaraan de Groep is blootgesteld, houden verband met de overgang naar een koolstofarmere economie, die uitgebreide beleids-, juridische, technologische en marktveranderingen impliceert. Hoewel het mogelijk maken van decarbonisatie centraal staat in de bedrijfsstrategie van de Groep en er belangrijke inspanningen worden geleverd om daartoe bij te dragen (onder meer via het ActNow-programma, zie “De activiteiten van de Groep – Strategie”), liggen een aantal factoren buiten de controle van de Groep. Zo is de Groep bijvoorbeeld afhankelijk van de energieproducenten voor de koolstofintensiteit van de energie die wordt geproduceerd en vervoerd op haar net. De koolstofintensiteit van de getransporteerde energie heeft een belangrijke impact op de hoeveelheid broeikasgasemissies veroorzaakt door netverliezen op het net van de Groep, één van de belangrijkste bronnen van broeikasgasemissies ten gevolge van de activiteiten van de Groep. Bovendien kan de invoering van strenge regelgeving in verband met de uitstoot van broeikasgassen zoals SF6 leiden tot hogere onderhoudskosten, moeilijkheden om alternatieve technologieën te vinden of afschrijvingen van activa die niet volledig afgeschreven zijn. Verwacht wordt dat de impact van de nieuwe regelgeving zal worden gedekt door de respectieve tariefmethodologieën die voor beide TNBs gelden. Gezien de snel evoluerende technologische en regelgevende vereisten en omgeving, alsook de onzekerheden met betrekking tot de interpretatie van sommige van de nieuwe ESG-regels en regelgeving (met inbegrip van, bijvoorbeeld, de Gedelegeerde EU Taxonomie verordening), kan echter niet worden gegarandeerd dat de Groep in staat zal zijn om aan al die vereisten of verwachtingen of eisen van beleggers, aandeelhouders, andere belanghebbenden of pressiegroepen te voldoen.

De Groep is onderworpen aan milieu- en ruimtelijke ordeningswetten, alsook aan toegenomen publieke verwachtingen en bezorgdheden, die haar vermogen om relevante vergunningen te verkrijgen en zijn voorzien investeringsprogramma te realiseren, kunnen belemmeren of kunnen resulteren in extra kosten

De activiteiten en activa van de Groep zijn onderworpen aan regionale, nationale en internationale regelgeving met betrekking tot milieuaangelegenheden, stadsplanning en zonering, bouw- en milieuvergunningen en doorgangsrechten. Deze regelgevingen zijn vaak complex en veranderen regelmatig (wat kan leiden tot een mogelijk strenger regulatoir kader of handhavingsbeleid). Het naleven van bestaande of nieuwe milieuregelgeving, regelgeving inzake bodemsanering, stedenbouwkunde en bestemmingsvoorschriften, en meer recent wetten met betrekking tot de bescherming van natuurlijke habitats en in het wild levende dieren, kan aanzienlijke extra kosten met zich meebrengen voor de Groep en kan de projecten die zij uitvoert vertragen. Deze kosten omvatten de uitgaven in verband met de invoering van preventieve of remediërende maatregelen of het nemen van aanvullende preventieve of remediërende maatregelen om te voldoen aan toekomstige wijzigingen in wet- of regelgeving.

Hoewel de Groep in haar jaarrekeningen voorzieningen heeft geboekt in verband met dergelijke verplichtingen, is het mogelijk dat de door de Groep getroffen voorzieningen niet volstaan om alle kosten te dekken die mogelijk moeten worden gemaakt om aan deze verplichtingen te voldoen, onder meer indien de veronderstellingen die aan deze voorzieningen ten grondslag liggen onjuist blijken te zijn of indien de Groep geconfronteerd zou worden met bijkomende, momenteel nog niet ontdekte, verontreiniging. Zo heeft de Groep in haar geconsolideerde jaarrekening voor het boekjaar 2021 een voorziening opgenomen voor milieusanering (11,2 miljoen EUR) en voor ontmanteling (110,1 miljoen EUR), maar heeft zij geen voorziening opgenomen in verband met vergunningen (meer details zijn te vinden in deel 6.14 van haar geconsolideerde jaarrekening).

De laatste jaren is ook toenemende bezorgdheid over het effect van elektrische en magnetische velden (EMF) die afkomstig zijn van ondergrondse en bovengrondse elektrische kabels en inherent zijn aan de activiteiten van de Groep. Bijgevolg kan niet worden uitgesloten dat het rechtskader in dit opzicht in de toekomst strenger wordt. Dit kan ertoe leiden dat de Groep extra kosten moet maken voor het beheer van milieu- en volksgezondheidsrisico’s of van de stedenbouwkundige beperkingen, evenals kan dit leiden tot een verhoogd risico op potentiële aansprakelijkheidsvorderingen of administratieve procedures die worden aangespannen door getroffen personen, of kan dit een impact hebben op de manier waarop en de termijn waarbinnen investeringsprojecten kunnen worden gerealiseerd. Ingevolge de toegenomen acties van drukkingsgroepen en plaatselijke bewoners is het mogelijk dat de autoriteiten in de toekomst meer terughoudend zullen zijn om de nodige vergunningen af te leveren.

Bovendien kunnen de kosten die hiermee verband houden, in zoverre dat zij niet kunnen worden gedekt of gerecupereerd met de toepasselijke tariefmethodologieën, een nadelige invloed hebben op de financiële resultaten van de Groep. Zie ook “De toekomstige winst van de Groep zal gedeeltelijk afhangen van haar vermogen om haar geplande projecten en organische groei te realiseren (CAPEX die bijdraagt tot de RAB), hetgeen op haar beurt afhangt van haar vermogen om de nodige vergunningen te verkrijgen zonder aanzienlijke kosten en/of vertragingen op te lopen”.

Financiële en andere risico’s

Een verlaging van de kredietrating van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid kan een invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en op hun financiële positie

De Groep, en meer bepaald haar twee gereguleerde dochterondernemingen ETB en 50Hertz, hebben aanzienlijke bedragen aan uitstaande schulden. Het schuldbedrag zal waarschijnlijk verder toenemen in het licht van de ambitieuze CAPEX- en investeringsplannen van de Groep, in het bijzonder op het niveau van de twee gereguleerde TNBs maar mogelijk ook op het niveau van de Vennootschap in het geval van verdere niet-organische groei. Bijgevolg is het vermogen van de Vennootschap, ETB en 50Hertz om toegang te krijgen tot wereldwijde financieringsbronnen om hun financieringsbehoeften voor de financiering van hun plannen te dekken en hun bestaande schulden te herfinancieren, een sleutelcomponent van het bedrijfs- en strategisch plan van de Groep. Een verslechtering van de financiële markten in het algemeen of een verlaging van de kredietrating van een van deze entiteiten kan een negatieve invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de financiële markten en zou een nadelig effect hebben op de activiteiten, de financiële positie en het vermogen van de Groep om zijn strategisch plan te realiseren.

S&P heeft afzonderlijke kredietbeoordelingen toegekend aan de Groep, ETB en Eurogrid GmbH, de holding boven 50Hertz. Op de datum van dit Prospectus zijn de kredietbeoordelingen voor elk van de drie BBB+ met een stabiel vooruitzicht. Er is echter geen garantie dat de kredietbeoordeling van een van deze entiteiten voor een bepaalde periode dezelfde zal blijven of dat de rating niet zal worden verlaagd door het ratingagentschap indien, naar diens oordeel, de omstandigheden in de toekomst dit rechtvaardigen.

Gezien de specifieke aard van de activiteiten van de Groep en de grote recuperatie van haar financieringskosten via de tariefmethodologie op het niveau van haar twee gereguleerde dochterondernemingen, ETB en 50Hertz, heeft de Groep (onder meer op verzoek van haar regulatoren) een aantal maatregelen ingevoerd. Deze omvatten de goedkeuring van een financierings- en dividendbeleid dat van toepassing is op ETB en Eurogrid en verschillen in de samenstelling van hun raden van bestuur in vergelijking met Elia Group. Zij hebben tot doel de impact van de activiteiten van de Groep en de toekomstige investerings- en strategische plannen op de individuele ratings van ETB en Eurogrid af te schermen. Derhalve, aangezien zowel ETB als Eurogrid vanuit een ratingperspectief tot op zekere hoogte afgeschermd zijn van de Vennootschap, zou een verlaging van de rating van de Vennootschap tot 1 graad niet automatisch een invloed hebben op de rating van ETB of een verlaging tot 2 graden voor Eurogrid (zolang de aparte kredietratings van dergelijke entiteiten hun respectieve ratings ondersteunen). De tariefmethodologie die van toepassing is in België bepaalt dat indien zich een downgrade zou voordoen en deze volledig toe te schrijven zou zijn aan activiteiten die onafhankelijk zijn van ETB, zijnde gereguleerde activiteiten buiten België of niet-gereguleerde activiteiten, de potentiële stijging van de rentekosten op nieuw uitgegeven financiële instrumenten ten gevolge van een dergelijke downgrade gedragen zou kunnen worden door de aandeelhouders van de TNB, in plaats van te worden doorgerekend via de transmissietarieven, hetgeen een invloed zou hebben op het financiële resultaat en de rentabiliteit van de Groep.

Een verlaging van de kredietbeoordeling van de Vennootschap zou ook kunnen voortvloeien uit bijkomende schulden die worden aangegaan in het kader van haar toekomstige niet-organische groei (zie risicofactor “Indien de Groep succesvol is in haar strategie van niet-organische groei, kan dit leiden tot verminderde voorspelbaarheid en hogere volatiliteit in haar inkomsten en bijkomende financiële schuld op het niveau van de Vennootschap”). Dit zou op zijn beurt een invloed kunnen hebben op haar vermogen om dividenden uit te keren. Evenzo kan een downgrade op het niveau van ETB en/of Eurogrid een invloed kunnen hebben op hun vermogen om dividenden uit te keren aan de Vennootschap, in het bijzonder indien de hogere financieringskosten voor ETB en/of 50Hertz niet door de tarieven zouden worden gedekt. Aangezien de inkomsten van de Vennootschap

voornamelijk afhangen van de dividenden ontvangen van haar dochterondernemingen en een aanzienlijk deel daarvan afkomstig is van ETB en 50Hertz, kan elke beperking op hun vermogen om dividenden uit te keren aan de Vennootschap een aanzienlijke impact hebben op de Vennootschap (zie risicofactor “Diverse omstandigheden kunnen het vermogen van de Vennootschap aantasten om dividenden uit te keren of om de doelstellingen van haar dividendbeleid te bereiken”). Bovendien zou ETB, indien zij niet in staat zou zijn te voldoen aan het convenant in haar doorlopende kredietfaciliteit en EIB-lening, op grond waarvan zij een rating dient te behouden die ten minste gelijk is aan BBB-, dan zou ze onderhandelingen moeten aangaan met de EIB en de kredietverstrekkers in het kader van haar doorlopende kredietfaciliteit om afstand te doen van dergelijke wanprestatie, bij gebreke waarvan zij verplicht zou kunnen worden de EIB-lening en alle uitstaande bedragen in het kader van haar doorlopende kredietfaciliteit terug te betalen (zie de rubriek “Financieringsregelingen van de groep § (2) Financieringsregelingen van ETB”). Op datum van dit Prospectus is de EIB-lening van 100 miljoen EUR volledig opgenomen en is de doorlopende kredietfaciliteit van ETB niet opgenomen.

In het kader van de ambitieuze CAPEX-programma’s van ETB en 50Hertz en de verwachte toename van het bedrag van de aangetrokken schuld, zal de Groep eigen vermogen moeten ophalen om haar vooropgestelde verhouding eigen vermogen/schuld (i.e. regulatoire schuldgraad) en vooropgesteld rendement op eigen vermogen te behouden (zie risicofactor “De Groep is onderworpen aan een uitgebreide regelgeving en haar inkomsten zijn in grote mate afhankelijk van de toepasselijke tariefmethodologie in haar kernmarkten, die onderhevig is aan mogelijke wijzigingen en herzieningen)”. Indien de Groep er niet in zou slagen dergelijk eigen vermogen op te halen of indien de verhouding eigen vermogen/schuld anderszins zou verslechteren, kan dit een negatieve impact hebben op de kredietrating van ETB en/of 50Hertz, wat op zijn beurt een impact kan hebben op de kredietbeoordeling en de rentabiliteit van de Groep.

Een beslissing van een ratingagentschap om de kredietbeoordeling van de Vennootschap, ETB en/ of 50Hertz te verlagen, kan de financieringsmogelijkheden van de Groep beperken, haar financieringskosten verhogen en een impact hebben op haar financiële positie en rentabiliteit.

Verschillende omstandigheden kunnen een invloed hebben op het vermogen van de Vennootschap om dividenden uit te keren of om te voldoen aan de doelstellingen van haar dividendbeleid.

De Vennootschap is een holdingmaatschappij die afhankelijk is van het vermogen van haar dochterondernemingen om dividenden uit te keren aan de Vennootschap. Aangezien deze voornamelijk afkomstig zijn van de dividenden uitgekeerd door haar twee gereguleerde dochterondernemingen ETB en 50Hertz (via Eurogrid International NV en haar belang van 80 procent in Eurogrid GmbH), is de Vennootschap afhankelijk van het vermogen van deze twee gereguleerde dochterondernemingen om dividenden uit te keren om aan haar eigen financiële verplichtingen te voldoen, haar eigen kosten als holdingvennootschap te dekken en dividenden uit te keren (zie “De activiteiten van de Groep”).

Zowel ETB als 50Hertz hebben een financierings- en dividendbeleid aangenomen voor de huidige regulatoire periode (tot 2023) om hun kredietbeoordeling en toegang tot de financiële markten tegen aantrekkelijke voorwaarden op zelfstandige basis te ondersteunen. Ofschoon niet verwacht wordt dat dit een belemmering zal vormen voor hun vermogen om dividenden te blijven uitkeren, zoals in het verleden gebruikelijk was, is er geen garantie in die zin. Rekening houdend met onder andere de CAPEX-programma’s van beide entiteiten, kan niet worden uitgesloten dat uitzonderlijke onvoorziene gebeurtenissen een impact zouden hebben op het vermogen van ETB en/of 50Hertz om in de toekomst dividenden uit te keren aan de Vennootschap. Het vermogen van deze dochterondernemingen om dividenden uit te keren zou ook kunnen worden beperkt in geval van een werkelijke of potentiële verlaging van hun kredietbeoordeling of als gevolg van de hogere schuld die zij hebben aangegaan om hun CAPEX-programma’s te financieren (zie risicofactor “Een verlaging van de kredietbeoordeling van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid kan een invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en een impact hebben op hun financiële positie”). Indien de dividenden van ETB en/of 50Hertz in die mate zouden dalen dat ze de kosten van de Vennootschap niet dekken, met inbegrip van de verwachte dividenduitkeringen in lijn met haar dividendbeleid, zou dit een impact hebben op het vermogen van de Vennootschap om dividenden uit te keren. Bovendien hangt het vermogen van de Vennootschap en haar dochterondernemingen om dividend uit te keren af van hun winst en kunnen ze onderworpen zijn aan wettelijke of andere beperkingen. Het kan bijvoorbeeld niet worden uitgesloten dat de niet-

organische groeistrategie van de Groep een impact zou kunnen hebben op het toekomstige vermogen van de Groep om dividenden uit te keren (zie “Indien de Groep succesvol is in haar strategie van niet-organische groei, kan dit leiden tot verminderde voorspelbaarheid en hogere volatiliteit in haar inkomsten en bijkomende financiële schuld op het niveau van de Vennootschap”)

In het kader van haar huidige dividendbeleid streeft de Vennootschap naar een dividendgroei over het volledige jaar die niet lager ligt dan de stijging van de consumptieprijsindex (“inflatie”) in België. Het dividendbeleid van de Vennootschap, dat werd vastgelegd in 2019, ondersteunt haar lange termijn ambitie om te streven naar een zeker dividend in reële termen voor de aandeelhouders, terwijl het de Vennootschap in staat stelt een sterke balans te behouden die nodig is om het ambitieuze investeringsprogramma van de Groep te financieren (zie “Activiteiten van de Groep – Dividendbeleid”). Dienovereenkomstig biedt het dividendbeleid voorspelbaarheid aan de aandeelhouders van de Vennootschap. Bovendien is de dividenduitkering van de Vennootschap, in overeenstemming met haar beleid, de voorbije zeven opeenvolgende jaren gestegen. Indien de Vennootschap er niet in zou slagen het vooropgestelde stabiele aandeelhoudersrendement te behalen in lijn met haar dividendbeleid (en de onderliggende verwachtingen van de aandeelhouders in lijn daarmee), zou dit een negatieve impact kunnen hebben op haar aandelenkoers of op haar vermogen om bestaande en nieuwe aandeelhouders te behouden of aan te trekken.

Indien de Groep succesvol is in haar strategie van niet-organische groei, kan dit leiden tot verminderde voorspelbaarheid en hogere volatiliteit in haar inkomsten en bijkomende financiële schuld op het niveau van de Vennootschap

Als onderdeel van de strategie van de Groep streeft zij naar een verdere uitbreiding van haar activiteiten buiten haar huidige perimeter (“niet-organische groei”) om maatschappelijke waarde te creëren. Deze groei kan verband houden met activiteiten die gereguleerd zijn buiten haar kernmarkten, België en Duitsland, of niet-gereguleerd zijn. De gebieden die de Groep momenteel onderzoekt voor verdere niet-organische groei omvatten, onder andere, offshore ontwikkeling buiten de maritieme grenzen van de gereguleerde TNBs (ETB en 50Hertz). De Groep heeft onlangs de oprichting aangekondigd van een nieuwe dochteronderneming, WindGrid, die zij ziet als een logische stap in de verdere uitbreiding van de Groep naar een internationaal energiebedrijf om te kapitaliseren en bij te dragen tot de versnelde ontwikkeling van offshore energie.

Een toename van de blootstelling aan nieuwe activiteiten kan echter de voorspelbaarheid verminderen en de volatiliteit verhogen van de resultaten van de Groep, de kasstroom en de financieringsbehoeften. Hoewel er geen zicht is op of zekerheid bestaat over de vraag of de Vennootschap in staat zal zijn haar ambitie om uit te breiden door middel van fusies en overnames te realiseren, noch over het tempo waarin dit zou gebeuren, zou, als het zich voordoet, het aandeel van de opbrengsten en winsten van de Groep die afkomstig zijn van haar meer stabiele en voorspelbare gereguleerde activiteiten mettertijd kunnen verminderen. Bovendien zullen de kosten verbonden aan de ontwikkeling of het beheer van dergelijke activiteiten, in het licht van het regulatoire kader en de afschermingsmaatregelen die van toepassing zijn op ETB en 50Hertz, volledig door de Vennootschap moeten worden gedragen, aangezien de kosten ervan mogelijk niet worden gedekt door een van de regulatoire tariefkaders. De ontwikkeling van deze nieuwe activiteiten door de Groep kan bijgevolg een bijkomend financieel risico inhouden voor de Groep, wat een invloed kan hebben op haar winstgevendheid, financiële prestaties, kredietrating en vermogen om dividenden uit te betalen (zie risicofactor “Een verlaging van de kredietrating van de Vennootschap, ETB en/of Eurogrid kan een invloed hebben op hun vermogen om toegang te krijgen tot de kapitaalmarkten en op hun financiële positie”).

De verdere ontwikkeling van de offshore-infrastructuur kan specifieke uitdagingen met zich meebrengen en de specifieke aansprakelijkheidsregeling die van toepassing is op offshore- verbindingen kan een invloed hebben op de rentabiliteit van de Groep

De verdere ontwikkeling van de offshore-infrastructuur is een wezenlijk onderdeel van de strategie van de Groep en van de Europese energietransitie. Hoewel de Groep gezien haar bestaande staat van dienst en ervaring goed gepositioneerd is met betrekking tot de verdere ontwikkeling van de offshore-infrastructuur, zijn er een aantal inherente risico’s aan verbonden. Naast het innovatieve en onuitgeteste karakter van sommige van de voorgestelde oplossingen, brengen de planning, de bouw en de exploitatie van de netaansluitingen van offshore-windmolenparken een aantal onzekerheden (waaronder, bijvoorbeeld, weersomstandigheden en bodemgesteldheid) en technische uitdagingen

met zich mee. Verder is er ook slechts een beperkt aantal potentiële leveranciers voor de belangrijkste onderdelen van dergelijke netverbindingen.

Bovendien zijn er specifieke wettelijke aansprakelijkheidsregelingen van toepassing op de offshore- verbindingen.

In België is de TNB belast met de aansluiting van offshore windmolenparken op haar Modular Offshore Grid (MOG I), overeenkomstig de geldende wetten en voorschriften (zie “Activiteiten van de Groep – Belangrijkste projecten ETB”). Enige onderbreking van dergelijke aansluiting die toerekenbaar is aan een zware fout of opzettelijke fout van de TNB kan de Vennootschap blootstellen aan schadeclaims (beperkt tot de nettowinst die ETB specifiek zou kunnen genereren op de Modular Offshore Grid-activa in het specifieke jaar waarin het incident plaatsvond). Een dergelijke schadeclaim kan een negatieve impact hebben op de activiteiten, winst en financiële situatie van de Vennootschap. Soortgelijke wettelijke en regelgevende kaderregelingen worden momenteel besproken met het oog op de toekomstige ontwikkeling van verdere offshore hernieuwbare productie en de bijhorende transmissieactiva om ze te verbinden met het offshore transmissienetwerk (MOG II).

In Duitsland is 50Hertz verplicht om zonder onnodige vertraging alle installaties voor hernieuwbare energie in haar controlegebied aan te sluiten overeenkomstig de geldende wetten en voorschriften. Elke vertraging in deze aansluitingen kan 50Hertz ertoe verplichten schadevergoedingen te betalen aan de exploitanten van de offshore windmolenparken. In het bijzonder vloeit de verplichting van 50Hertz om offshore windparken aan te sluiten voort uit specifieke bepalingen in het EnWG, terwijl verplichtingen om alle andere types van faciliteiten voor hernieuwbare energie aan te sluiten, voortvloeien uit het EEG. Ondanks zorgvuldige voorbereiding en analyses worden technische problemen vaak pas ontdekt in de uitvoerings- en operationele fase die dan onmiddellijk moeten worden verholpen. Vertragingen en wijzigingen in de planning- en bouwfasen (en ook latere, ongeplande wijzigingen in de operationele fase) zijn dus mogelijk. De aansprakelijkheden die hieruit voortvloeien, worden mogelijk niet gedekt door de Offshore Liability Surcharge, noch (volledig) gedekt door afgesloten verzekeringen, en kunnen dus een impact hebben op de winst van 50Hertz.

Overeenkomstig sec. 17e EnWG is 50Hertz in principe aansprakelijk voor financiële schade, en dit ongeacht haar schuld, als de kabelverbinding gedurende meer dan 10 opeenvolgende of meer dan 18 niet-opeenvolgende dagen per kalenderjaar wordt verstoord of wordt vertraagd met meer dan 10 dagen na de voltooiingsdatum die door de TNB moet worden gepubliceerd na bestelling van de activa die nodig zijn voor de netverbinding. Deze datum wordt bindend 30 maanden voor deze bereikt wordt. Na verstrijken van de betrokken wachttermijn kan de exploitant een schadevergoeding van 90 procent eisen van 50Hertz. Indien 50Hertz de verstoring of vertraging bewust zou hebben veroorzaakt, kan de exploitant van het offshore windpark schadevergoeding eisen vanaf de eerste dag en moet 50Hertz de vergoedingskosten volledig dragen. In het andere geval kan het de kosten minstens gedeeltelijk doorberekenen via de Offshore Aansprakelijkheidstoeslag (Offshore Liability Surcharge). Als 50Hertz kan aantonen dat het niet nalatig heeft gehandeld, kunnen alle kosten worden doorgerekend. Indien 50Hertz echter door nalatigheid heeft bijgedragen tot verstoringen of vertragingen kan zij krachtens Art. 17f EnWG slechts een deel van de kosten van compensatie aan de eindgebruiker doorberekenen. In geval van schade veroorzaakt door nalatigheid die geen grove nalatigheid uitmaakt, is de eigen aansprakelijkheid van 50Hertz beperkt tot €17,5 miljoen per schadegeval. In geval van grove nalatigheid zal een maximale eigen aansprakelijkheid van

€110 miljoen per jaar (limiet) door 50Hertz gedragen moeten worden. Als er dus bepaalde kosten niet mogen worden doorgerekend via de hogervermelde Toeslag, kan het offshore regime een negatieve impact hebben op de winstgevendheid van 50Hertz en bijgevolg ook op de winstgevendheid van de Vennootschap.

Een gebrek aan hooggekwalificeerd personeel kan leiden tot onvoldoende expertise en knowhow om haar strategische doelstellingen te verwezenlijken

De Groep heeft een ambitieus programma om haar engagement waar te maken om bij te dragen tot het koolstofarm maken van de samenleving. Het streven naar meer offshore, digitalisering en een consumentgericht model vergt aanzienlijke investeringen en veranderingen in de organisatie van de Groep. Om deze doelstellingen te kunnen bereiken, moeten de cultuur en het personeelsbestand van de Groep volledig afgestemd zijn op de strategie van de Groep en moet de Groep erin slagen de nodige specifieke technische expertise aan te trekken en te behouden. Zie ook de risicofactoren

“Storingen in de informatie- en communicatietechnologie (ICT), cyberaanvallen, gegevensbeveiliging en beschermingsproblemen kunnen de bedrijfsresultaten van de Groep ongunstig beïnvloeden” en “De Groep is afhankelijk van een beperkt aantal leveranciers en hun vermogen om tijdig infrastructuurwerken van goede kwaliteit te leveren”.

Gezien de specifieke aard van de expertise en de grote vraag op de markt, is het steeds moeilijker geworden om deze profielen op de arbeidsmarkt te vinden. Dit wordt nog verergerd door de huidige strijd om talent. Bovendien heeft de pandemie de noodzaak onderstreept om extra zorg te dragen voor het welzijn van de werknemers en meer aandacht te besteden aan hun persoonlijke behoeften.

Als de Groep er niet in slaagt over voldoende personeel en deskundigheid te beschikken, neemt het risico toe dat de uitvoering van haar strategie mislukt (vertraging, mislukken van het beheer van de toenemende complexiteit van de netexploitatie, vertraging in de realisatie van de CAPEX die de energietransitie ondersteunt, enz.), rekening houdend met de zeer gespecialiseerde en complexe aard van haar activiteiten. Een verlies van hoogopgeleid personeel kan bovendien leiden tot een ontoereikende expertise en knowhow om de strategische doelstellingen van de Groep te bereiken.

De Vennootschap beschikt mogelijk niet over een toereikende verzekeringsdekking

De Groep heeft de nodige verzekeringspolissen onderschreven om haar activiteiten uit te oefenen in lijn met de industriestandaards. Het kan echter niet worden gegarandeerd dat de onderschreven verzekeringsdekking in alle omstandigheden toereikend zal blijken te zijn. Hoewel de Groep contracten heeft om de blootstelling van de Groep aan bepaalde risico’s te beperken (zie “Activiteiten van de Groep”), zijn de Groep en in het bijzonder ETB en 50Hertz niet (volledig) verzekerd tegen alle risico’s waaraan zij zijn blootgesteld. Dit omvat, maar is niet beperkt tot, risico’s die voortvloeien uit materiële schade aan bovengrondse lijnen, offshore-activa, verliezen van derden, schadevergoedingen, vorderingen wegens stroomuitval, cyberaanvallen of verliezen ten gevolge van menselijke fouten of gebrekkige opleiding. Iedere schadevergoeding of vordering boven de verzekeringsdekking kan een negatieve impact hebben op de winstgevendheid van de Groep.

Bovendien is een passende verzekering voor bepaalde risico’s (zoals vorderingen wegens stroomuitval die hoger liggen dan de verzekeringsdekking en aansprakelijkheid voor milieuaangelegenheden, terrorisme of cyberaanvallen) mogelijk niet beschikbaar tegen redelijke voorwaarden of zelfs helemaal niet. Mochten deze risico’s zich voordoen, dan zou het regulatoir mechanisme die kosten kunnen dekken maar het risico bestaat dat een deel van die uitzonderlijke kosten door de betrokken TNB moet worden gedragen, hetgeen de algemene rentabiliteit van de Groep zou kunnen aantasten.

Risico’s verbonden aan de aandelen en de Aanbieding

De beurskoers van de aandelen van de Vennootschap kan volatiel zijn en kan dalen tot onder de Uitgifteprijs

Er kan geen zekerheid worden gegeven dat de Uitgifteprijs zal overeenstemmen met de beurskoers van de aandelen na de Aanbieding, of dat de koers van de aandelen op de beurs de werkelijke financiële prestaties van de Vennootschap zal weerspiegelen. Er zijn diverse factoren die de marktprijs van de aandelen aanzienlijk kunnen beïnvloeden, zoals het aantal aandelen dat wordt gehouden door het publiek, wijzigingen in de bedrijfsresultaten van de Vennootschap, wijzigingen in de algemene situatie van de energiesector en algemene economische en bedrijfsomstandigheden in de landen waar ETB en 50Hertz actief zijn. Bovendien hebben de effectenmarkten de voorbije jaren aanzienlijke prijs- en volumeschommelingen gekend. Gelijkaardige fluctueringen in de toekomst kunnen een wezenlijke nadelige invloed hebben op de koers van de aandelen, ongeacht de bedrijfsresultaten of de financiële toestand van de Vennootschap.

De Vennootschap is een liquiditeitscontract aangegaan met Exane BNP Paribas.

Meer informatie over de lock-up verbintenis van Publi-T en de standstill verbintenis van de Vennootschap is terug te vinden in de rubriek “Informatie over de Aanbieding – Lock-up en standstill verbintenissen”.

Als er een aanzienlijke daling is in de marktprijs van de aandelen, kan dit een nadelige invloed hebben op de marktprijs van de Voorkeurrechten (zie de risicofactor “Als de Aanbieding met Voorkeurrechten wordt stopgezet of als er een aanzienlijke koersdaling is van de aandelen, kunnen de Voorkeurrechten ongeldig worden of hun waarde verliezen”).

De kapitaalverhoging kan lager uitvallen dan het voorgenomen Uitgiftebedrag indien niet volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven en er is geen minimumbedrag voor de Aanbieding vastgesteld

De Vennootschap heeft het recht om een kapitaalverhoging door te voeren voor een verlaagd bedrag. Er is geen minimumbedrag vastgesteld voor de Aanbieding. Daarom: (i) worden mogelijk slechts een beperkt bijkomend aantal aandelen van de Vennootschap beschikbaar gesteld voor verhandeling op de markt, als gevolg waarvan de free float van de aandelen van de Vennootschap in mindere mate kan toenemen dan verwacht; en (ii) de financiële middelen van de Vennootschap met het oog op de aanwending van de opbrengsten van de Aanbieding kunnen mogelijk worden verminderd. Zie de rubriek “Redenen voor de Aanbieding en Aanwending van de opbrengsten” voor bijkomende informatie over het gebruik van de opbrengsten. De Vennootschap zal daarom mogelijk op zoek moeten gaan naar verdere externe financiering.

Indien het Aanbod zou resulteren in inschrijvingen voor een bedrag dat lager is dan het geplande Uitgiftebedrag, zou de Vennootschap beschikken over een bedrag dat lager is dan de EUR 590.113.192,50 bruto-opbrengst die zij van plan is op te halen. Afhankelijk van het bedrag van het tekort en van de snelheid waarmee zij het kapitaal van ETB en 50Hertz zou moeten verhogen, wat op zijn beurt zou afhangen van het tempo van de respectieve voorgenomen investeringsplannen op het niveau van elk van de TNB’s, zou de Vennootschap kunnen beslissen om het bedrag dat is toegewezen aan een of meerdere van de drie posten waarnaar wordt verwezen in de rubriek “Redenen voor de Aanbieding en Aanwending van de opbrengsten” te verlagen. In het geval dat het bedrag aanzienlijk lager zou zijn (een risico dat zou moeten worden afgezwakt door de onvoorwaardelijke verbintenis van de belangrijkste aandeelhouders van de Vennootschap, Publi-T en Publipart, om al hun Voorkeurrechten uit te oefenen), kan dit Groep ertoe verplichten andere maatregelen te nemen (zoals het aangaan van schulden op het niveau van de Vennootschap om als kapitaal in te brengen in een van de TNB’s of een groter deel van de winst in te houden op het niveau van een van de TNB’s) of een regulatoire gearingdoelstelling te aanvaarden die lager is dan de voorgenomen 40/60 ratio. Er wordt echter niet verwacht dat dit een impact zal hebben op het vermogen van de Groep, en in het bijzonder van ETB en 50Hertz, om de nodige fondsen te verzamelen voor hun investeringsplannen of dit zal naar verwachting niet leiden tot uitstel van van hun geplande investeringen.

Als de Aanbieding met Voorkeurrechten wordt stopgezet of als er een aanzienlijke koersdaling is van de aandelen, kunnen de Voorkeurrechten ongeldig worden of hun waarde verliezen

Als er een aanzienlijke daling is in de prijs van de aandelen, inclusief als gevolg van short selling van de aandelen van de Vennootschap, dan kan dit een wezenlijk nadelige invloed hebben op de waarde van de Voorkeurrechten. Enige volatiliteit in de koers van de aandelen zal eveneens een impact hebben op de koers van de Voorkeurrechten, en als gevolg daarvan zouden de Voorkeurrechten hun waarde volledig kunnen verliezen. Voorts kunnen de verplichtingen van de Underwriters krachtens de Underwritingovereenkomst in bepaalde omstandigheden worden beëindigd (zie de rubriek “Underwritingovereenkomst”), hetgeen op zich kan leiden tot een stopzetting van de Aanbieding met Voorkeurrechten. Als de Aanbieding met Voorkeurrechten wordt stopgezet zoals omschreven in de rubriek “Intrekking of opschorting van de Aanbieding”, worden de Voorkeurrechten ongeldig of waardeloos. Bijgevolg zullen beleggers die dergelijke Voorkeurrechten hebben verworven op de secundaire markt een verlies lijden, aangezien transacties met betrekking tot dergelijke Voorkeurrechten niet zullen worden ongedaan gemaakt eens de Aanbieding met Voorkeurrechten werd stopgezet.

Er is geen zekerheid dat er zich een verhandelingsmarkt zal ontwikkelen voor de Voorkeurrechten, en indien er zich een markt ontwikkelt, kan de beurskoers van de Voorkeurrechten aan meer volatiliteit onderhevig zijn dan de beurskoers van de aandelen.

De Voorkeurrechten zullen naar verwachting van 16 juni 2022 tot 23 juni 2022 worden verhandeld op de beurs van Euronext Brussels. Er is geen zekerheid dat er zich tijdens die periode een actieve verhandelingsmarkt voor de Voorkeurrechten zal ontwikkelen, en als er zich een dergelijke markt ontwikkelt, kan er geen zekerheid worden geboden over de liquiditeit van een dergelijke verhandelingsmarkt. De beurskoers van de Voorkeurrechten hangt af van verschillende factoren, inclusief, maar niet beperkt tot, de evolutie van de koers van de aandelen, maar zou ook onderhevig kunnen zijn aan beduidend grotere prijsschommelingen dan de aandelen.

Bepaalde belangrijke aandeelhouders van de Vennootschap na de Aanbieding kunnen belangen hebben die verschillen van die van de Vennootschap en zijn mogelijk in staat om de Vennootschap te controleren, met inbegrip van de uitkomst van een aandeelhoudersstemming

De Vennootschap zal een aantal belangrijke aandeelhouders blijven hebben. Voor een overzicht van de belangrijke aandeelhouders van de Vennootschap op datum van dit Prospectus wordt verwezen naar de rubriek “Relatie met belangrijke aandeelhouders en transacties met verbonden partijen – Aandeelhouderschap”.

Gelet op haar huidige aandelenbelang kan Publi-T CV (“Publi-T”), dat de Belgische gemeenten vertegenwoordigt, een aanzienlijke invloed uitoefenen op de goedkeuring van aandeelhoudersbesluiten en kan in ieder geval elk aandeelhoudersbesluit blokkeren omdat de goedkeuring van elk aandeelhoudersbesluit de goedkeuring vereist van een meerderheid van de houders van aandelen van soort A en/of soort C, op voorwaarde dat de houders van aandelen van soort A en/of soort C minstens 25 procent van het totale uitstaande kapitaal van de Vennootschap bezitten (of 15 procent in geval van verwatering na een kapitaalverhoging).

In de mate dat bepaalde aandeelhouders hun stemrechten zouden verenigen, zouden ze de mogelijkheid kunnen hebben om bestuurders te benoemen of te ontslaan en, afhankelijk van hoe wijdverspreid de andere aandelen van de Vennootschap zijn, bepaalde andere aandeelhoudersbesluiten te nemen waarvoor meer dan 50 procent of 75 procent vereist is van de stemmen van de aandeelhouders die aanwezig of vertegenwoordigd zijn op de Algemene Aandeelhoudersvergaderingen waarop dergelijke punten ter stemming aan de aandeelhouders worden voorgelegd. Gelet op het huidige aandeelhouderschap van Publi-T, is voor alle aandeelhoudersbesluiten de goedkeuring door Publi-T vereist. Anderzijds, in de mate dat deze aandeelhouders niet over voldoende stemmen beschikken om bepaalde besluiten van de algemene vergadering op te leggen, zouden ze wel de mogelijkheid kunnen hebben voorgestelde besluiten te blokkeren waarvoor meer dan 50 procent of 75 procent vereist is van de stemmen van de aandeelhouders die aanwezig of vertegenwoordigd zijn op de Algemene Aandeelhoudersvergaderingen waarop dergelijke punten ter stemming aan de aandeelhouders worden voorgelegd. Dergelijk stemgedrag van deze aandeelhouders is mogelijk niet in lijn met het belang van de Vennootschap of van de andere aandeelhouders van de Vennootschap.

Herroeping van de inschrijving in bepaalde omstandigheden kan verhinderen dat in de Netto- Opbrengst van de Scrips kan worden gedeeld en kan andere nadelige financiële gevolgen hebben

Inschrijvers die hun inschrijving na de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten intrekken, delen niet in de Netto-Opbrengst van de Scrips en worden op geen enkele andere manier vergoed, met inbegrip van de aankoopprijs (en enige daarmee verband houdende kosten) die zij hebben betaald om enige Voorkeurrechten of Scrips te verwerven, aangezien de Voorkeurrechten die aan deze inschrijvingsorders zijn gehecht niet tijdig zijn omgezet in Scrips en aangeboden als onderdeel van de Private Plaatsing van Scrips.

Bepaalde Bestaande Aandeelhouders buiten België beschikken mogelijk over een beperkte tijd om een inschrijvingsorder te plaatsen voor de uitoefening van hun Voorkeurrechten, of inschrijvingsorders geplaatst bij financiële tussenpersonen buiten België kunnen mogelijk niet tijdig worden verwerkt door de lokale financiële tussenpersonen

Voorkeurrechten die niet worden uitgeoefend gedurende de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten worden nietig en ongeldig. In de mate dat Voorkeurrechten niet of niet tijdig zijn uitgeoefend en/of enige uitoefening niet tijdig werd verwerkt, zal het proportioneel aandeelhouderschap en stemrecht van de Bestaande Aandeelhouders in de Vennootschap worden verlaagd, en zal het percentage dat de aandelen die worden aangehouden vóór de Aanbieding vertegenwoordigt in het verhoogde kapitaal na de Aanbieding overeenkomstig worden verminderd. In de praktijk, in geval van langdurige vennootschapsrechtelijke procedures, is het mogelijk dat bepaalde aandeelhouders buiten België (bv. in Duitsland) weinig tijd hebben om een inschrijvingsorder te plaatsen voor de uitoefening van hun Voorkeurrechten zodra zij kennis hebben gekregen van de Aanbieding. De Vennootschap heeft geen enkele centralisatieagent buiten België aangesteld, noch zijn er specifieke procedures voorzien om de financiële dienst buiten België te accommoderen. De rol van de Underwriters zal zich niet uitstrekken tot de Aanbieding aan het publiek in Duitsland. Er werd geen enkele financiële instelling aangesteld in Duitsland om financiële diensten te verlenen in verband met de Aanbieding. Het kan dat inschrijvingsorders bij financiële

tussenpersonen buiten België niet tijdig worden verwerkt door de lokale financiële tussenpersonen. Bijgevolg moeten beleggers (en in het bijzonder deze buiten België) die aan de Aanbieding wensen deel te nemen, zich ervan vergewissen dat de financiële instelling met wie zij hun aandelen aanhouden of via wie zij wensen deel te nemen aan de Aanbieding, beschikt over de vereiste processen om hun inschrijving tijdig te verwerken. De financiële tussenpersoon met wie zij hun aandelen aanhouden of via wie zij aan de Aanbieding wensen deel te nemen, is als enige verantwoordelijk voor het verkrijgen van de inschrijvingsaanvraag en voor het naar behoren doorsturen van deze inschrijvingsaanvraag, samen met alle nodige documentatie en het toepasselijke aantal Voorkeurrechten. Elke houder van een Voorkeurrecht dat niet werd uitgeoefend en verwerkt tegen de laatste dag van de Inschrijvingsperiode voor de Voorkeurrechten heeft enkel recht op een evenredig deel van de opbrengst van de verkoop van de Scrips, indien van toepassing (zoals beschreven in de rubriek “Informatie over de Aanbieding – Private Plaatsing van de Scrips”). Er is echter geen zekerheid dat enige of alle Scrips zullen worden verkocht tijdens de Private Plaatsing van de Scrips of dat er enige dergelijke opbrengst zal zijn. Aandeelhouders buiten België zijn mogelijk niet in staat om voorkeurrechten uit te oefenen (bericht voor beleggers die niet in België verblijven)

In geval van een kapitaalverhoging van de Vennootschap door middel van inbreng in contanten hebben houders van aandelen doorgaans recht op volledige voorkeurrechten, tenzij deze rechten worden uitgesloten of beperkt, ofwel door een besluit van de Algemene Aandeelhoudersvergadering, ofwel door een besluit van de Raad van Bestuur (op voorwaarde dat de Raad van Bestuur gemachtigd werd door de Algemene Aandeelhoudersvergadering of door de Statuten om het kapitaal op die wijze te verhogen, wat het geval is op de datum van dit Prospectus). Bepaalde aandeelhouders buiten België zijn mogelijk niet in staat om voorkeurrechten uit te oefenen, tenzij de lokale effectenwetgeving wordt nageleefd. In het bijzonder zijn aandeelhouders in de Verenigde Staten mogelijk niet in staat om voorkeurrechten uit te oefenen, tenzij er een registratieverklaring in het kader van de Securities Act verklaard werd van kracht te zijn voor de aandelen die kunnen worden uitgegeven ingevolge de uitoefening van dergelijke voorkeurrechten of indien er een vrijstelling van de registratievereisten voorhanden is. De Vennootschap heeft niet de intentie om in de Verenigde Staten een registratieverklaring te verkrijgen of enige vereiste te vervullen in andere rechtsgebieden (behalve België) om aandeelhouders in dergelijke rechtsgebieden in staat te stellen hun voorkeurrechten uit te oefenen (voor zover zij niet zijn opgeheven of beperkt). Bijgevolg kan de Vennootschap in de toekomst aan andere personen dan haar Bestaande Aandeelhouders aandelen of andere effecten verkopen tegen een lagere prijs dan de Nieuwe Aandelen en bijgevolg is het mogelijk dat Amerikaanse of andere niet-Belgische aandeelhouders een aanzienlijke verwatering van hun belang in de Vennootschap ondergaan.

REDENEN VAN DE AANBIEDING EN AANWENDING VAN DE OPBRENGST

Het hoofddoel van de Aanbieding is het financieren van de organische groei van de Groep en het ondersteunen van de strategie van de Groep zoals uiteengezet in de rubriek “Activiteiten van de Groep – Strategie” van dit Prospectus. De Aanbieding zal de balans van de Vennootschap versterken en de financiering van de CAPEX-programma’s van ETB en 50Hertz ondersteunen.

Als er volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven, zal de netto-opbrengst van de Aanbieding hoofdzakelijk als volgt worden gebruikt:

* 300 miljoen EUR: om de gereguleerde activiteiten in België te financieren, voornamelijk de realisatie van het CAPEX-programma zoals uiteengezet in de rubriek “Activiteiten van de Groep – Strategie – Pijlers van groei” van dit Prospectus (via een verhoging van het eigen-vermogensaandeel in ETB) in overeenstemming met de gearing-ratio zoals gedefinieerd in het regelgevend kader dat van toepassing is in België.

* 200 miljoen EUR: om de gereguleerde activiteiten te financieren, voornamelijk de uitvoering van het CAPEX-programma in Duitsland (via een verhoging van het eigen- vermogensaandeel in Eurogrid GmbH, de holdingmaatschappij boven 50Hertz) om de balans te versterken.

* Het resterende deel van de opbrengst van de Aanbieding zal worden gebruikt voor algemene bedrijfsdoeleinden van de Vennootschap.

Als er volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven, wordt de bruto-opbrengst van de uitgifte van Nieuwe Aandelen geraamd op circa 590.113.192,50 EUR. De netto-opbrengst van de uitgifte van Nieuwe Aandelen wordt geraamd op circa 583.978.687,50 EUR.

De Vennootschap heeft het recht om over te gaan tot een kapitaalverhoging voor een verlaagd bedrag. Er is geen minimumbedrag vastgesteld voor de Aanbieding. In geval van een verlaagd bedrag kan de Vennootschap naar eigen goeddunken beslissen om het bedrag dat aan één van de drie bovenvermelde onderdelen wordt toegekend, te verminderen (zie de risicofactor “De kapitaalverhoging kan lager uitvallen dan het voorgenomen Uitgiftebedrag indien niet volledig op de Aanbieding wordt ingeschreven en er is geen minimumbedrag voor de Aanbieding vastgesteld”).

Voor schattingen van de kosten en uitgaven van de Aanbieding, zie de rubriek “Informatie over de Aanbieding – Kosten in verband met de Aanbieding”.

Op de datum van dit Prospectus kan de Vennootschap niet met zekerheid voorspellen voor welke precieze doeleinden de opbrengst uit de uitgifte van Nieuwe Aandelen aangewend zal worden, of welke bedragen ze effectief zal besteden of toewijzen aan de financiering van de gereguleerde investeringen in België conform het nieuwe regelgevend kader, aan de gereguleerde investeringen in Duitsland en/of aan algemene bedrijfsdoeleinden. De bedragen en de tijdstippen van de werkelijke uitgaven van de Vennootschap zullen afhangen van talrijke factoren. Het management van de Vennootschap zal over een bepaalde flexibiliteit beschikken voor de aanwending van de opbrengst van de uitgifte van de Nieuwe Aandelen en kan de toewijzing van deze opbrengst wijzigen als gevolg van deze en andere voorwaardelijke gebeurtenissen.

KAPITALISATIE EN SCHULDENLAST

Kapitalisatie en schuldenlast

In de tabel hierna worden de kapitalisatie en schuldenlast van de Vennootschap weergegeven per 31 december 2020 en 2021 en per 31 maart 2022.

De cijfers over de kapitalisatie en de schuldenlast per 31 december 2020 en 2021 werden zonder materiële aanpassingen overgenomen uit de geauditeerde geconsolideerde jaarrekeningen van de Groep die werden opgesteld in overeenstemming met IFRS, zoals bekrachtigd door de EU, voor de perioden afgesloten op 31 december 2020 en 2021, en dienen te worden gelezen in samenhang met de geconsolideerde jaarrekening van de Groep.

De cijfers over de kapitalisatie en de schuldenlast per 31 maart 2022 werden overgenomen uit de niet-geauditeerde geconsolideerde financiële verslaggeving opgesteld overeenkomstig IFRS.

Deze tabel moet worden gelezen in combinatie met rubriek “Geselecteerde financiële informatie” en de geconsolideerde jaarrekeningen en de daarbij horende toelichtingen die in dit Prospectus zijn opgenomen door middel van verwijzing.

Deze tabel houdt geen rekening met de opbrengst van de Aanbieding.

	31 maart	31 december	31 december
	2022	2021	2020
Kapitalisatieverklaring		(miljoen €)
Schulden op korte termijn	5.016,1	3.924,8	1.835,6

Gewaarborgd	0,0	0,0	0,0
Zekergesteld	0,0	0,0	0,0
Niet-gewaarborgd of niet-zekergesteld	5.016,1	3.924,8	1.835,6

Schulden op lange termijn	7.964,3	7.972,1	7.513,0
Gewaarborgd	0,0	0,0	0,0
Zekergesteld – hoofdsom	0,0	0,0	0,0
Niet-gewaarborgd of niet-zekergesteld	7.964,3	7.972,1	7.513,0

Eigen vermogen	5.118,9	4.938,4	4.500,0
Aandelenkapitaal	1.709,2	1.709,2	1.709,1
Uitgiftepremie	262,9	262,9	262,4
Wettelijke reserve	183,3	173,0	173,0
Overige reserves	1.844,0	1.705,5	1.327,2
Eigen vermogen toe te rekenen aan gewone
aandelen	3.999,4	3.850,6	3.471,7
Eigen vermogen toe te rekenen aan houders van
hybride effecten	706,1	701,4	701,4
Minderheidsbelang	413,3	386,4	326,9
Totaal	18.099,3	16.835,3	13.848,6

		31 maart	31 december	31 december
		2022	2021	2020
			(miljoen €)
Verklaring van schuldenlast
A Geldmiddelen		552,4	563,2	368,1
B Kasequivalenten(*)		3.245,8	2.486,2	222,0
C Overige financiële activa		0,0	0,0	0,0
D Liquiditeit (A+B+C)		3.798,2	3.049,5	590,1
E Financiële schuld op korte termijn (**)		102,7	171,7	783,2
F Kortlopend deel van financiële schulden op
lange termijn		22,3	22,3	22,3
G Financiële schulden op korte termijn
(E+F)		125,0	194,0	805,5
H Netto financiële schulden op korte termijn
	(G-D)	-3.673,2	-2.855,5	215,4
I	Financiële schulden op lange termijn (**)	7.732,1	7.741,7	7.249,6
J	Schuldinstrumenten	0,0	0,0	0,0
K	Langlopende handels- en andere schulden	0,0	0,0	0,0
L	Financiële schulden op lange termijn
	(I+J+K)	7.732,1	7.741,7	7.249,6
M	Totale financiële schulden (H+L)	4.058,9	4.886,2	7.465,0
—————

Geldmiddelen (A) zijn de beschikbare kasgelden op de lopende bankrekening, Kasequivalenten (B) zijn hoofdzakelijk deposito’s op korte termijn bij verschillende banken en het bedrag dat is opgenomen onder overige financiële activa.

(*) Met ingang van 31 maart 2022 en 31 december 2021 beschikt de Groep over geldmiddelen en kasequivalenten ten belope van respectievelijk €3.798,2 miljoen en € 3.049,5 miljoen, waarvan:

– € 1 miljoen beperkt beschikbare geldmiddelen in bezit zijn van haar dochteronderneming Xxxx Xx; en

– €2.871,9 miljoen en € 2.110,0 miljoen betrekking heeft op een kasoverschot afkomstig van de activiteiten in verband met heffingen/toeslagen in Duitsland (EEG, KWK, stromNev

– zie rubriek “Het Duitse juridische kader”) met ingang van respectievelijk 31 maart 2022 en 31 december 2021.

(**) De schuldenlast met betrekking tot leasing wordt erkend in de geconsolideerde jaarrekeningen. De schuldenlast op korte termijn bedraagt € 13,1 miljoen op 31 maart 2022 (€ 35,1 miljoen op

31 december 2021 en € 11,8 miljoen op 31 december 2020) en de schuldenlast op lange termijn bedraagt € 81,0 miljoen op 31 maart 2022 (€ 83,7 miljoen per 31 december 2021 en

€ 72,4 miljoen op 31 december 2020).

Naast de bedragen die zijn weergegeven in de verklaring van de schuldenlast hierboven, heeft de Groep de volgende voorwaardelijke schuldenlast:

	31 maart	31 december	31 december
	2022	2021	2020
Netto schuldenlast met betrekking tot de		(miljoen €)
personeelsbeloningen (*)	62,7	60,4	78,2
Nettoschuld voor personeelsbeloningen (wettelijke
en feitelijke verplichtingen op vlak van toegezegde-
pensioenregelingen) met betrekking tot haar
werknemers in Belgische en Duitse
bedrijfsactiviteiten	108,0	106,6	132,0
Een deel van deze nettoverplichting is
recupereerbaar door de toekomstige tarieven in
België en dit bedrag wordt erkend als financiële activa op de lange termijn in de geconsolideerde
jaarrekeningen	-45,3	-46,2	-53,8
Schuldenlast met betrekking tot toezeggingen tot aankoop van CAPEX projecten (**)	2.045,2	2.068,4	1.987,5
Aankoopcontracten voor de installatie van
materiële vaste activa voor de verdere uitbouw van
het net Schuldenlast met betrekking tot voorzieningen voor ontmanteling (***)	2.045,2 110,5	2.068,4 110,1	1.987,5 116,3
De Groep is blootgesteld aan
ontmantelingsverplichtingen, waarvan de meeste
betrekking hebben op offshore projecten.	110,5	110,1	116,3

—————

(*) voor meer informatie wordt verwezen naar toelichting 6.13 van de geconsolideerde jaarrekening van 2021 (en naar toelichting

6.14 van de geconsolideerde jaarrekening van 2020 voor het jaar eindigend op 31 december 2020).

(**) voor meer informatie wordt verwezen naar toelichting 8.2 van de geconsolideerde jaarrekeningen van 2021 en 2020. (***)voor meer informatie wordt verwezen naar toelichting 6.14 van de geconsolideerde jaarrekening van 2021 (en naar toelichting

6.15 van de geconsolideerde jaarrekening van 2020 voor het jaar eindigend op 31 december 2020).

Zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Materiële overeenkomsten – Financieringsovereenkomsten van de Groep” voor een overzicht van de financieringsovereenkomsten van de Groep en de uitstaande bedragen daaronder.

Per 31 december 2021 beschikt de Vennootschap over onbenutte kredietlijnen ten belope van

€ 35 miljoen EUR. ETB beschikt over een aan duurzaamheid gekoppelde heropneembare kredietfaciliteit van € 650 miljoen die volledig ongebruikt is, en Eurogrid GmbH heeft een heropneembare kredietfaciliteit van € 750 miljoen die op 31 december 2021 ongebruikt was evenals een niet-gecommitteerd kaskrediet van € 150 miljoen. Verder beschikt EGI over een onbeperkt directe lening voor een bedrag van €2,5 miljoen.

Verklaring over het werkkapitaal

Op de datum van dit Prospectus is de Vennootschap van mening dat zij, rekening houdend met de beschikbare geldmiddelen en kasequivalenten, voldoende werkkapitaal heeft om aan haar huidige vereisten te voldoen en om de behoeften aan werkkapitaal te dekken voor een periode van minstens 12 maanden vanaf de datum van dit Prospectus.

Inleiding

DE ACTIVITEITEN VAN DE GROEP

De Vennootschap (voorheen Elia System Operator NV/SA) is een naamloze die werd opgericht naar Belgisch recht middels een akte uitgevoerd op 20 december 2001, gepubliceerd in de Bijlage van het Belgisch Staatsblad op 3 januari 2002, onder referentie 20020103-1764. Haar maatschappelijke zetel is gevestigd te 0000 Xxxxxxx, Xxxxxxxxxxx 00 (telefoonnummer: x00 (0)0 000 00 00) en zij is ingeschreven in het Rechtspersonenregister van Brussel onder nummer 0476.388.378. De LEI van de Vennootschap is 549300S1MP1NFDIKT460. De aandelen van de Vennootschap worden genoteerd op Euronext Brussels. De website van de Vennootschap is toegankelijk via xxx.xxxxxxxxx.xx.

In 2019 heeft de Groep een nieuwe bedrijfsstructuur geïmplementeerd om de gereguleerde activiteiten in België te isoleren en af te schermen ('ring-fencing') van de niet-gereguleerde activiteiten en van de gereguleerde activiteiten buiten België. In dat kader werd ‘Elia System Operator NV’ (’ESO'), de TNB, omgevormd tot een holdingvennootschap die werd omgedoopt tot ‘Elia Group NV’, en werd er een nieuwe dochteronderneming ‘Elia Transmission Belgium NV’ ('ETB') opgericht, die de Belgische gereguleerde activiteiten van ESO, met inbegrip van de schuldenlast in verband met die activiteiten, overnam. De reorganisatie werd voltooid op 31 december 2019. Het is de bedoeling dat de Groep dankzij de nieuwe structuur haar ambitieuze groeistrategie kan nastreven en kansen kan aangrijpen die door de energietransitie worden aangereikt.

ETB is de TNB voor de Belgische elektriciteitsnetten op zeer hoge (380kV tot 150kV) en hoge spanning (70kV – 30kV), en voor het offshore net in de Belgische territoriale wateren in de Noordzee. De elektriciteitstransmissienetten en de betrokken activa zijn eigendom van de volle dochter (min één aandeel) van ETB, Xxxx Xxxxx. ETB en Xxxx Xxxxx zijn actief als één enkele economische entiteit. XXX werd aangesteld als de enige TNB in België via een ministerieel besluit van 13 januari 2020 (gepubliceerd in het Belgisch Staatsblad van 27 januari 2020 en van kracht vanaf 1 januari 2020) voor een periode van 20 jaar. ETB is ook aangesteld als een lokale TNB (die het hoogspanningsnet beheert) in het Vlaamse Gewest, op beslissing van de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits- en Gasmarkt (’VREG') van 24 december 2019 (gepubliceerd in het Belgisch Staatsblad van 5 februari 2020) voor de resterende duur van een periode van 12 jaar die afloopt op

31 december 2023, als de lokale TNB in het Waalse Gewest voor een periode van 20 jaar die begint op 31 december 2019 (in zijn hoedanigheid van nationale TNB) en als de gewestelijke TNB in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest door een decreet van de Brusselse regering van 19 december 2019 (gepubliceerd in het Belgisch Staatsblad van 14 februari 2020) voor een periode van 20 jaar die begint op 31 december 2019. ETB heeft het recht om een verlenging van deze aanstellingen voor eenzelfde duur aan te vragen. Als voorafgaande voorwaarde voor de aanstelling als nationale TNB, wordt de conformiteit met de ontbundelingsvereisten geëvalueerd via een door de CREG uitgevoerde certificeringsprocedure. In een beslissing van 27 september 2019 bevestigde de CREG, op basis van een door ETB ingediend notificatiedossier, dat de nieuwe groepsstructuur de kernelementen van de vorige beslissing van de CREG van 6 december 2012 waardoor ESO werd gecertificeerd als een volledig eigendomsontvlochten TNB, niet in vraag stelde, en dat het bijgevolg niet nodig was om over te gaan tot een nieuwe certificering van zijn dochteronderneming ETB. Bijgevolg is ETB een volledige eigendomsontvlochten TNB met een verplichting om te blijven voldoen aan de criteria en vereisten om een dergelijke certificering te verkrijgen en te behouden, en wordt het voortdurend door de CREG gemonitord op de naleving van die criteria en vereisten. De procedure voor de verlenging van de lokale TNB-vergunning in het Vlaamse Gewest loopt. Deze vergunning zal naar verwachting tijdig worden verlengd. Het kan echter niet worden uitgesloten dat er ter gelegenheid van die verlenging bepaalde additionele verplichtingen worden opgelegd in verband met het bestuur van ETB, en in het bijzonder dat er mogelijk additionele waarborgen worden opgenomen over de onafhankelijkheid van relevante leden van de raad van bestuur van ETB (zie ‘De activiteiten van de Groep – Aanstelling van ETB als TNB op federaal niveau').

Naast de gereguleerde activiteiten in België is de Vennootschap ook eigenaar van de gereguleerde activiteiten buiten België. In 2010 breidde de Groep haar activiteiten uit naar het bredere Europese niveau door 60% te verwerven van Eurogrid International CV (“Eurogrid International”), de holding boven 50Hertz, een van de vier netbeheerders in Duitsland, die actief is in het noordoostelijke deel van het land, in gezamenlijke zeggenschap met Industry Funds Management (“IFM”). Op 26 april 2018 nam de Vennootschap nogmaals 20% van Eurogrid International over van IFM. Deze overname verhoogde het totale aandelenbelang van de Vennootschap in Eurogrid International naar

80%, zodat de Vennootschap volledige zeggenschap kreeg over Eurogrid International en resulteert in een integrale consolidatie. Op 22 augustus 2018 verwelkomde de Vennootschap de Duitse staatsbank Kreditanstalt für Wiederaufbau (“KfW”) als een nieuwe aandeelhouder in Eurogrid International. Deze eigendomswijziging volgde op de uitoefening door de Vennootschap van haar voorkooprecht op de resterende 20% aandelen in Eurogrid International, die meteen tegen dezelfde voorwaarden werden doorverkocht aan KfW. Deze transacties bevorderen de Belgisch-Duitse samenwerking op het vlak van kritieke netinfrastructuur. Op 18 juni 2019 heeft Eurogrid International

20 procent van zijn aandelen in Eurogrid GMBH overgedragen aan KfW. Op diezelfde datum verwierf de Vennootschap 20 procent van de aandelen in Eurogrid International, dat werd omgevormd tot een NV. Als gevolg van die transacties bezit de Vennootschap momenteel 100 procent van de aandelen in Eurogrid International NV, terwijl de eigendom van Eurogrid GmbH nu is gesplitst tussen Eurogrid International NV (80 procent) en KfW (20 procent).

50Hertz is een van de vier TNB’s in Duitsland, en bezit, exploiteert, beheert en ontwikkelt een transmissienet op 400kV – 150kV met een geïnstalleerde capaciteit van circa 53.250MW (met inbegrip van circa 39.600MW hernieuwbare energie en circa 21.000MW on- en offshore windenergie). Het net van 50Hertz heeft een lengte van zo’n 10.330 km in een gebied dat de vijf voormalige oostelijke Duitse deelstaten Thüringen, Saksen, Saksen-Anhalt, Brandenburg, Mecklenburg-West Pommeren bestrijkt, naast Berlijn en Hamburg en netverbindingen met offshore windparken in de Baltische Zee. De regelzone van 50Hertz bestrijkt circa 109.000 km² (een derde van Duitsland), waarbij circa 18 miljoen inwoners ongeveer 20 procent van Duitslands elektriciteit verbruiken. Het onderhoud van het transmissiesysteem, de transformatiestations en de schakelposten is georganiseerd in vijf regionale centra die actief zijn in een regio die wordt gekenmerkt door veel windinjectie; hernieuwbare energie is al goed voor 65% van het elektriciteitsverbruik in het netgebied van 50Hertz. Er wordt verwacht dat dit aandeel de komende jaren nog zal toenemen na verdere investeringen in de integratie van fotovoltaïsche energie, onshore windenergie en de aansluiting van de offshore windparken in de Baltische Zee en de Noordzee. 00Xxxxx heeft van alle Duitse TNB’s de jongste activabasis. Zijn administratieve centrum is gevestigd in Berlin-Mitte. Bovendien bevindt het net van 50Hertz zich op het snijpunt tussen de westelijke en de noordoostelijke Europese elektriciteitsmarkten, door de centrale ligging van zijn netwerk tussen Denemarken, Zweden, Polen, Tsjechië en Centraal-West-Europa.

Op 27 februari 2015 werd de joint venture Nemo Link opgericht tussen de Vennootschap en National Grid Interconnector Holdings Limited (“National Grid”), een dochteronderneming van het Britse National Grid Plc, een groot bedrijf dat gas- en elektriciteitsinfrastructuur bezit en beheert in het VK en in het noordoosten van de VS. Nemo Link is actief in de ontwikkeling, bouw en exploitatie van een elektriciteitstransmissie-interconnector (1.000 MW) om de elektriciteitsnetten van België en Groot-Brittannië met elkaar te verbinden. Hij bestaat uit een onderzeese kabel en ondergrondse kabels verbonden met een conversiestation en een hoogspanningsstation in beide landen, zodat elektriciteit in de twee richtingen kan stromen tussen België en het VK. Nemo Link valt onder een regelgevingskader dat is opgesteld door OFGEM en de CREG. Op 31 januari 2019 werd de Nemo Link-interconnector in gebruik genomen en werd een begin gemaakt met de uitwisseling van energie tussen de twee landen. Dat vormde een cruciale stap in de lopende integratie van het Europese elektriciteitsnet. Het is een Europees project van gemeenschappelijk belang (’PGB') en een cruciale schakel in de voortgezette integratie van de Europese elektriciteitsnetten (onderdeel van de Trans-Europese Energienetwerken – TEN-E).

Naast de gereguleerde bedrijfsactiviteiten kan de Groep door haar niet-gereguleerde bedrijfsactiviteiten belangrijke vaardigheden ontwikkelen die ze nodig heeft om een geslaagde energietransitie te verzekeren. Ze helpen de Groep om volop in te zetten op innovatie, duurzame energiemarkten te ontwikkelen en vorm te geven aan groeikansen waardoor ze haar maatschappelijke relevantie kan vergroten. Xxxx Xxxx International NV (’EGI') biedt consultancy- en engineeringdiensten in verband met de ontwikkeling van de energiemarkt, activabeheer, systeembeheer, ontwikkeling van het net en de integratie van hernieuwbare energiebronnen. Als een volle dochteronderneming van de Vennootschap en 50Hertz kan EGI bogen op de expertise van twee grote Europese netbeheerders, elk met een solide staat van dienst in de levering van projecten van goede kwaliteit en vele tientallen jaren ervaring. Zijn klanten zijn voornamelijk TNB’s, maar EGI biedt ook ondersteuning aan regulatoren, overheden en ontwikkelaars uit de privésector.

In september 2020 kondigde de Groep de officiële introductie aan van re.alto-Energy BV (’re.alto'), haar eigen corporate start-up en de eerste Europese markt voor de uitwisseling van energiedata en

-diensten. Dankzij de start-up kunnen er energiedata worden uitgewisseld via haar innovatieve API- platform (Application Programming Interface – ‘API'). Hiermee kan de energiesector een enorme digitale stap voorwaarts zetten naar een meer wijdverspreide invoering van Energy-as-a-Service- bedrijfsmodellen, en waardoor er uiteindelijk sneller een koolstofarme samenleving tot stand kan worden gebracht.

De nieuwste rechtspersoon van de Groep, WindGrid, zal zich richten op offshore ontwikkeling buiten zijn huidige gereguleerde perimeter. In februari 2022 keurde de Raad van Bestuur de oprichting van deze nieuwe dochteronderneming goed, waardoor de inzet van de Groep om de energietransitie in het belang van de samenleving zowel in haar thuislanden als in het buitenland te versnellen, vaste vorm kreeg. XxxxXxxx zal naar verwachting voor de Groep extra inkomensstromen opleveren en ontgrendelen, en de Groep daarnaast de mogelijkheid bieden om een voorloper te blijven op het vlak van de ontwikkeling van offshore windenergie en op lange termijn relevant te blijven.

Sterke punten

De Groep maakt optimaal gebruik van een aantal inherent sterke punten, zoals de volgende:

* Grote en uiterst betrouwbare Europese groep van TNB’s die ideaal gepositioneerd is om een drijvende kracht te zijn achter de Europese energietransitie

De Groep is een duurzame beheerder van kritieke transmissie-infrastructuur in Europa, met 19.192 km aan hoogspanningsverbindingen die 30 miljoen eindafnemers voorziet van elektriciteit en die meerdere interconnecties met Europese buurlanden en het Verenigd Koninkrijk beheert. Niet alleen bezit en beheert de Groep het transmissienet als activabeheerder, maar zij treedt ook op als systeembeheerder en tracht daarbij in real time vraag en aanbod op haar net in balans te houden. Dankzij de integratie van deze twee activiteiten kan de Groep synergieën genereren, die de efficiëntie van het net dan weer versterken. Met een betrouwbaarheidsgraad van de stroomvoorziening van 99,99 procent, is de Groep van oordeel dat ze een uiterst betrouwbare beheerder is die de maatschappij voorziet van een robuust elektriciteitsnet en met een uitstekende staat van dienst in het verzekeren van een veilig en stabiel elektriciteitsnet gelinkt aan kritieke transmissie-infrastructuur in Europa. Via dochteronderneming ETB beschikt ze over een feitelijk en wettelijk monopolie voor het beheer van de nationale netten op zeer hoge en hoge spanning, zowel onshore als offshore in België. 50Hertz is een van de vier TNB’s in Duitsland en heeft een feitelijk monopolie voor het bezit, het beheer, het onderhoud en de ontwikkeling van een transmissienet op 220kV – 380kV in een gebied dat de vijf vroegere Oost-Duitse deelstaten Thüringen, Saksen, Saksen-Anhalt, Brandenburg en Mecklenburg-West Pommeren bestrijkt, naast Berlijn en Hamburg. Bovendien heeft 50Hertz ook het wettelijke mandaat voor de bouw en het beheer van de netaansluitingen met de offshore clusters en windparken in het Duitse deel van de Baltische Zee en de Noordzee die verbonden zijn met zijn regelzone. De Groep wil een belangrijke katalysator zijn voor een geslaagde energietransitie, die helpt bij de totstandbrenging van een betrouwbaar, duurzaam en betaalbaar energiesysteem. Door de uitbouw van internationale hoogspanningsverbindingen en door steeds grotere hoeveelheden hernieuwbare energie in haar net te integreren, stimuleert de Groep zowel de integratie van de Europese energiemarkt als de decarbonisatie van de samenleving. De decarbonisatie van de samenleving biedt op haar beurt weer uitdagingen en zakelijke kansen, waarvan de Groep meent dat ze ideaal gepositioneerd is om die aan te grijpen.

* Duurzaamheid en ESG staan centraal in de activiteiten van de Groep

Duurzaamheid staat centraal in de strategie van Elia Group en in haar ActNow- programma, dat in 2021 is ontwikkeld en gepubliceerd, en waarin haar duurzaamheidsdoelstellingen op lange termijn zijn beschreven. Die worden ingegeven door de Duurzame Ontwikkelingsdoelstellingen van de Verenigde Naties (de SDG’s van de VN), wat aantoont dat haar organisatiedoelstellingen uitdrukkelijk gekoppeld zijn aan wereldwijde doelen, en worden via haar activiteiten geïmplementeerd. De duurzaamheidsdoelstellingen van Elia Group zijn gegroepeerd in vijf verschillende dimensies: Klimaatactie; Milieu en circulaire economie; Diversiteit, gelijke kansen en inclusie; Gezondheid en veiligheid; en Governance, ethiek en compliance. Via die dimensies, die intern concrete richtlijnen bieden, brengt Elia Group haar duurzame

bedrijfsstrategie tot uiting in haar activiteiten, om ervoor te zorgen dat ze in haar dagelijkse procedures en activiteiten op de juiste manier wordt geïmplementeerd. De voornaamste prioriteit van de Groep is de energietransitie werkelijkheid maken. Elia Group staat volledig achter de ambities van de Europese ‘Green Deal’ om van Europa tegen 2050 het eerste klimaatneutrale continent te maken. De grootste bijdragen aan duurzaamheid die Elia Group levert als een bedrijf dat eigenaar is van twee TNB’s, zijn de ontwikkeling van het elektriciteitsnet en de optimalisering van het ontwerp van de elektriciteitsmarkt, die op hun beurt de integratie van snel groeiende hoeveelheden hernieuwbare energiebronnen ('Renewable Energy Sources’ – ‘RES') op het net mogelijk maken, evenals de verdere elektrificatie van de samenleving. Die inspanningen worden geconsolideerd in de eerste doelstelling van Dimensie 1: de decarbonisatie van de elektriciteitssector mogelijk maken. Als maatschappelijk verantwoordelijke onderneming gaat haar inzet voor duurzaamheid echter veel verder dan dat: van de verlaging van haar eigen koolstofvoetafdruk, via de integratie van circulaire principes in haar centrale bedrijfsprocessen tot gewaarborgde gelijke kansen voor het volledige personeel. Zonder de veiligheid van haar personeel en het net in gevaar te brengen, maakt Xxxx Group haar processen duurzamer. Ze streeft ernaar om tegen 2040 volledig klimaatneutraal te zijn. Als een onderneming die een dienst levert aan de samenleving ziet Xxxx Group het als haar plicht om in dit opzicht een rolmodel te zijn.

* Diversificatie binnen gevestigde reguleringsstelsels zorgt voor een lager financieel risicoprofiel

De Groep heeft een beperkt risicoprofiel vanwege de aard van haar activiteiten en de gereguleerde context waarin zij actief is. De Groep is actief onder drie gevestigde reguleringsstelsels met aparte regulatoren en met goede zichtbaarheid van de vergoedingsparameters binnen de reguleringscycli. In België is de huidige reguleringsperiode op 1 januari 2020 in voege getreden voor een termijn van vier jaar van 2020 tot (en met) 2023, met goedgekeurde tarieven die vastliggen voor deze periode van vier jaar. De volgende reguleringsperiode gaat in op 1 januari 2024 voor een termijn van vier jaar van 2024 tot (en met) 2027, waarbij de nieuwe tariefmethodologie op 21 april 2022 voor openbare raadpleging is ingediend en in juni 2022 door de regulator zal worden goedgekeurd, wat de zichtbaarheid van de toekomstige resultaten van ETB verhoogt.

In Duitsland is op 1 januari 2019 de huidige reguleringsperiode ingegaan voor een termijn van vijf jaar van 2019 tot (en met) 2023. De volgende reguleringsperiode gaat in op 1 januari 2024 voor een termijn van vijf jaar van 2024 tot (en met) 2028, waarvoor het gereguleerde rendement op eigen vermogen al door de regulator is vastgelegd.

Xxxx Xxxx, actief sinds januari 2019, werkt eveneens onder haar eigen reguleringskader en biedt zichtbaarheid voor 25 jaar tot 2044. De duur van reguleringscycli, in combinatie met diversificatie over drie reguleringsstelsels, draagt bij aan de verdere verlaging van het globale risicoprofiel van de Groep.

* Strategische onshore en offshore infrastructuur in Europa

De Groep is de op vier na grootste TNB in Europa (wat totale activa betreft), met een strategische geografische positie in het midden van West-Europa. Die centrale positie en kritieke massa zijn voor de Groep belangrijke strategische voordelen waardoor ze een rol kan spelen in de vormgeving van de Europese elektriciteitsmarkt, door interconnecties te ontwikkelen en RES te integreren. De Groep heeft met andere TNB’s sterke partnerships gesloten voor de bouw van toekomstige offshore energiehubs, zowel in de Noordzee als de Baltische Zee, die Elia Group positioneren als voorloper in de ontwikkeling van offshore netten, waardoor ze steeds grotere volumes van hernieuwbare energie kan integreren en bijgevolg een directe bijdrage kan leveren aan de decarbonisatie van de samenleving. Door het beheer van meerdere grensoverschrijdende hoogspanningsverbindingen bevordert de Groep een soepele internationale uitwisseling en helpt ze de elektriciteitsnetten betrouwbaarder te maken en de voorzieningszekerheid te verbeteren. De Groep neemt ook deel in de joint venture Nemo Link, die de eerste onderzeese interconnector tussen België en het Verenigd Koninkrijk beheert. Recenter, eind februari 2022, besloot de Groep om een nieuwe dochteronderneming op te richten,

WindGrid, een internationaal energiebedrijf dat streeft naar een snellere ontwikkeling van offshore windenergie in Europa en andere gebieden. Deze activiteiten zullen de energietransitie verder bevorderen en versnellen.

* Sterke vooruitzichten voor organische groei in België en Duitsland

Mede dankzij haar geografische ligging in het midden van Europa is de Groep vastbesloten om de energietransitie met succes mogelijk te maken, en in die optiek heeft ze een solide investeringsplan opgesteld dat aan de basis ligt van haar organische groei. Aan de basis van dat plan liggen de toenemende behoefte aan interconnectie tussen landen, weerspiegeld in de grote transmissienetinfrastructuurprojecten om de steeds grotere hoeveelheden gegenereerde hernieuwbare energie (vooral offshore windenergie) te integreren, en inspanningen om het net verder te renoveren, te versterken en te digitaliseren. Als gevolg daarvan is de Groep van plan om de komende vijf jaar (2022- 2026) 9,6 miljard EUR te investeren (4,0 miljard EUR door Xxxx in België en 5,6 miljard EUR door 50Hertz in Duitsland). De Groep heeft in het verleden blijk gegeven van een uitzonderlijke organische groei, met een samengestelde jaarlijkse groei (’CAGR') van de gereguleerde activabasis ('RAB') van 5,86 procent tussen 2017 en 2021, en zal de groei van haar RAB blijven voortzetten, met een verwachte gemiddelde jaarlijkse groei van circa 9,5 procent voor ETB in België en ongeveer 10 procent voor 50Hertz in Duitslaand door middel van het hierboven vermelde omvangrijke capex-programma. In België is de groei hoofdzakelijk te danken aan investeringen in offshore energie (bijv. het energie- eiland), om de bestaande infrastructuur te vervangen en te versterken om de toegenomen injectie van hernieuwbare energie te kunnen opvangen (bijv. Ventilus & Boucle du Hainaut) en met het oog op de verdere integratie van het Europese elektriciteitssysteem (bijv. Xxxxx & Nautilus). In Duitsland zal de voortdurende ‘Energiewende’, ook gesteund door de hogere streefdoelen voor de productie van hernieuwbare energie die door de nieuwe Duitse regering zijn vastgesteld, blijven zorgen voor toekomstige investeringen door 50Hertz, zowel onshore (bijv. SuedOstLink, SuedOstLink+, Berlin Kabel) als offshore (bijv. Ostwind 2, Ostwind 3 & Gennaker).

* De Groep aan de spits van de energietransitie

Met het oog op de totstandbrenging van een koolstofarme samenleving, verschuift de focus van het energiesysteem van gecentraliseerde conventionele productie naar meer hernieuwbare, meer gedecentraliseerde en minder beheersbare energiemix. In de toekomst zal het nodig zijn om het verbruik aan te passen aan de beschikbare productie, in plaats van de productie aan te passen aan het verbruik, wat momenteel gebeurt. Er is meer dan ooit een consumentgericht marktontwerp nodig om de actieve participatie van consumenten mogelijk te maken en te versnellen. Hierdoor moeten vraag en aanbod op elkaar worden afgestemd en moet er flexibiliteitspotentieel worden vrijgemaakt door enkele van de bestaande struikelblokken van het huidige gecentraliseerde marktontwerp te versoepelen. Om in te spelen op de behoeften van de veranderende markt ontwikkelt de Groep voortdurend initiatieven om het energiesysteem van de toekomst uit te bouwen. Dankzij haar ervaring met klantgerichtheid in het kader van haar gereguleerde activiteiten, onderzoekt Elia Group en beidt ze mogelijkheden voor een waaier van nieuwe kansen – van sectorkoppeling tot de levering van nieuwe digitale diensten met partners zoals re.alto, de start-up die Elia Group in 2019 introduceerde. Uiteindelijk is de Groep van oordeel dat die activiteiten de energietransitie verder zullen versnellen.

* Robuust financieel trackrecord dat te verwachten/voorspelbare rendementen mogelijk maakt

De Groep valt onder meerdere regelgevingskaders, die steunen op een aantal elementen om bij te dragen tot de creatie van een solide financiële langetermijnbasis voor de Groep. Ten eerste moeten de toekomstige investeringsplannen in verband met haar gereguleerde activiteiten in België en de overgrote meerderheid van de investeringsprojecten in Duitsland, voordat ze worden uitgerold, worden goedgekeurd door de overheid en de regulatoren, wat ervoor zorgt dat zij in de tarieven opgenomen zijn. De overeenstemmende reële investeringsuitgaven worden in de RAB opgenomen vanaf het moment waarop ze zijn uitgegeven en worden als dusdanig vergoed, waardoor de hogere grondstoffenprijzen worden gedekt. In de tweede plaats zorgt de tariefstructuur ervoor dat alle kosten (voor zover die niet als onredelijk worden beschouwd door de

regulator) waar ETB en 50Hertz geen directe controle over uitoefenen (“niet-beheersbare kosten” in België en “permanent niet-beïnvloedbare kosten” in Duitsland) worden gerecupereerd via toekomstige tarieven. Ook wordt de impact van de inflatie op de beheersbare kosten gedekt door het reguleringskader in België en Duitsland. Voor België wordt het budget jaarlijks aangepast aan de inflatie, terwijl in Duitsland de onshore kosten voor een basisjaar jaarlijks worden verhoogd in overeenstemming met de inflatie. Bovendien wordt vanuit het perspectief van financiering de optimale verhouding eigen/ vreemd vermogen door de regulator vastgelegd voor zowel Xxxx als 50Hertz, en worden de financiële uitgaven in verband met haar gereguleerde activiteiten vrijwel volledig gedekt door de tarieven. Tot slot worden de boven- en ondergrenzen (cap en floor) op het niveau van Nemo Link jaarlijks herberekend om rekening te houden met de jaarlijkse gemiddelde inflatie in België en het VK.

* Aandeelhoudersrendement: stabiele/stijgende dividenden:

Sinds haar oprichting heeft de Groep blijk gegeven van een sterke vastberadenheid om dividenden uit te keren, zoals blijkt uit de gestage en groeiende dividendstroom (van 1,55 EUR in 2015 tot 1,75 EUR in 2021). De Algemene Vergadering van Aandeelhouders van

17 mei 2022 keurde een dividend per aandeel van 1,75 EUR goed voor het boekjaar 2021. Sinds 2019 wordt er een formeel dividendbeleid toegepast wanneer er aan de Algemene Vergadering van Aandeelhouders dividenden worden voorgesteld. Onder dit beleid is het de bedoeling dat de groei van het dividend over het volledige jaar niet lager mag zijn dan de stijging van de Consumentenprijsindex (“inflatie”) in België.

Organisatiestructuur

Structuur van de Groep

Op 31 december 2019 heeft de Groep haar interne reorganisatie effectief voltooid om de gereguleerde activiteiten van de Groep in België te isoleren en af te schermen ('ring-fencing') van de niet-gereguleerde activiteiten en van de gereguleerde activiteiten buiten België. Door die reorganisatie wordt het risico op kruissubsidiëring tussen de activiteiten van de Groep aanzienlijk kleiner, waardoor de Groep haar schuldposities kan optimaliseren met het oog op de nieuwe Belgische tariefmethodologie voor de reguleringsperiode 2020-2023.

Na de implementatie van de interne reorganisatie is het voormalige ESO omgevormd tot een beursgenoteerde holdingvennootschap, waarvan de naam werd gewijzigd in ‘Elia Group NV’. Die holdingvennootschap heeft participaties in verschillende dochterondernemingen, waaronder een nieuwe dochteronderneming, ETB (d.w.z. de Belgische TNB), Eurogrid International (d.w.z. bestaande uit de activiteiten van 50Hertz, de Duitse TNB) en EGI (d.w.z. de internationale consultancytak van de Groep). Haar voornaamste aandeelhouder is de gemeentelijke holding Publi-T CV (’Publi-T').

Het onderstaande diagram biedt een vereenvoudigde weergave van de organisatiestructuur van de Groep op de datum van dit Prospectus:

De Groep omvat twee gereguleerde transmissienetbeheerders ('ETB’ in België, bestaande uit ETB en Xxxx Xxxxx, en ‘50Hertz’ in Duitsland, bestaande uit 50Hertz Transmission en 50Hertz Offshore GmbH (’50Hertz Offshore')), die actief zijn binnen een reguleringskader. Naast haar activiteiten als TNB neemt de ETB ook deel in de joint venture Nemo Link, die de eerste onderzeese interconnector tussen België en het Verenigd Koninkrijk beheert (samenwerking met de Britse netbeheerder National Grid). Nu Nemo Link sinds begin 2019 operationeel is, is de Groep onderworpen aan een derde reguleringskader.

De Groep biedt ook verschillende consultancydiensten aan internationale klanten via de gezamenlijke dochteronderneming EGI. EGI, gevestigd in België, is op 28 maart 2014 opgericht door de Vennootschap en 50Hertz. Sinds 13 mei 2014 is de Vennootschap direct eigenaar van 50,0016 procent en is 50Hertz eigenaar van de resterende 49,9984 procent. EGI biedt ondersteunende diensten en advies in verband met het elektriciteitsnet in België en in het buitenland, en die ondersteunende diensten en advies worden beschouwd als buiten België gereguleerde activiteiten of niet-gereguleerde activiteiten. EGI heeft bijkantoren in Dubai en in Abu Dhabi. EGI heeft drie verbonden vennootschappen in volle eigendom: Xxxx Xxxx International GmbH in Duitsland, Xxxx Xxxx International LLC in Saudi-Xxxxxx en Elia Grid International LLC in Singapore.

De nieuwste rechtspersoon van Elia Group, WindGrid, zal zich richten op offshore ontwikkeling buiten zijn huidige gereguleerde perimeters. WindGrid is op 1 april 2022 opgericht, waardoor de inzet van de Groep om de energietransitie in het belang van de samenleving zowel in haar thuislanden als in het buitenland te versnellen, vaste vorm kreeg. WindGrid zal toegevoegde waarde leveren aan andere markten en extra inkomstenstromen genereren voor de Groep. Het zal er ook voor zorgen dat de Groep koploper blijft in de ontwikkeling van offshore windenergie en onze maatschappelijke relevantie op langere termijn gegarandeerd wordt.

Groepsstructuur van ETB en verbonden vennootschappen

Het onderstaande diagram biedt een vereenvoudigde weergave van de organisatiestructuur van ETB, met inbegrip van minderheidsparticipaties, op de datum van dit Prospectus:

De dochterondernemingen, zoals hierboven vermeld en die verband houden met de rol van de TNB in België, Xxxx Xxxxx, Elia Engineering en Xxxx XX, worden volledig gecontroleerd door ETB.

Belangrijkste dochteronderneming Xxxx Xxxxx

Voor de uitvoering van sommige taken die wettelijk moeten worden uitgevoerd door een TNB, een regionale en lokale TNB, handelt ETB via haar volledig in bezit zijnde dochteronderneming (99,99%) Xxxx Xxxxx, die eigenaar is van het elektriciteitsnet op zeer hoge spanning en eigenaar is van (of het recht heeft om gebruik te maken van activa die eigendom zijn van derden) het elektriciteitsnet op hoge spanning. Xxxx Xxxxx staat onder zeggenschap van de ETB, die alle aandelen bezit, met uitzondering van één aandeel dat in handen is van Publi-T. Samen vormen de ETB en Xxxx Xxxxx één enkele economische eenheid voor de rol van TNB in België.

Elia Engineering

ETB verwierf, grotendeels via Xxxx Xxxxx, alle aandelen in Elia Engineering op 26 december 2003. Xxxx Engineering beheert alle investeringsprojecten en grote transformaties in verband met het net van ETB, naast de aansluiting van de infrastructuur van klanten en de (elektrische) activagerelateerde projecten die zijn besteld door industriële klanten.

Elia RE

Na de gebeurtenissen van 11 september 2001 in de Verenigde Staten werd de verzekeringspolis van ETB voor de dekking van het bovengrondse net beëindigd en werd de verzekeringspremie in verband met de netactiva van ETB aanzienlijk opgetrokken. ETB werd ook geconfronteerd met marktpremies voor verzekeringen tegen industriële risico’s die zij onaanvaardbaar achtte. Als reactie op deze ontwikkelingen heeft ETB een eigen herverzekeringsmaatschappij opgericht, Xxxx XX. Xxxx RE werd opgericht in 2002, als Luxemburgse naamloze vennootschap, voor de gedeeltelijke of volledige herverzekering van de risico’s van ETB. Xxxx RE is eigendom van Xxxx Xxxxx. Sinds haar oprichting heeft ETB drie van haar verzekeringsprogramma’s toevertrouwd aan Xxxx RE: het bovengrondse net, elektrische installaties en gebouwen en burgerlijke aansprakelijkheid. In de praktijk sluit ETB een verzekeringscontract af bij een verzekeraar, die een deel van de risico’s herverzekert bij Xxxx XX. Er is dus geen directe overdracht van geld van ETB of Xxxx Xxxxx naar Xxxx XX. De verzekeringspremies van ETB en de herverzekeringspremies die de verzekeraars betalen aan Xxxx RE beantwoorden aan de standaard markttarieven.

Nemo Link

ETB en National Grid ondertekenden op 27 februari 2015 een joint-ventureovereenkomst voor de ontwikkeling van de Nemo Link-interconnector tussen het Verenigd Koninkrijk en België. De bouwwerkzaamheden werden aangevat in 2016 en de interconnector werd in het eerste kwartaal

van 2019 in commercieel gebruik genomen. Deze interconnector op gelijkstroomhoogspanning (high- voltage direct current, “HVDC”) biedt een capaciteit van 1.000 MW. De koppeling loopt over een afstand van 140 km tussen Richborough aan de kust van Kent en Herdersbrug bij Zeebrugge, via zowel onderzeese als ondergrondse kabels, en gebruikt aan beide zijden een conversiestation om de gelijkstroom om te zetten in wisselstroom voor injectie in het net. De elektriciteit kan in beide richtingen stromen tussen de twee landen.

ETB en NGIH bezitten elk 50% van de aandelen in Nemo Link Limited, een Britse vennootschap. Dit aandelenbelang wordt volgens de “vermogensmutatiemethode – joint venture” verwerkt in de jaarrekening.

HGRT

ETB bezit 17 procent van de aandelen in Holding Gestionnaire de réseaus de transport S.A.S., een Franse vennootschap (’HGRT'). De andere aandeelhouders zijn XXX (xx Xxxxxx XXX), XxxxxX (xx Xxxxxxxxxxx XXX), Xxxxxxxxx (xx Zwitserse TNB), Amprion (een Duitse TNB) en APG (de Oostenrijkse TNB). HGRT is de holdingvennootschap van Centraal-West-Europese (’CWE') TNB’s, opgericht in 2001, die momenteel een aandelenbelang van 49% in EPEX SPOT bezit. De European Power Exchange EPEX SPOT SE en haar verbonden vennootschappen zijn de belangrijkste beurs voor de spotmarkten voor energie in het hart van Europa. Ze bestrijkt Oostenrijk, België, Denemarken, Duitsland, Finland, Frankrijk, Luxemburg, Nederland, Noorwegen, Polen, Zweden, het Verenigd Koninkrijk en Zwitserland. Met het oog op een goed functionerende Europese eengemaakte markt voor elektriciteit deelt EPEX SPOT zijn expertise met partners uit het hele continent en daarbuiten. EPEX SPOT is een Europese vennootschap (Societas Europaea) in vennootschapsrechtelijke structuur en personeel, met statutaire zetel in Parijs en kantoren of verbonden vennootschappen in Amsterdam, Bern, Brussel, Leipzig, Londen en Wenen. EPEX SPOT is eigendom van EEX Groep, dat deel uitmaakt van Deutsche Börse, en HGRT.

JAO

Op 1 september 2015 werd Joint Allocation Office S.A. (’JAO') opgericht. JAO is een in Luxemburg gevestigde dienstverlener van 22 TNB’s. Het bedrijf werd opgericht na een fusie van de regionale allocatiekantoren voor grensoverschrijdende elektriciteitstransmissiecapaciteit, CAO Central Allocation Office GmbH (waarin de Groep een belang had van 6,66%) en Capacity Allocation Service Xxxxxxx.xx S.A. (waarin de Groep een belang had van 8,33%). JAO is hoofdzakelijk actief in de jaarlijkse, maandelijkse en dagelijkse veilingen voor de transmissierechten over 27 grenzen in Europa en treedt op als noodvoorziening voor de Europese marktkoppeling. De aandeelhouders van JAO zijn ETB, 50Hertz en 20 andere TNB’s die elk 1/22 van de aandelen bezitten. ETB houdt direct 4,0 procent van de aandelen in JAO, met inbegrip van de participatie van 50Hertz, en de Groep houdt een totale participatie van 7,2 procent.

Coreso

De oprichting van Coreso NV (“Coreso”) in 2008 door ETB, National Grid en RTE was bedoeld om de operationele coördinatie tussen TNB’s te verbeteren, met het oog op de versterking van de operationele zekerheid van de netten en de betrouwbaarheid van de stroomleveringen in Centraal- West-Europa (“CWE”). Coreso levert ook een bijdrage aan diverse EU-doelstellingen, zoals de operationele veiligheid van het elektriciteitssysteem, de integratie van grootschalige productie van hernieuwbare energie (windenergie) en de ontwikkeling van de elektriciteitsmarkt in CWE, dat bestaat uit Frankrijk, België, Nederland, Duitsland en Luxemburg. Deze geografische zone wordt gekenmerkt door grote uitwisselingen van energie en de combinatie van traditionele productiefaciliteiten met een toenemend aandeel voor hernieuwbare energie, waarvan de productie kan variëren met de weersomstandigheden. In dat kader is een geoptimaliseerd beheer van elektriciteitssystemen en de betrokken netinfrastructuur, en in het bijzonder de koppelingen tussen de stroomnetten, zeer belangrijk. ETB bezit direct 15,84 procent van de aandelen in Coreso, met inbegrip van de participatie van 50Hertz, en de Groep houdt een totale participatie van 22,16 procent.

Groepsstructuur van Eurogrid International en verbonden vennootschappen

Het onderstaande diagram biedt een vereenvoudigde weergave van de aandeelhoudersstructuur en de organisatiestructuur van Eurogrid International en zijn dochterondernemingen, met inbegrip van minderheidsparticipaties, op de datum van dit Prospectus:

Eurogrid International NV

Eurogrid International NV is een holdingvennootschap die 80 procent van de aandelen van Eurogrid GmbH houdt en 100 procent van het kapitaal van re.alto. Behalve het houden van die participaties, bestaan de activiteiten van Eurogrid International NV voornamelijk uit interne auditdiensten en vertaaldiensten voor de Vennootschap en haar verbonden vennootschappen. Hierna wordt een beknopte beschrijving gegeven van de organisatiestructuur van re.alto en Eurogrid GmbH.

re.alto-Energy BV

re.alto is in augustus 2019 opgericht als een directe dochteronderneming van Eurogrid International NV. re.alto streeft ernaar om de belangrijkste Europese digitale energiemarkt/platform voor data en digitale diensten te worden om innovatie, de digitale transitie en de ontwikkeling van Energy-as-a- Service te ontwikkelen. re.alto richtte in 2020 een tweede kantoor (directe dochteronderneming) op in Düsseldorf (re.alto-Energy GmbH) om dichter bij de Duitse markt te zijn. re.alto is de eigen corporate start-up van de Groep en de eerste Europese markt voor de uitwisseling van energiedata en -diensten. Dankzij de start-up kunnen er energiedata worden uitgewisseld via haar innovatieve API-platform. Hiermee kan de energiesector een enorme digitale stap voorwaarts zetten naar een meer wijdverspreide invoering van Energy-as-a-Service bedrijfsmodellen om zo sneller een koolstofarme samenleving tot stand te brengen.

Eurogrid GmbH

Eurogrid GmbH is een holdingvennootschap die voor 80 procent in handen is van Eurogrid International NV en voor 20 procent in handen van KfW. De aandeelhoudersstructuur is in 2019 gewijzigd (zie ‘De activiteiten van de Groep – Inleiding'). Volgens het mandaat is KfW volledig gedekt door een garantie van de Bondsrepubliek Duitsland tegen enige economische risico’s die voortvloeien uit zijn investering in Eurogrid GmbH. Het belang van KfW in Eurogrid GmbH wordt gehouden via de holdingvennootschap Selent, een 100 procent-dochteronderneming van KfW. Het voornaamste actief van Selent is zijn investering in Eurogrid GmbH. Het maatschappelijk doel van Selent is het houden en beheren van participaties in andere bedrijven, in het bijzonder in Eurogrid GmbH.

Xxxxxxxxx belangrijkste actief is de investering in 50Hertz en zijn dochterondernemingen, en Eurogrid GmbH is verantwoordelijk voor de structurering van de financierings- en liquiditeitsbehoeften voor zijn verbonden vennootschappen. De betrokken financierings- en liquiditeitsinstrumenten worden verstrekt zonder enige garantie van Eurogrid International of de Vennootschap. Hierna wordt een beknopte beschrijving gegeven van de organisatiestructuur van Eurogrid GmbH, 50Hertz en zijn dochterondernemingen.

50Hertz Transmission

Het maatschappelijk aandelenkapitaal van 50Hertz Transmission bedraagt 200 miljoen EUR en bestaat uit vier aandelen met nominale waarden van respectievelijk 25.000 EUR, 149.975.000 EUR,

49 miljoen EUR en 1 miljoen EUR. De vier aandelen zijn uitgegeven en volgestort, en zij zijn eigendom van Eurogrid GmbH, dat 50Hertz overnam van Vattenfall Europe AG op 19 mei 2010. Een beknopte beschrijving van de organisatiestructuur van Eurogrid GmbH, 50Hertz en zijn dochterondernemingen is te vinden onder “Organisatiestructuur – Eurogrid GmbH” hieronder.

50Hertz Transmission bezit 100 procent van 50Hertz Offshore en een minderheidsparticipatie in JAO (eigendomsparticipatie van 4,0 procent), CORESO (eigendomsparticipatie van 7,9 procent), EEX (eigendomsparticipatie van 5,4 procent), EGI (eigendomsparticipatie van 49,99 procent) en TSCNET Services GmbH (eigendomsparticipatie van 6,7 procent). Zij worden hieronder nader toegelicht.

50Hertz Offshore

50Hertz Offshore werd opgericht in 2007 voor de facilitatie van de netaansluiting van de offshore windparken op de regelzone van 50Hertz en het beheer van deze verbindingen namens 50Hertz zoals nu vereist krachtens Sec. 17d van de Duitse wet op de energiesector (Energiewirtschaftsgesetz – ‘EnWG') in overeenstemming met de wet infrastructuurplanningsversnelling van 2006 (Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz 2006).

EGI

Het bedrijf EGI is in 2014 opgericht door 50Hertz (49,99%) en de Vennootschap (50,01%). Het biedt consultancy- en engineeringdiensten op de internationale energiemarkt.

TSCNET Services GmbH

TSCNET Services is een van Europa’s toonaangevende Regionale Veiligheidscoördinatoren. De vennootschap is gevestigd in München, de hoofdstad van Beieren in het zuiden van Duitsland, en levert geïntegreerde diensten voor TNB’s en hun controlecentra om de operationele veiligheid van ons elektriciteitssysteem in stand te houden – 24 uur per dag, 7 dagen per week. Europa’s nauw met elkaar verbonden elektriciteitsnet wordt in een enorm tempo complexer – meer en meer hernieuwbare energie, nieuwe productie- en transmissietechnologieën en opslagprocessen, en de voorspelde toename in e-mobiliteit. TSCNET Services ontwikkelt coördinatiediensten op maat voor de operationele planning, de integratie van prognosegegevens, de evaluatie van systeemcongestie en de berekening van capaciteit. Zij leveren deze diensten aan de controlecentra van de TNB’s in continentaal Europa. 50Hertz houdt 6,7 procent van de aandelen in het geplaatst kapitaal van TSCNET. Andere aandeelhouders zijn Europese TNB’s, namelijk Amprion (Duitsland), APG (Oostenrijk), ČEPS (Tsjechië), ELES (Slovenië), MAVIR (Kroatië), PSE (Hongarije), SEPS (Polen), SEPS (Slowakije), Swissgrid (Zwitserland), TenneT TSO (Duitsland), TenneT TSO (Nederland), Transelectrica (Roemenië) en TransnetBW (Duitsland).

EEX

European Energy Exchange AG is een energiebeurs waar energie en energiegerelateerde producten kunnen worden verhandeld en die daarnaast registratiediensten aanbiedt. 50Hertz houdt 5,4 procent van de aandelen in het geplaatst kapitaal van EEX.

JAO

JAO is hoofdzakelijk actief in de jaarlijkse, maandelijkse en dagelijkse veilingen voor de transmissierechten over 27 grenzen in Europa en treedt op als noodvoorziening voor de Europese

marktkoppeling. Momenteel houdt 50Hertz 4,0 procent van de aandelen in het geplaatst kapitaal van JAO (zie ook de rubriek ‘Groepsstructuur van ETB en verbonden vennootschappen’).

CORESO

CORESO biedt ondersteunende diensten in het kader van de voorzieningszekerheid, onder andere via veiligheidsberekeningen van het gemeenschappelijke systeem en coördinatiediensten tussen de respectieve klanten of in samenwerking met vergelijkbare dienstverleners; 50Hertz houdt 7,9 procent van de aandelen in het geplaatst kapitaal van CORESO (zie ook de rubriek ‘Groepsstructuur van ETB en verbonden vennootschappen’).

Overzicht van de activiteiten

Tendensen op de Belgische en Duitse elektriciteitsmarkt en ontwikkelingen in de offshore markt

De belangrijkste spelers op de elektriciteitsmarkt zijn de elektriciteitsproducenten, de TNB’s en distributienetbeheerders (“DNB’s”), groot- en kleinhandelsleveranciers, de energiemarktbeheerder, de handelaren, de eindverbruikers en de regulatoren.

Enerzijds streven industriële spelers naar een snelle decarbonisatie, in lijn met de Europese ‘Green Deal’. Die spelers komen onder meer uit de chemische sector, de staalindustrie, de auto-industrie en de olie- en gasindustrie. Aangezien deze grote klanten rechtstreeks zijn aangesloten op het transmissienet, speelt de Groep een belangrijke rol om ze te koppelen aan RES, waardoor er innovatieve processen kunnen worden ingevoerd en wat sectorkoppeling aanmoedigt (en waardoor de productie van groen staal of gas wordt bevorderd). Om dergelijke spelers te ondersteunen en snelle en eenvoudige oplossingen te vinden voor hun decarbonisatiebehoeften, is de Groep vastbesloten om echt met stakeholders in dialoog te treden, bijvoorbeeld door sectorale rondetafelgesprekken te organiseren.

Anderzijds worden huishoudens en kleine consumenten langzaamaan prosumenten die op de energiemarkten een actieve rol willen spelen door hun eigen energie te produceren (via hun thuis geïnstalleerde zonnepanelen) en weer op het net te injecteren. Zij zullen samen met de eigenaars van flexibele apparatuur zoals elektrische voertuigen en warmtepompen, het net een belangrijke mate van flexibiliteit verschaffen: ze zullen hun apparaten kunnen opladen wanneer er grote hoeveelheden hernieuwbare energie beschikbaar zijn, en zullen elektriciteit weer op het net kunnen injecteren wanneer daar nood aan is. Bovendien verwachten consumenten in toenemende mate met het energiesysteem te communiceren, op dezelfde manier en even gemakkelijk als in andere sectoren: ze willen meer controle over hun huishoudelijk verbruik en de herkomst van hun energieverbruik kunnen traceren. Dat wordt mogelijk gemaakt door digitalisering.

De laatste jaren heeft de Groep verschillende politieke, marktgebonden en technologische ontwikkelingen gezien waardoor offshore windenergie een aanzienlijke hoeksteen is geworden van een snelle decarbonisatie en elektrificatie. Dat was sterk bevorderlijk voor een wereldwijde trend waarbij er de komende jaren wereldwijd grootschalige investeringsprojecten werden opgezet. De Europese Commissie definieerde een doelcapaciteit van zo’n 300 GW aan offshore windenergie in Europa tegen 2050 om de Green Deal te verwezenlijken (op dit moment bedraagt de huidige geïnstalleerde capaciteit in Europa zo’n 20 GW).

Door geografische omstandigheden zullen bepaalde landen (zoals België/Duitsland) echter een tekort blijven hebben aan hernieuwbare energie, en zullen andere landen (zoals Noorwegen, Denemarken, Ierland) mogelijk enorme overschotten aan offshore windenergie langs hun kust hebben. Om die reden wordt de uitbreiding van offshore windenergie steeds meer een multilaterale en internationale (grensoverschrijdende) kwestie om het hoofd te bieden aan de verschillende nationale uitdagingen op het vlak van de energietransitie. Bijgevolg neemt de Groep in Europa een algemene tendens waar om offshore netaansluitingen veeleer vermaasd te plannen (incl. hybride oplossingen die de injectie van windenergie combineren met de grensoverschrijdende handel in elektriciteit) om de efficiëntie en de voorzieningszekerheid te vergroten. Bovendien zijn er een aantal geavanceerde plannen voor offshore energiehubs die verschillende landen met complementaire import- en exportbehoeften met elkaar verbinden.

Deze groeivooruitzichten trekken veel gevestigde spelers uit de energiesector aan, net als nieuwe spelers die nieuwe kansen verkennen. Ook industriële verbruikers verwerven ofwel directe aandelenparticipaties in offshore projecten of sluiten langlopende stroomafnameovereenkomsten (Power Purchase Agreements – ‘PPA’s') om de toekomstige bevoorrading van groene elektriciteit te verzekeren. Tot slot geven ook financiële beleggers zoals beleggingsfondsen, verzekeringen of pensioenfondsen met een langetermijnhorizon blijk van steeds meer belangstelling in offshore infrastructuur.

Wat de verbinding van offshore windparken betreft, moeten er de komende jaren projecten langs de Belgische Noordzeekust en de Duitse Baltische kust worden opgeleverd. De Belgische regering heeft haar ambitie met betrekking tot offshore windenergie in haar binnenlandse wateren verhoogd naar 3,5GW, te verbinden met het onshore net via de bouw van een kunstmatig eiland (Belgisch energie-eiland). Bovendien evalueert ETB momenteel de mogelijkheden om interconnectoren te ontwikkelen met Denemarken (Triton-Link) en het Verenigd Koninkrijk (Nautilus). In Duitsland zal 50Hertz extra netaansluitingen leveren voor de projecten ‘Gennaker’ en ‘Ostwind 3’. Daarnaast is er een gemeenschappelijk initiatief met Xxxxxxxxx.xx om een vermaasde en hybride oplossing te bouwen rond het ‘Energie-eiland Bornholm’. Tot slot is 50Hertz verantwoordelijk geworden voor de verbinding van een 2GW-offshore windcluster op de Duitse Noordzee.

Kortom: de markt voor offshore windenergie zal een essentiële rol spelen in de decarbonisatie van Europa. In die context heeft de Groep een nieuwe entiteit opgericht, WindGrid NV, om offshore activiteiten uit te voeren buiten België en Duitsland die een goede aanvulling vormen op de offshore ontwikkeling van ETB en 50Hertz op de thuismarkt en die extra waarde genereert door synergieën optimaal te benutten.

Strategie

In lijn met haar ambitie streeft de Groep ernaar, en is ze goed op weg om, één van de toonaangevende Europese TNB’s te worden die kritieke elektriciteitsinfrastructuur levert, en een betrouwbaar elektriciteitssysteem voor de samenleving. Via grootschalige investeringen in infrastructuur, digitalisering en sectorkoppeling, levert Elia Group een bijdrage aan Europa’s aanzienlijke en complexe ambitie om tegen 2050 klimaatneutraal te zijn, zoals beschreven in de Green Deal.

Visie en missie

Decarbonisatie wordt beschouwd als één van de dringendste uitdagingen van onze samenleving. Als netbeheerder speelt de Groep een centrale rol om die uitdaging het hoofd te bieden. Haar net is de ruggengraat van de energietransitie. De Groep versterkt haar on- en offshore transmissienet met het oog op de integratie van steeds grotere hoeveelheden hernieuwbare energie in het systeem en om consumenten de mogelijkheid te bieden hun koolstofvoetafdruk te verminderen. De Groep bevordert ook digitalisering en sectorconvergentie en geeft vorm aan energiemarkten, om aldus nieuwe spelers op de markt te ondersteunen om actieve deelnemers aan de energiesector te

worden. De visie waardoor de Groep zich elke dag laat leiden en die bepalend is voor de energietransitie, is ‘een succesvolle energietransitie voor een duurzame wereld’.

In de missie van de Vennootschap wordt beschreven ten dienste van wie ze staat, wat ze levert en hoe: “De Groep wil de energietransitie in het belang van de samenleving realiseren om tot een koolstofarm Europa te komen door de vereiste elektriciteitsinfrastructuur te leveren en door vorm te geven aan de Europese energiemarkten. Ervoor zorgen dat het licht blijft branden door het beheer van een betrouwbaar en duurzaam net en innoveren om tegemoet te komen aan de veranderende behoeften van consumenten, en dat op een efficiënte manier en om de veiligheid van mensen te beschermen. In het veranderende energielandschap meer waarde voor de samenleving tot stand brengen.”

Groeipijlers

De strategie van de Vennootschap bestaat uit drie groeipijlers. Zoals aangegeven in de figuur hierna, heeft de onderste pijler betrekking op de kernactiviteiten als TNB, terwijl de bovenste twee pijlers betrekking hebben op de manier waarop ze haar activiteiten verder uitbreidt om extra waarde te creëren voor haar stakeholders.

De drie groeipijlers laten zien hoe ze, door een continue verbetering van haar activiteiten om uitstekende diensten, producten en projecten te bieden, niet alleen haar maatschappelijke missie vervult, maar ook in een snel veranderende omgeving relevanter wordt. Deze pijlers garanderen dat de Vennootschap volgens de steeds veranderende belangen van de samenleving blijft werken.

Pijler 1: De infrastructuur van de toekomst leveren en een duurzaam elektriciteitssysteem ontwikkelen en beheren

De Groep is vastbesloten er alles aan te doen opdat het licht de klok rond blijft branden door de transmissie-infrastructuur van de toekomst te ontwerpen, te leveren en te beheren en door de energietransitie mogelijk te maken, niet alleen in haar thuismarkten België en Duitsland, maar ook op Europees niveau. Haar investeringsprojecten, die ze op tijd, binnen het vooropgestelde budget en in overeenstemming met hoge kwaliteitsnormen beoogt te leveren met een maximale focus op veiligheid, geven actief mee vorm aan oplossingen die voldoen aan de behoeften van haar stakeholders en die waarde creëren voor de bredere samenleving. Zo kan er dankzij de door de Vennootschap gebouwde onshore en offshore interconnectoren hernieuwbare energie worden gedeeld tussen landen met overschotten aan hernieuwbare energie en landen met tekorten, wat bijdraagt aan de versterking van de interne Europese energiemarkt.

Pijler 2: Groei buiten de huidige perimeter om maatschappelijke waarde te bieden

Deze pijler streeft ernaar om de activiteiten buiten de huidige perimeter uit te breiden om additionele maatschappelijke waarde te bieden. Door haar consultancyactiviteit, EGI, heeft de Groep een solide inzicht in de internationale markten ontwikkeld en kan ze aantrekkelijke zakelijke kansen opsporen en aantrekken. Door een optimale inzet van die expertise en ervaring die ze via haar gereguleerde activiteiten in de ontwikkeling van offshore hernieuwbare energie heeft verworven, geeft ze actief vorm aan nieuwe groeikansen. Gebieden die de Vennootschap momenteel onderzoekt, zijn onder meer de offshore ontwikkeling buiten de maritieme grenzen van België en Duitsland in respectievelijk de Noordzee en de Baltische Zee, en een potentiële aandelenparticipatie die additionele waarde creëert in combinatie met haar eigen portefeuille.

Pijler 3: Nieuwe diensten ontwikkelen die voor klanten waarde creëren in het energiesysteem

Via haar derde pijler is de Groep klaar om zich aan te passen aan een veranderde omgeving en nieuwe diensten te leveren die waarde creëren voor energieklanten, en digitale tools die gunstig zijn voor het internationale energie-ecosysteem. De Vennootschap wil dat bereiken door gebruik te maken van en door een stuwende kracht te zijn achter de digitalisering van de elektriciteitssector en innovatie aan te wakkeren. Dankzij haar ervaring met klantgerichtheid in het kader van haar gereguleerde activiteiten, onderzoekt de Groep en levert ze een bijdrage aan de bevordering van een waaier van nieuwe kansen – van sectorkoppeling tot de levering van nieuwe digitale diensten met partners zoals re.alto. Uiteindelijk zullen die activiteiten de energietransitie verder versnellen.

De digitale transformatie van de Groep

Om de strategie van de Vennootschap te verwezenlijken, is de digitale transformatie van haar activiteiten inmiddels essentieel geworden. De Vennootschap wil doorheen die transformatie efficiënt blijven, naarmate ze de toenemende complexiteit van haar kernactiviteiten weet te beheersen, het tempo van haar activiteiten versnelt, nieuwe oplossingen ontwikkelt voor een koolstofvrij systeem, werkt als een onderdeel van ecosystemen om een beter inzicht te krijgen in de noden van consumenten en die beter te bedienen, en de fundering legt voor de uitbreiding van haar rol en de diensten die ze levert in de hele energiewaardeketen.

ActNow, het duurzaamheidsprogramma van de Groep

Duurzaamheid staat centraal in de bedrijfsstrategie van de Vennootschap en haar ActNow- programma, dat in 2021 is ontwikkeld en gepubliceerd en waarin haar duurzaamheidsdoelstellingen op lange termijn worden beschreven. Die doelstellingen worden ingegeven door de SDG’s van de VN, wat aantoont dat haar organisatiedoelstellingen uitdrukkelijk gekoppeld zijn aan wereldwijde doelen, en via haar business roadmaps en ondernemingsplannen worden geïmplementeerd.

Haar grootste bijdragen aan duurzaamheid zijn de ontwikkeling van het elektriciteitsnet en de optimalisering van het ontwerp van de elektriciteitsmarkt, die op hun beurt de integratie van snel groeiende hoeveelheden RES op het net mogelijk maken, evenals de verdere elektrificatie van de samenleving. Die inspanningen worden geconsolideerd in de eerste doelstelling, namelijk de decarbonisatie van de elektriciteitssector mogelijk maken. Als maatschappelijk verantwoordelijke onderneming gaat haar inzet voor duurzaamheid echter veel verder dan dat: van de verlaging van haar eigen koolstofvoetafdruk, via de integratie van circulaire principes in haar centrale bedrijfsprocessen tot gewaarborgde gelijke kansen voor het volledige personeel. ActNow is via haar business roadmaps en ondernemingsplannen stevig verankerd in haar kernactiviteiten.

Maatschappelijke kerntaken

1. Netbeheer – De Groep levert en beheert infrastructuur

De Vennootschap ontwikkelt, bouwt en onderhoudt haar transmissienet in overeenstemming met de langetermijnbehoeften van de samenleving. Ze investeert fors in de integratie van

RES, de ontwikkeling van een vermaasd net en de aanleg van interconnectoren om de integratie van de Europese energiemarkt te bevorderen.

2. Systeembeheer – De Groep zorgt ervoor dat het licht de klok rond blijft branden Het beheer van het elektriciteitssysteem wordt steeds complexer door de forse toename van hernieuwbare energiebronnen, de continue opkomst van nieuwe spelers en

technologieën en de toegenomen supranationale coördinatie. Als onderdeel daarvan volgt de

Vennootschap het elektriciteitssysteem in real-time tijd op, wat gespecialiseerde kennis en het gebruik van geavanceerde tools en processen vereist, en werkt ze samen met andere Europese TNB’s en DNB’s om een betrouwbare energiebevoorrading te verzekeren en haar net efficiënt te beheren.

3. Marktfacilitering – De Groep faciliteert de ontwikkeling van de elektriciteitsmarkt

De Vennootschap stelt haar infrastructuur op een transparante, niet-discriminerende manier ter beschikking van alle marktspelers. De digitalisering en technologische ontwikkelingen

bieden marktspelers nieuwe kansen om hun elektriciteitsbeheer te optimaliseren door hun (bijvoorbeeld) de mogelijkheid te bieden om hun energieoverschot te verkopen of hun afname tijdelijk te verminderen. De Vennootschap promoot de integratie van de Europese energiemarkt en steunt lokale markten om een nieuwe klantgerichte benadering mogelijk te maken.

4. Trusteeship – De Groep levert onafhankelijke en betrouwbare trustdiensten in verband met heffingsstelsels voor hernieuwbare energie

De wettelijke verantwoordelijkheid voor de coördinatie en verwerking van nationale heffingsstelsels die de integratie van RES in het energiesysteem integreren, ligt bij ETB in België en bij 50Hertz in Duitsland. Haar twee TNB’s innen deze heffingen bijgevolg als trustee in hun respectieve landen, en beheren en coördineren de uitkering ervan. Als de gegenereerde elektriciteit uit RES niet rechtstreeks op de markt wordt gebracht, verkopen we deze elektriciteit op de energiebeurs.

Elia Transmission Belgium (ETB)

Rol als TNB in België

ETB ontwikkelt, beheert en onderhoudt het nationale elektriciteitstransmissiesysteem op zeer hoge spanning (380kV tot 70kV) in België, dat op federaal niveau wordt gereguleerd. Daarnaast bezit en beheert ETB een groot deel van de lokale en regionale elektriciteitstransmissiesystemen op hoge spanning (70 kV tot 30 kV) in de verschillende Gewesten, die op regionaal niveau worden gereguleerd (alle transmissiesystemen samen hierna het “net”). Het net vormt de fysieke schakel tussen de elektriciteitsproducenten, DNB’s, leveranciers en directe klanten. Xxxx zorgt ook voor het beheer van de interconnecties met de elektriciteitsnetten van de buurlanden. Xxxx beheert verder de coördinatie van de elektriciteitsstroom over het net in België, met het oog op een veilig en betrouwbaar transport van elektriciteit van de producenten naar de eindverbruikers.

ETB is (via Xxxx Xxxxx) de volledige eigenaar van de Belgische elektriciteitsnetactiva op zeer hoge spanning en circa 98 procent van het Belgische elektriciteitsnet op hoogspanning (en heeft een gebruiksrecht op de rest).

De uitbreiding van de activiteiten van de TNB tot offshore activiteiten werd opgenomen in 2012 in de Elektriciteitswet. ETB bezit, beheert, onderhoudt en ontwikkelt in het bijzonder een offshore net in de Belgische Noordzee, het Modular Offshore Grid (’MOG'). ETB verzekert het beheer van het systeem in de Belgische elektrische zone en is verantwoordelijk voor de balancering tussen de op het net geïnjecteerde productie en het van het net afgenomen verbruik binnen deze zone. Naast haar activiteiten in verband met het beheer van het net, streeft ETB er ook naar om de werking van de open elektriciteitsmarkt te verbeteren door op te treden als marktfacilitator, in nauwe samenwerking met de elektriciteitsmarktbeheerder(s).

Transmissienetbeheer

Transmissienetbeheer verwijst naar de gereguleerde activiteit van het beheer van de elektriciteitsnetten op zeer hoge spanning en hoge spanning en naar het beheer van de elektriciteitsstromen op deze netten. De beheerder van een dergelijk net wordt de TNB genoemd. De belangrijkste gebruikers van deze netten zijn de elektriciteitsproducenten, de handelaren, de DNB’s, de commerciële leveranciers en grote (industriële) afnemers (eindklanten). Als zodanig speelt ETB een cruciale rol voor de gemeenschap door elektriciteit te transporteren van de producenten naar de distributiesystemen, die de elektriciteit op hun beurt leveren aan de consumenten. ETB speelt ook een essentiële rol in de economie, aangezien zijn net rechtstreeks stroom levert aan grote bedrijven die op het net zijn aangesloten, en indirect aan alle verbruikers, en zijn activiteiten houden de klok rond een betrouwbaar elektriciteitssysteem in stand.

ETB beheert zijn elektriciteitsnet onafhankelijk van elektriciteitsproducenten en -leveranciers. De elektriciteitsnetten op zeer hoge spanning, zoals het net van Xxxx, worden ook gebruikt om elektriciteit internationaal te importeren en te exporteren en voor onderlinge bijstand tussen TNB’s volgens internationale normen die worden voorgeschreven door de Europese wetgeving en door de bedrijfsregels van het European Network of TSO’s for Electricity (“ENTSO-E”) (netreglementen). Belgiës elektriciteitsnet op zeer hoge spanning is verbonden met de transmissiesystemen van Frankrijk, Luxemburg, Nederland, Duitsland en het Verenigd Koninkrijk.

Kernactiviteiten van de TNB in België

De functie van de TNB kan worden onderverdeeld in vier gebieden: netbeheer, systeembeheer, marktfacilitering en trusteeship.

Netbeheer

Deze activiteit bestaat uit: (a) eigendom; (b) onderhoud; en (c) ontwikkeling van het net om de transmissie van elektriciteit mogelijk te maken voor spanningsniveaus van 380kV tot 30kV. De komende vijf jaar (2022-2026) is ETB van plan om 4,0 miljard EUR te investeren in België.

(a) Eigendom

ETB is de Belgische TNB (380kV tot 30kV), en beheert meer dan 8.867km aan luchtlijnen en ondergrondse kabels in heel België. Het net, dat grotendeels eigendom is van Elia (98%) en door ETB wordt beheerd, omvat drie categorieën van spanningsniveaus:

* de lijnen op 380kV die deel uitmaken van de ruggengraat van het Europese net. Elektriciteit die op deze spanning wordt gegenereerd, stroomt naar de Belgische gewesten en wordt ook geëxporteerd naar buurlanden (zoals Frankrijk en Nederland);

* de lijnen op 220kV en 150kV en ondergrondse kabels die nauw verbonden zijn met het 380kV-niveau en elektriciteit transporteren in en tussen de Belgische elektriciteitszones; en

* het hoogspanningsnet, dat de lijnen op 70kV tot 30kV en ondergrondse kabels omvat, en elektriciteit transporteert van de niveaus op hogere spanning naar de afnamepunten die worden gebruikt door de DNB’s en grote industrieklanten die rechtstreeks op het net van ETB zijn aangesloten.

Het gebruik van deze verschillende spanningsniveaus is het gevolg van technische en economische optimalisatie. Zeer hoge spanning is vereist voor het optimale transport van elektriciteit over lange afstand bij een minimaal energieverlies, terwijl lagere spanningen meer geschikt zijn voor kortere afstanden en lagere hoeveelheden.

(b) Investeringsuitgaven voor onderhoud en vervanging

ETB’s beleid inzake netonderhoud is gebaseerd op een risicobeoordelingsbenadering die rekening houdt met de vermaasde structuur van zijn net. De werking van de kritische infrastructuurcomponenten wordt nauwlettend gevolgd via een uitgekiende activabeheerstrategie. De voornaamste doelstellingen zijn het behalen van een maximale beschikbaarheid en betrouwbaarheid van het net, met de hoogste efficiëntie, om de totale eigendomskosten tot een minimum te beperken. Om dit beleid hard te maken, houdt ETB nauw toezicht op het net en voert het routinematige preventieve inspecties uit.

Zoals de meeste andere Europese TNB’s wordt ook ETB geconfronteerd met de uitdagingen van een verouderend net, dat werd ontwikkeld in of zelfs nog vóór de jaren 70. Om deze uitdagingen het hoofd te bieden, heeft ETB een aantal risicogebaseerde modellen ontwikkeld met het oog op de optimalisatie van de activavervangingsstrategieën. Investeringspieken worden afgevlakt dankzij een evenwichtig onderhouds- en vervangingsbeleid. Naarmate de werkmethodes evolueren, moeten de medewerkers worden opgeleid om hen te helpen de vereiste vaardigheden en technieken onder de knie te krijgen. De komende jaren zal een steeds groter deel van de investeringsuitgaven naar vervangingen gaan.

ETB’s netontwikkeling is gebaseerd op vier investeringsplannen: een federaal plan en drie gewestelijke plannen. In het kader van deze investeringsplannen worden de netversterkingen geïdentificeerd die nodig zijn voor een consistente en betrouwbare transmissie, voor de opvang van het toenemende verbruik en de vereisten van nieuwe elektriciteitscentrales (conventionele energie of RES), voor de aansluiting en integratie van RES (onshore en offshore), en voor de toenemende import- en exportcapaciteit met de buurlanden.

De investeringsplannen houden ook rekening met beperkingen inzake milieu-eisen en landgebruik en toepasselijke doelstellingen inzake gezondheid en veiligheid (zie ‘De Groep kan geconfronteerd worden met aanzienlijke kosten om potentiële risico’s voor het milieu en de volksgezondheid te beheren, en om tegemoet te komen aan beperkingen inzake ruimtelijke ordening').

Systeembeheer

Hernieuwbare energie is sterk in opmars, maar de productie ervan is erg variabel. Alleen met een flexibeler elektriciteitsnet kan een constant evenwicht tussen vraag en aanbod in stand worden gehouden. De digitalisering en de recentste technologieën bieden de marktspelers nieuwe kansen om hun elektriciteitsbeheer te optimaliseren door hun overschotten te verkopen of het verbruik tijdelijk te verminderen (vraagflexibiliteit). Door de markt open te stellen voor nieuwe spelers en technologieën wil ETB een beter concurrerende energiemarkt creëren en tegelijk de bevoorradingszekerheid te allen tijde op peil houden. Om dit te realiseren, zorgt ETB ervoor dat elke marktspeler op een transparante en niet-discriminerende manier toegang krijgt tot het net.

ETB monitort de elektriciteitsstromen op zijn net en streeft ernaar om de totale hoeveelheid van de geïnjecteerde en de afgenomen elektriciteit in real time in balans te houden door de aankoop van gepaste ondersteunende diensten, rekening houdend met de stroomuitwisselingen met buurlanden. ETB koopt eveneens elektriciteit op de markt om energieverliezen in de lokale transmissienetten te compenseren die het gevolg zijn van de transmissie van elektriciteit.

ETB’s net is de essentiële schakel tussen vraag en aanbod voor elektriciteit, zowel binnen België als in de context van de interne elektriciteitsmarkt van de EU. Om elektriciteit te kunnen injecteren in het net moeten elektriciteitscentrales in België fysiek aangesloten zijn en moeten ze toegang krijgen tot het net (dus het recht om het te gebruiken). ETB beheert zijn net zodanig dat deze elektriciteit, en de elektriciteit afkomstig van de buurlanden, kan stromen naar de afnamepunten waar distributeurs, grote bedrijfsklanten en buitenlandse netten mee verbonden zijn. Partijen die gebruik maken van het net van ETB betalen gereguleerde tarieven op basis van hun piekvraag en piekverbruik per kwartier.

Als netbeheerder bewaakt, controleert en beheert ETB constant de elektriciteitsstromen op de Belgische netten voor zeer hoge en hoge spanning met het oog op de betrouwbaarheid, continuïteit en kwaliteit van de elektriciteitstransmissie door handhaving van de frequentie en spanning binnen internationaal overeengekomen limieten.

ETB’s net wordt 24 uur per dag gemonitord, zeven dagen per week, vanuit drie controlecentra (een nationaal en twee gewestelijke centra). Deze controlecentra monitoren continu de elektriciteitsstromen, de frequentie, de spanning op ieder afnamepunt, de belasting van ieder netonderdeel en de status van iedere onderbreker. Wanneer een netonderdeel wordt afgeschakeld, neemt het personeel van ETB de nodige maatregelen om de operationele betrouwbaarheid van het net te versterken en de elektriciteitsleveringen aan zijn klanten te verzekeren. ETB kan bepaalde netonderdelen op afstand inschakelen of uitschakelen.

ETB heeft ook andere maatregelen genomen om de betrouwbaarheid voor zijn klanten in stand te houden. Deze maatregelen omvatten operationele maatregelen (zoals capaciteitstoewijzing, load-flowvoorspellingen en nalevingscontroles) en noodprocedures. Sommige van deze maatregelen zijn ingevoerd in samenwerking met de omliggende TNB’s (en goedgekeurd door hun betrokken regulator) en/of met Coreso, het regionale coördinatiecentrum, met het oog op gecoördineerde acties.

Opdrachten voor ondersteunende diensten worden gegund conform de regels voor openbare aanbestedingen. Een deel van de kosten die ETB oploopt als gevolg van de aankoop van ondersteunende diensten wordt rechtstreeks gefactureerd aan de balanceringsverantwoordelijken (balance responsible parties, “BRP’s”), terwijl de ondersteunende diensten (zoals vergoeding voor de elektriciteitsverliezen) worden weerspiegeld in de nettarieven.

Marktfacilitatie

Naast zijn twee hoger beschreven kernactiviteiten streeft ETB naar de verbetering van de werking van de open elektriciteitsmarkt door op te treden als marktfacilitator, zowel in de context van een eengemaakte Europese elektriciteitsmarkt als in het kader van de integratie van hernieuwbare energie en waarde creëren voor consumenten, in overeenstemming met de nationale en Europese beleidsregels. Het doet dat in nauwe samenwerking met de betrokken elektriciteitsmarktbeheerders (ETB is ook een indirecte aandeelhouder van sommige van deze marktbeheerders). In het kader van de wetgevende voorstellen in het Clean Energy Package zal deze samenwerking verder worden geformaliseerd en uitgewerkt (zie “Derde Energiepakket en Clean Energy Package”).

Door de centrale locatie van het Belgische net in continentaal Europa en de intensieve grensoverschrijdende commerciële uitwisselingen sinds de deregulering van de Europese elektriciteitsmarkt wordt ETB’s net veel gebruikt door andere marktdeelnemers voor grensoverschrijdende import en export en voor de transit van elektriciteit. ETB wil een verdere marktintegratie bevorderen, op zowel nationaal als Europees niveau, door nieuwe marktspelers en technologieën de kans te geven hun systemen te innoveren en nieuwe producten op de markt te brengen.

ETB’s inkomsten uit of lasten verschuldigd krachtens het inter-TNB-vergoedingsmechanisme voor grensoverschrijdende handel binnen de EU worden doorberekend aan de thuismarktdeelnemers door een verlaging of verhoging van de tarieven.

ETB speelt al jaren een belangrijke rol in diverse initiatieven voor marktintegratie, zoals: (i) het ontwerp en de implementatie van de Belgische elektriciteitshub; (ii) de vestiging van regionale markten, aanvankelijk CWE (Frankrijk, België, Nederland, Luxemburg, Oostenrijk en Duitsland) en later de Scandinavische landen en Noordwest-Europa (Centraal-West-Europa, de Scandinavische landen en het VK); (iii) de vestiging van de CORE capaciteitsberekeningsregio (CWE-regio samen met Centraal-Oost-Europa); (iv) day-ahead prijsafstemming in de regio Noord-West-Europa, die reikt van Frankrijk tot Finland en werkt volgens een gemeenschappelijke day-ahead elektriciteitsprijsberekening aan de hand van de Price Coupling of Regions oplossing, de MRC Region (Multi Regional Price Coupling); (v) de oprichting van het eerste regionale technisch coördinatiecentrum voor CWE, Coreso, in samenwerking met RTE en National Grid (de Franse en Britse TNB’s); (vi) de creatie van een marktkoppeling tussen de Benelux-landen en Frankrijk; en

(vii) de deelname aan de oprichting van de toekomstige eengemaakte day-ahead koppeling en eengemaakte intraday koppeling (dekt de EU). De Vennootschap is ook stakeholder in een aantal Europese initiatieven voor optimalisering van de marktwerking, zoals HGRT en ENTSO-E.

ETB’s initiatieven voor de marktfacilitatie en -integratie omvatten:

* een participatie van 17 procent in Holding HGRT, dat zelf voor 49 procent participeert in EPEX SPOT. De European Power Exchange EPEX SPOT SE en zijn verbonden vennootschappen APX en Belpex beheren georganiseerde kortetermijnbeurzen voor elektriciteit in Duitsland, Frankrijk, het Verenigd Koninkrijk, Nederland, België, Oostenrijk, Zwitserland en Luxemburg. De Vennootschap was een stichtende aandeelhouder van Belpex NV/SA (zie “HGRT”);

* zijnde een stichtend aandeelhouder van Coreso. Coreso is het eerste regionale centrum voor technische coördinatie dat zich richt op de verbetering van de betrouwbaarheid in de CWE- regio. Coreso wordt gedeeld door verschillende TNB’s en ontwikkelt voorspellingsbeheer van elektriciteitstransmissies in de regio (zie “Coreso”); en

* een aandeelhouder zijn van JAO, een dienstverlenend bedrijf dat de jaarlijkse, maandelijkse en dagelijkse veilingen uitvoert voor de transmissierechten over 27 grenzen in Europa en optreedt als noodvoorziening voor de Europese marktkoppeling (zie “JAO”).

Trusteeship

De wettelijke verantwoordelijkheid voor de coördinatie en verwerking van nationale heffingsstelsels die de integratie van RES in het energiesysteem integreren, ligt bij ETB in België en bij 50Hertz in Duitsland. ETB en 50Hertz innen deze heffingen bijgevolg als trustee en beheren en coördineren de uitkering ervan. Als de gegenereerde elektriciteit uit RES niet rechtstreeks op de markt wordt gebracht, verkopen we deze elektriciteit op de energiebeurs.

50Hertz

Rol als TNB in Duitsland

50Hertz is een van de vier TNB’s in Duitsland. 50Hertz heeft dezelfde kernactiviteiten als ETB: het bezit, beheert, onderhoudt en ontwikkelt een transmissienet op 400kV – 150kV met een geïnstalleerde capaciteit van circa 53.250 MW (waarvan circa 39.600 MW hernieuwbare energie, waarvan circa 21.000 MW on- en offshore windenergie). Het net van 50Hertz heeft een lengte van zo’n 10.325 km in een gebied dat de vijf oostelijke Duitse deelstaten Thüringen, Saksen, Saksen- Anhalt, Brandenburg, Mecklenburg-West Pommeren bestrijkt, naast Berlijn en Hamburg en netverbindingen met offshore windparken in de Baltische Zee. De regelzone van 50Hertz bestrijkt circa 109.000 km² (een derde van Duitsland), waarbij circa 18 miljoen inwoners ongeveer 20 procent van Duitslands elektriciteit verbruiken. Het onderhoud van het transmissiesysteem, de transformatiestations en de schakelposten is georganiseerd in zeven regionale centra die actief zijn in een regio die wordt gekenmerkt door veel wind; hernieuwbare energie is al goed voor meer dan 56 procent van het elektriciteitsverbruik in het netgebied van 50Hertz. Dat aandeel zal de komende jaren nog toenemen na verdere investeringen in de integratie van fotovoltaïsche energie, onshore windenergie en de aansluiting van de offshore windparken op zijn regelzone in de Baltische Zee en de Noordzee. 00Xxxxx heeft van alle Duitse TNB’s de jongste activabasis.

Zijn administratieve centrum is gevestigd in Berlin-Mitte. Bovendien bevindt het net van 50Hertz zich op het snijpunt tussen de westelijke en de noordoostelijke Europese elektriciteitsmarkten, door de centrale ligging van zijn netwerk tussen Scandinavië, Polen, Tsjechië en Centraal-West-Europa.

De locatie van 50Hertz binnen Europa en Duitsland wordt hieronder afgebeeld:

Transmissienetbeheer

Krachtens het Duitse juridische en regelgevingskader levert 50Hertz de volgende diensten:

* Het beheert een veilig, betrouwbaar en efficiënt transmissienet op niet-discriminerende basis: 50Hertz moet zijn net zo beheren, onderhouden en ontwikkelen dat het beantwoordt aan de vraag van haar klanten voor zover dat economisch haalbaar is. In het bijzonder moeten de TNB’s bijdragen tot de bevoorradingszekerheid door te zorgen voor een gepaste transmissiecapaciteit en systeembetrouwbaarheid;

* Het zorgt voor aansluitingen op het net en transporteert elektriciteit via het hoogspanningsnet: 50Hertz is verplicht fysieke aansluiting op haar net te bieden aan eindverbruikers, gelijke of stroomafwaartse elektriciteitsdistributienetten en -lijnen, en productiefaciliteiten (die beschikken over een wettelijk prioritair injectierecht waarmee rekening moet worden gehouden in geval van congestie) op basis van technische en economische voorwaarden die gepast, niet-discriminerend en transparant zijn. Daarnaast, en overeenkomstig de regels voor gereguleerde toegang voor derden (“GTD”), moet 50Hertz deze toegang voor derde partijen ook op haar net bieden op economisch redelijke, niet-discriminerende en transparante basis;

* Het biedt een voorkeurrecht voor aansluiting op het net van, en voor injectie van elektriciteit geproduceerd uit RES: Voor de elektriciteit geproduceerd in faciliteiten voor hernieuwbare energie zijn de TNB’s in Duitsland verplicht om hun net te optimaliseren en uit te breiden en, voor zover economisch redelijk, om te zorgen voor de aankoop, transmissie en distributie van deze elektriciteit. Dienovereenkomstig is 50Hertz verplicht om onverwijld alle hernieuwbare- energiefaciliteiten in haar regelzone aan te sluiten op haar transmissienet, en enige vertraging bij dergelijke aansluitingen kan 50Hertz onderwerpen aan schadeclaims. 50Hertz is in het bijzonder verplicht om verbindingen aan te leggen naar alle offshore windparken in haar regelzone krachtens de verdere voorwaarden van de EnWG en de opgelopen kosten daarvan te delen met de andere Duitse TNB’s;

* Het biedt systeemdiensten: 50Hertz moet instaan voor een stabiel en betrouwbaar energievoorzieningssysteem. De ontwikkeling van de Duitse elektriciteitsmarkt van de afgelopen jaren heeft ertoe geleid dat een onevenredig groot deel van de elektriciteit wordt verbruikt in de zuidelijke en westelijke gebieden van Duitsland, terwijl er wordt verwacht dat de productie van hernieuwbare energie vooral in de noordelijke en oostelijke delen van Duitsland zal plaatsvinden. Gelet op deze regionale verschillen in de productie van hernieuwbare energie en de schommelende injectie van faciliteiten voor hernieuwbare energie is 50Hertz gefocust op het continu handhaven van een systeembalans tussen productie en verbruik. Om vraag en aanbod van elektriciteit voortdurend in evenwicht te houden, maakt 50Hertz vooral gebruik van verschillende types regelvermogen (primair, secundair en tertiair regelvermogen). Daarnaast neemt 50Hertz waar nodig maatregelen voor congestiebeheer en beheert het de netverliezen op haar transmissiesysteem door energie aan te kopen; en

* Het beheert de grensoverschrijdende verbindingen: 50Hertz beheert een aantal grensoverschrijdende interconnectoren met Polen, Denemarken en Tsjechië. Dat beheer omvat niet-discriminerende en transparante mechanismen voor de toewijzing van uitwisselingscapaciteit krachtens de betrokken Europese wetten en EnWG.

Naast de bovenstaande kernactiviteiten van systeembeheer en transmissie-eigendom heeft 50Hertz nog twee andere rollen op de Duitse elektriciteitsmarkt:

* Het is als trustee verantwoordelijk voor het beheer van de kasstromen die voortvloeien uit de Duitse wet voor hernieuwbare energie (‘EEG’). Die bepaalt onder andere dat de elektriciteit die wordt geproduceerd in installaties voor hernieuwbare energie in de regelzone van 50Hertz onder het injectietariefstelsel door 50Hertz wordt verkocht tegen de day-ahead en intra-day marktprijs van de aangestelde elektriciteitsmarktbeheerders.

* Het is facilitator voor de ontwikkeling van de energiemarkt, vooral in de capaciteitsberekeningsregio’s (’CCR’s') Core en Hansa. Zo is 50Hertz onder andere actief in het ontwerpen van de Europese en nationale elektriciteitsmarkt op een manier die optimaal is afgestemd op een efficiënte en betrouwbare werking van het systeem.

50Hertz Offshore GmbH

50Hertz Offshore GmbH werd opgericht voor de aansluiting van de offshore windparken op de regelzone van 50Hertz en voor een transparante boekhouding van de kosten en het aangewende kapitaal. 50Hertz Offshore zal naar verwachting alle investeringsuitgaven en andere betrokken kosten in verband met deze offshore verbindingen dragen.

Krachtens de EnWG moet 50Hertz de netaansluitingen met offshore clusters die voorzien zijn in respectievelijk het Netontwikkelingsplan (Netzentwicklungspläne – ’NEP') en het gebiedsontwikkelingsplan bouwen, de windparken aansluiten waar het BNetzA capaciteit aan heeft toegewezen voor de netverbinding en de aansluitingsactiva beheren na de ingebruikname.

Bovendien zijn de Duitse connecterende TNB’s volgens sectie 17f van de EnWG verplicht om de kosten voor de bouw en het beheer van de netaansluitingen met de offshore windparken onderling te verdelen, op basis van het elektriciteitsvolume in hun respectieve regelzone.

Via een kaderovereenkomst die in november 2008 werd gesloten tussen 50Hertz en 50Hertz Offshore heeft 50Hertz zijn verplichting inzake de bouw en exploitatie van de netverbindingen met de offshore clusters en windparken gedelegeerd aan 50Hertz Offshore, inclusief het recht op terugbetaling van alle betrokken kosten. Voor de duidelijkheid heeft die delegatie er niet toe geleid dat 50Hertz Offshore in aanmerking kwam als TNB aangezien het als bedrijf zelf direct onderworpen is aan regulering. 50Hertz Offshore heeft momenteel geen werknemers en maakt in plaats daarvan gebruik van de diensten die door 50Hertz worden geleverd op basis van dienstcontracten.

Aanzienlijke investeringsbehoeften van 50Hertz Offshore vloeien hoofdzakelijk voort uit de aankoop en installatie van zee- en landkabels en andere elektrische apparatuur voor de verbinding met de offshore windparken. Het eerste commerciële offshore windpark in de Baltische Zee (“Baltic 1”) werd in 2011 aangesloten op het transmissienet van 50Hertz. In 2015 werd een tweede netaansluiting (’Baltic 2') voltooid; een derde offshore clusteraansluiting (’Ostwind 1’) werd in 2013 door het BNetzA goedgekeurd in het offshore netontwikkelingsplan (Offshore-Netzentwicklungsplan – ‘O-NEP), met een bijkomende goedkeuring in 2015. Deze netaansluiting bestaat uit drie kabelsystemen en is toegewezen aan twee windparken (Wikinger en Arkona). De netaansluiting werd in 2019 in gebruik genomen, in overeenstemming met de voorziene voltooiingsdata. Tijdens de capaciteitsveiling van 2018 werden er drie additionele offshore windparken (Arcadis Ost 1, Baltic Eagle en Wikinger Süd2) in de Baltische Zee ten noorden van Lubmin toegewezen. In dat kader heeft het BNetzA drie bijkomende kabelsystemen en de betrokken on- en offshore transformatiestations in de cluster Westlich Adlergrund (“Ostwind 2”) goedgekeurd. In 2018 heeft 50Hertz Offshore de orders voor deze kabelsystemen geplaatst. In 2019 werden er met de eigenaars van de windparken overeenkomsten gesloten voor gezamenlijke platforms. In het netontwikkelingsplan van 2019 werd de netaansluiting OST-1-4 toegewezen. Het gebiedsontwikkelingsplan voorziet één kabeloplossing en een platform in eigendom van en beheerd door 50Hertz. De veiling van de daarbij horende offshore site (O.1.3) van 2021 werd gehouden en toegewezen. Momenteel lopen er voorbereidende werkzaamheden en aanbestedingen voor belangrijke onderdelen. 50Hertz Offshore voorziet nog verschillende andere offshore projecten. De omvang van de offshore investeringsportefeuille kan de komende jaren sterk variëren, afhankelijk van de inhoud van het toekomstige gebiedsontwikkelingsplan (Flächenentwicklungsplan, FEP) dat een “evenwichtige verdeling van projecten tussen de Noordzee en de Baltische Zee” zal vastleggen voor de periode na 2025.

Per 31 december 2021 bedroegen de totale activa van 50Hertz Offshore, die voornamelijk bestonden uit activa en activa in aanbouw die verband houden met de netaansluiting, 2.491,5 miljoen EUR. De inkomsten van 50Hertz Offshore worden gegenereerd door directe operationele kosten en toegerekende uit de regulering voortvloeiende kosten in verband met de offshore activiteiten, die aan 50Hertz in rekening kunnen worden gebracht. De omzet voor het boekjaar afgesloten op 31 december 2021 bedroeg 270,7 miljoen EUR.

Op basis van de Duitse wetgeving kunnen 50Hertz en 50Hertz Offshore onderworpen worden aan schadeclaims indien netaansluitingen door schuld vertraging oplopen of indien hun werking wordt onderbroken (zie ‘Risicofactoren – De verdere ontwikkeling van de offshore infrastructuur kan specifieke uitdagingen met zich meebrengen en het specifieke aansprakelijkheidsstelsel dat op offshore aansluitingen van toepassing is, kan een impact hebben op de winstgevendheid van de Groep').

Andere aan de Vennootschap gerelateerde activiteiten

Adviesdiensten (EGI)

EGI levert consultancy- en engineeringdiensten in domeinen als de ontwikkeling van de energiemarkt, assetmanagement, systeembeheer, systeemontwikkeling en integratie van hernieuwbare energie. Als volwaardige dochteronderneming van de Vennootschap en 50Hertz kan EGI gebruikmaken van de expertise van twee grote Europese netbeheerders met elk een staat van dienst voor het afleveren van kwaliteitsprojecten en verschillende tientallen jaren ervaring. De

2 Wikinger Süd behoort tot de Wikinger-cluster maar is apart toegewezen

klanten zijn voornamelijk TNB’s, maar EGI biedt ook ondersteuning aan regulatoren, overheidsinstanties en privéontwikkelaars.

Energy-as-a-Service (re.alto)

In september 2020 kondigde de Groep de officiële oprichting aan van haar eigen corporate start-up, re.alto, en de eerste Europese marktplaats voor de uitwisseling van energiedata en -diensten. Dankzij de start-up kunnen er energiedata worden uitgewisseld via haar innovatieve API-platform. Hiermee kan de energiesector een enorme digitale stap voorwaarts zetten naar een meer wijdverspreide invoering van Energy-as-a-Service-bedrijfsmodellen om zo sneller een koolstofneutrale energietoekomst te kunnen realiseren. Op de Klimaatconferentie van de VN die in november 2021 in Glasgow werd georganiseerd (’COP26'), hebben de Vennootschap en Octopus Energy (een Brits bedrijf dat zich specialiseert in hernieuwbare energie) een memorandum van overeenstemming ondertekend ter ondersteuning van hun gezamenlijke verbintenis om klanten bij de energietransitie centraal te stellen. Beide partijen zullen de komende twee jaar testprojecten organiseren, waarbij er nauw zal worden samengewerkt tussen KrakenFlex (het real-time softwareplatform van Octopus Energy) en re.alto, de digitale markt voor energiedata en -diensten van de Groep.

Het partnership wil consumenten nieuwe energiediensten kunnen aanbieden (zoals de mogelijkheid om hun elektrische voertuigen op te laden en hun warmtepompen te gebruiken op momenten waarop er grote hoeveelheden groene elektriciteit op het net beschikbaar zijn), en tegelijkertijd helpen verzekeren dat het net in evenwicht blijft, om de transitie naar een duurzaam energiesysteem te bevorderen.

Offshore interconnectie buiten haar perimeter

De Groep is actief in de ontwikkeling, de bouw en het beheer van offshore transmissieactiva en heeft zich de laatste jaren gepositioneerd als een bekwame partner op de markt. In een periode van ruim tien jaar in de sector van de offshore windenergie zijn er twaalf offshore windparken op het net aangesloten die vandaag door de Groep worden beheerd. Er zijn innovatieve oplossingen zoals de Kriegers Flak Combined Grid Solution, ‘s werelds eerste hybride interconnector, en het Modular Offshore Grid I (MOG I), dat vier offshore windparken met elkaar verbindt door één stopcontact-op-zee en drie gedeelde exportkabels met 220kV AC. Kortom: de Groep heeft een trackrecord van projecten met solide vaardigheden op het vlak van netplanning en engineering, toonaangevende activatechnologie en operationele knowhow en grootschalige projectmanagementcapaciteiten. Die reeks troeven wordt aangevuld door een sterke expertise in de analyse van marktmodellen en hun reguleringskader en de vormgeving van netoplossingen met een maximale waarde voor de samenleving. Hoewel er zich vandaag nog steeds belangrijke projecten in de pijplijn bevinden, zijn de groeivooruitzichten van de gereguleerde offshore projecten van Elia Group, zowel in de Belgische Noordzee als in de Duitse Baltische Zee, beperkt, aangezien alle belangrijke productiesites in de Belgische Noordzee en de Duitse Baltische Zee in het begin van de jaren 2030 zullen worden gerealiseerd.

Door buiten België en Duitsland actief te worden, kan de Groep die expertise inzetten bij de voortzetting van haar missie om decarbonisatie te ondersteunen in het belang van de samenleving, om waarde te bieden aan andere markten en meer opbrengstenstromen te ontgrendelen. Tegelijkertijd zorgt de Groep ervoor dat ze een voorloper blijft in de ontwikkeling van offshore windenergie in de richting van een meer holistische en vermaasde offshore oplossing en dat ze ook op langere termijn relevant blijft. De internationale markt voor offshore windenergie is echter competitief en projecten worden gewoonlijk toegewezen in het kader van competitieve aanbestedingen aan de bieder met de laagste prijs en/of het aantrekkelijkste bod. Om competitieve offshore aanbestedingen in de wacht te slepen, zijn er bijgevolg kenmerken vereist als vrijwel uitmuntende engineeringvaardigheden en een sterk trackrecord. Daarnaast zijn principes zoals ondernemingszin, snelle besluitvorming en nadrukkelijke kostenbeheersing essentieel. De nieuwe entiteit van de Groep, WindGrid, wil zich al die belangrijke capaciteiten eigen maken en tegelijkertijd de knowhow binnen de Groep optimaal inzetten. Door de oprichting van WindGrid stuurt de Groep een sterk signaal naar de markt over haar engagement ten aanzien van de ontwikkeling van offshore windenergie.

Regelgevingskader

In het algemeen is het Belgische regelgevingskader vastgesteld voor een periode van 4 jaar en vertegenwoordigt het voornamelijk een “cost plus”-model. De niet-beheersbare kosten van ETB (afschrijvingen, financiële kosten en belastingen) die door de regulator worden goedgekeurd, worden doorberekend in de consumententarieven; voor de specifieke kosten (en opbrengsten) waarover ETB directe controle heeft, geldt er een incentiveregulering. Het basisprincipe van het reguleringsregime in Duitsland is een stimuleringsregulering met een inkomensgrens en een 5-jarige regulatoire periode. Daarbovenop is een specifiek reguleringskader van toepassing op de Nemo Link interconnector waarbij een op de opbrengsten gebaseerd cap-en-floor-regime werd overeengekomen voor een tijdsduur van 25 jaar.

Zoals hierboven beschreven, worden de niet-beheersbare kosten van ETB die door de regulator worden goedgekeurd, doorberekend in de consumententarieven. Deze kosten omvatten de vergoeding van de aandeelhouders. Die vergoeding is voornamelijk gebaseerd op twee essentiële factoren. Ten eerste ontvangt ETB voor het eigen vermogen dat overeenstemt met de regulatoire gearing ratio een billijke vergoeding op basis van de vooruitzichten voor de OLO op 10 jaar geschat door het Federaal Planbureau (2,40 procent voor de periode 2020-2023), waarop een risicopremie gewogen met een betafactor wordt toegepast. Het eigen vermogen boven de reglementaire gearing ratio (440 procent van de RAB) wordt vergoed tegen dezelfde OLO-referentierente, vermeerderd met 70 basispunten. In de tweede plaats bepaalt de huidige tariefmethodologie diverse incentives die gekoppeld zijn aan het operationele prestaties.

Zoals meer in detail uitgelegd in de rubriek “Het Duitse juridische kader”, is het basisprincipe van het reguleringsregime in Duitsland er stimuleringsregulering met een opbrengstenbeperking en een 5-jarige reguleringsperiode. De opbrengstenlimiet bepaalt hoeveel opbrengsten er voor een bepaald jaar aan een Duitse netbeheerder worden toegekend. Het omvat twee verschillende opbrengstencomponenten: (i) beïnvloedbare kosten die om de 5 jaar worden geactualiseerd, en

(ii) niet-beïnvloedbare kosten die jaarlijks worden geactualiseerd. Voor de beïnvloedbare kosten wordt er door de regulator een kostenbeoordeling van het jaar (t-3) uitgevoerd voor de reguleringsperiode die begint in jaar (t), onderworpen aan jaarlijkse aanpassingen op basis van een productiviteitsfactor van de algemene sector, een individuele efficiëntiefactor en de inflatie. Dit basisbeginsel is aangevuld met verschillende kostposities die als permanent niet-beïnvloedbaar worden beschouwd, zodat ze een speciale behandeling krijgen en jaarlijks kunnen worden aangepast: In de eerste plaats kan de TNB zogenaamde investeringsmaatregelen toepassen, die onshore groei investeringen bevatten. Vanaf 2024 zal het stelsel van de investeringsmaatregelen voor nieuwe investeringen worden vervangen door een nieuw KKA-stelsel (Captial Cost Adjustment model) dat ook jaarlijkse aanpassingen van investeringsuitgaven voorziet. In de tweede plaats, zijn verschillende relevante kostposities, zoals netverliezen, balanceringskosten, reserves, congestie management en kosten van Europese initiatieven onderworpen aan zogenaamde vrijwillige verbintenissen die jaarlijks kunnen worden aangepast, op basis van geplande kosten met retroactieve herziening. Bovendien, worden sommige onderdelen van HR-gerelateerde kosten beschouwd als permanent niet-beïnvloedbaar. Tot slot wordt het reguleringsstelsel aangevuld met verschillende toeslagen: Offshore kosten worden aan de consumenten doorberekend, inclusief rendement op eigen vermogen. De vergoeding en het beheer van hernieuwbare energie, subsidies voor warmtekrachtkoppeling en andere uitgaven worden terugbetaald op basis van de kosten.

Zoals meer in detail uiteengezet in de rubriek “reguleringskader voor de Nemo Link interconnector”, wordt een specifiek reguleringskader toegepast op de Nemo Link interconnector, waarbij een op opbrengsten gebaseerd cap-en-floor-regime werd overeengekomen voor een tijdsduur van 25 jaar.

Regelgevingskader in Europa

Het Europese kader is van toepassing op: (i) ETB (als de TNB in België); en (ii) 50Hertz (als TNB in Duitsland).

Het Europese wettelijke kader

De afgelopen twintig jaar heeft de Europese Unie geijverd voor de “ontbundeling” van verticaal geïntegreerde elektriciteitsbedrijven. De recentste Richtlijn en de Verordening (het zogenaamde Winterpakket) hebben deze liberaliseringstrend doorgetrokken door gemeenschappelijke regels op te stellen voor een interne elektriciteitsmarkt, en door te zorgen voor de eerlijke nettoegang voor de grensoverschrijdende uitwisseling van elektriciteit.

Derde Energiepakket en Clean Energy Package

(i) Derde Energiepakket.

Het Derde Energiepakket omvatte, onder andere, de Richtlijn 2009/72/EG (de “Elektriciteitsrichtlijn”), de Verordening (EG) nr. 714/2009 (de “Elektriciteitsverordening”) en de Verordening (EG) nr. 713/2009 voor de oprichting van een Agentschap voor de samenwerking tussen energieregulatoren (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) (de “ACER-Verordening”). Deze wetgevende teksten zijn ingetrokken door respectievelijk de Richtlijn 2019/944, de Verordening 2019/943 en de Verordening 2019/942.

Xxxxx ingevolge het Derde Energiepakket moesten lidstaten voor transmissieactiviteiten bepalingen implementeren over: (a) de aanstelling/licentie van de TNB('s); (b) de scheiding tussen de productie- en leveringsactiviteiten ten opzichte van het (bezit en) beheer van het net (ontvlechting op het gebied van eigendom, rechtsvorm, werking en boekhouding) en de betrokken certificatievereisten; (c) vertrouwelijkheid van commercieel gevoelige informatie;

(d) niet-discriminerende toegang voor derden; en (e) de oprichting van onafhankelijke regulatoren.

(a) Aanstelling van ETB als TNB op federaal niveau

Lidstaten zijn verplicht één of meer TNB’s aan te stellen. België heeft ervoor gekozen slechts één TNB aan te stellen. Dat is vastgelegd in de Elektriciteitswet. De termijn van de aanstelling is niet vastgelegd door de EU-wetgeving en wordt derhalve door elke lidstaat op nationaal niveau bepaald. ETB werd vanaf 31 december 2019 aangesteld voor een (verlengbare) termijn van 20 jaar. ETB is voor dezelfde periode ook aangesteld als de Gewestelijke TNB in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest (besluit van de Regering van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest van 19 december 2019) en als de Lokale TNB in het Vlaamse Gewest, als opvolger van ESO (nu Elia Group NV / de Vennootschap) voor de resterende duur van de aanstelling van die laatste, d.w.z. tot 31 december 2023. In het Waalse Gewest vloeit direct uit de Waalse Elektriciteitswet voort dat de Lokale TNB ETB is, waar deze als TNB is aangesteld op nationaal niveau. De procedure voor de verlenging van de lokale TNB-vergunning in het Vlaamse Gewest loopt. Deze vergunning zal naar verwachting tijdig worden verlengd. Het kan echter niet worden uitgesloten dat er ter gelegenheid van die verlenging bepaalde aanvullende verplichtingen worden opgelegd in verband met het bestuur van ETB, en in het bijzonder, de mogelijke opname van extra waarborgen over de onafhankelijkheid van relevante leden van de raad van bestuur van ETB (zie ‘De activiteiten van de Groep – Inleiding').

50Hertz heeft de toestemming om actief te zijn als TNB in Duitsland en, hoewel deze machtiging niet beperkt is in de tijd, kan zij wel worden ingetrokken door de Energieautoriteit van de staat Berlijn (Senatsverwaltung für Wirtschaft, Technologie und Forschung (Energiewirtschaft/Energieaufsicht)).

(b) Ontvlechting

TNB’s moeten “Ontvlochten” worden van bedrijven voor elektriciteitsproductie en -levering. Meer bepaald moet de als TNB aangestelde vennootschap, minstens op het vlak van haar eigendom (behoudens historische uitzonderingen in bepaalde EU-lidstaten), haar boekhouding, haar organisatie en haar besluitvormingsproces onafhankelijk zijn van bedrijven die actief zijn in elektriciteitsproductie of -levering. Gekruiste participaties zijn principieel uitgesloten. De Elektriciteitswet bepaalt ook dat ETB geen activiteiten mag ontwikkelen voor het beheer van distributienetten onder 30 kV en dat ETB en gasbedrijven geen directe of indirecte participaties in elkaar mogen hebben. Voor de (her)benoeming geldt er een certificatieprocedure, die wordt geleid door de bevoegde nationale regulator om de naleving van de ontvlechtingsvereisten (op eigendomsvlak) te verifiëren. De TNB moet te allen tijde blijven voldoen aan deze vereisten. Een vergelijkbaar principe is van toepassing op 50Hertz en de Duitse wet schrijft voor dat alle hoger uiteengezette ontvlechtingssprincipes moeten worden nageleefd.

TNB’s moeten de vertrouwelijkheid bewaren van commercieel gevoelige informatie die zij hebben verkregen naar aanleiding van de uitoefening van hun activiteiten, en moeten zij de bekendmaking voorkomen van hun eigen activiteiten die commerciële voordelen biedt

als dat op discriminerende wijze gebeurt. Deze verplichting gaat samen met, en is gericht op, de bescherming van de toegangsrechten van de marktspelers, waarvan de commerciële positie niet mag worden bekendgemaakt aan concurrenten. Als gereguleerde actoren moeten TNB’s betrouwbaar zijn wanneer actoren in het competitieve niet-gereguleerde deel van de energiemarkt commercieel gevoelige informatie moeten uitwisselen met de TNB’s.

(d) Toegang tot het net

Het EU-recht vereist dat iedere Lidstaat een gereguleerd stelsel van toegang voor derden invoert, gebaseerd op bekendgemaakte tarieven die op niet-discriminerende wijze van toepassing zijn op alle netgebruikers. De tarieven, of minstens de methodologie van hun berekening, moeten vooraf worden goedgekeurd door een onafhankelijke regulator en moeten rekening houden met de investeringen die noodzakelijk zijn voor de betrouwbaarheid van het net op lange termijn.

(e) Onafhankelijke regulatoren

Het EU-recht vereist dat iedere EU-lidstaat een of meer onafhankelijke regulatoren, specifiek voor de energiesector, opricht. De belangrijkste taak van de regulator bestaat erin te zorgen voor een gelijke behandeling van netgebruikers en eindafnemers en een efficiënte werking van de markt, door onder andere de tarieven vast te stellen of goed te keuren (of althans de methodologie voor de berekening daarvan) en te controleren of elektriciteitsbedrijven hun verplichtingen uit hoofde van de Europese wetgeving en de wetgeving van de lidstaat, naleven. Daarnaast dient de regulator toezicht te houden op het beheer en de toewijzing van de koppelingscapaciteit, de mechanismen voor het congestiebeheer en het transparantie- en mededingingsniveau op de markt. Bovendien mag de regulator ook optreden als geschillenbeslechter in geval van klachten van netgebruikers tegen de TNB’s of DNB’s.

(ii) Clean Energy Package

De essentiële beginselen van het Derde Energiepakket worden in stand gehouden door de herschikking van de richtlijn en de verordening over de interne markt voor elektriciteit (Electricity Market Design Directive of EMD-richtlijn en de Electricity Market Design Regulation of EMD-verordening, zoals beide hierna gedefinieerd). De hervormingen brengen echter wel een aantal belangrijke veranderingen met zich mee voor de manier waarop deze principes in de toekomst zullen moeten worden geconcretiseerd, en zij zullen een impact hebben op de rollen en verantwoordelijkheden van, onder andere, de TNB’s, DNB’s, ENTNB-E, NRA’s en ACER.

Ook bestaat het Clean Energy Package uit een bredere reeks richtlijnen en verordeningen:

– De Electricity Market Design-richtlijn (2019/944) (’EMD-richtlijn')

De EMD-richtlijn bevestigt het principe van marktgebaseerde leveringsprijzen, en verduidelijkt onder welke omstandigheden er derogaties mogelijk zijn om arme en kwetsbare huishoudens te beschermen. Ze biedt leveranciers ook de mogelijkheid om contracten op basis van een dynamische elektriciteitsprijs aan te bieden en biedt klanten de mogelijkheid om via aggregatie elektriciteit te kopen en te verkopen, onafhankelijk van hun elektriciteitsleveringscontract; en bepaalt het reguleringskader om DNB’s stimuli te bieden om flexibiliteitsdiensten te kopen om de efficiënties in de werking en ontwikkeling van het distributiesysteem te verbeteren. Vergelijkingsinstrumenten en eisen voor factureringsinformatie en elektromobiliteit moeten bijdragen aan een betere werking van de markt en de deelname van klanten aan de markt bevorderen.

Lidstaten moeten ervoor zorgen dat eindafnemers het recht hebben om op te treden als actieve afnemers zonder te worden onderworpen aan onevenredige of discriminerende technische vereisten, administratieve voorschriften, procedures en vergoedingen, en aan nettarieven, die de kosten niet weerspiegelen. Ze creëren ook energiegemeenschappen van burgers. Lidstaten zorgen ervoor dat deelname in vraagrespons via aggregatie wordt toegestaan en bevorderd.

De EMD-richtlijn bevordert energie-efficiëntie en geeft eindafnemers meer controle, onder andere door de verdere uitrol van slimme meteringssystemen en stelt regels vast voor de toegang tot data van de eindafnemers.

De EMD-richtlijn legt beperkingen op aan het recht van de DNB’s en de TNB’s om energieopslagfaciliteiten te bezitten, ontwikkelen, beheren en exploiteren.

Tot slot breidt ze de bevoegdheden van de regulatoren uit.

– De verordening betreffende de interne markt voor elektriciteit (2019/943) (de

‘Electricity Market Design Regulation’ of ‘EMD-verordening')

Naast de doelstellingen van Verordening 2009/714, streeft de EMD-verordening ernaar: (a) de basis tot stand te brengen waarmee de doelstellingen van de Europese energie-unie, en met name het klimaat- en energiekader 2030, efficiënt worden verwezenlijkt door het mogelijk te maken dat de markt signalen afgeeft voor meer efficiëntie, een groter aandeel van RES, voorzieningszekerheid, flexibiliteit, duurzaamheid, decarbonisatie en innovatie; b) fundamentele beginselen vast te stellen voor goed functionerende, geïntegreerde elektriciteitsmarkten.

Daartoe stelt ze principes vast voor de verantwoordelijkheid voor balancering, waarbij de verrekening van de onbalansprijs de waarde van energie in real-time moet weerspiegelen, verbetert ze de samenwerking tussen TNB’s en NEMO’s voor het beheer van de geïntegreerde DA- en ID-markt en voorziet ze in de uitgifte van Lange Termijn Transmissierechten (“LTTR”) zodat marktdeelnemers prijsrisico’s over biedzonegrenzen kunnen afdekken.

De EMD-verordening legt een verbod vast op maximale en minimale limieten voor de groothandels-elektriciteitsprijs, grensvoorwaarden voor de toepassing van geharmoniseerde limieten op maximum- en minimumclearingprijzen voor DA- en ID- tijdsbestekken en stelt een enkele raming vast van de waarde van verloren belasting voor hun grondgebied. Ze legt regels vast voor de dispatching van productie en vraagrespons en redispatching. Er worden nieuwe regels vastgesteld om congestie op te lossen en voor de toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit.

Een andere belangrijke verandering is de aanpak van voorzieningszekerheid en het vaststellen van een kader voor de capaciteitsmechanismen.

Krachtens de EMD-verordening zijn de taken van ENTSO-E uitgebreid, is er eveneens een Europese DNB-entiteit opgericht en zijn de regionale veiligheidscentra vervangen door regionale coördinatiecentra.

– De Verordening tot oprichting van het Agentschap van de Europese Unie voor de samenwerking tussen energieregulators (2019/942) richt het ACER op, dat als doel heeft om nationale regulatoren bij te staan bij de uitoefening, op het niveau van de Unie, van de regulerende taken die in de lidstaten worden uitgevoerd, en waar nodig hun werkzaamheden coördineren en bemiddelen bij onderlinge meningsverschillen en die beslechten. Het ACER zal ook bijdragen aan de totstandbrenging van gemeenschappelijke regulerende en toezichthoudende praktijken, en zo een bijdrage leveren aan de consequente, efficiënte en effectieve toepassing van het Unierecht om de klimaat- en energiedoelen van de Unie te verwezenlijken.

– De Risicoparaatheidsverordening (2019/941) streeft ernaar de samenwerking tussen de lidstaten te verbeteren met het oog op het voorkomen van elektriciteitscrises, het treffen van voorbereidingen om deze tegen te gaan en het beheersen ervan, in een geest van solidariteit en transparantie, waarbij terdege rekening wordt gehouden met de eisen van een concurrerende interne markt voor elektriciteit.

– De Hernieuwbare-energierichtlijn (2018/2001) stelt gemeenschappelijke principes en regels vast om belemmeringen weg te nemen, investeringen te stimuleren en kostenverlagingen in hernieuwbare-energietechnologieën te bewerkstelligen en biedt burgers, consumenten en bedrijven de mogelijkheden om deel te nemen aan de overschakeling naar schone energie.

– De Energie-efficiëntierichtlijn (2018/2002) stelt een gemeenschappelijk kader vast met maatregelen voor het bevorderen van energie-efficiëntie binnen de Unie, om ervoor te zorgen dat de Unie haar kerndoel inzake energie-efficiëntie van 20 procent voor 2020 en haar kerndoel van ten minste 32,5 procent voor 2030 haalt; de richtlijn maakt ook voor verdere verbeteringen van de energie-efficiëntie na deze data mogelijk.

Deze richtlijn stelt regels vast om belemmeringen op de energiemarkt weg te nemen en markttekortkomingen te verhelpen die efficiëntie in energievoorziening en -gebruik in de weg staan, alsmede indicatieve nationale energie-efficiëntiestreefcijfers en bijdragen voor 2020 en 2030.

– De Richtlijn betreffende de energieprestatie van gebouwen (2018/844) (pm)

– De Governanceverordening (2018/1999) stelt een governancemechanisme vast om:

(a) uitvoering te geven aan strategieën en maatregelen die ontworpen zijn om de doelstellingen en streefcijfers van de Energie-unie en de verbintenissen op lange termijn van de Unie inzake broeikasgasemissies in overeenstemming met de Overeenkomst van Parijs te bereiken, en voor de eerste tienjarige periode van 2021 tot en met 2030 met name de 2030-streefcijfers voor energie en klimaat van de Unie te bereiken;

(b) samenwerking te stimuleren tussen de lidstaten, in voorkomend geval ook op regionaal niveau, bedoeld om de doelstellingen en streefcijfers van de Energie- unie te verwezenlijken;

(c) de tijdige uitvoering, transparantie, nauwkeurigheid, samenhang, vergelijkbaarheid en volledigheid van de rapportering door de Unie en haar lidstaten aan het secretariaat van het UNFCCC en de Overeenkomst van Parijs te waarborgen;

(d) bij te dragen tot meer regelgevingszekerheid en meer zekerheid voor beleggers en mee te zorgen voor een volledige benutting van mogelijkheden voor economische ontwikkeling, stimulering van investeringen, banencreatie en sociale samenhang.

(iii) 'Fit for 55'-pakket en financiering voor herstel en veerkracht

De visie van de Europese Unie om haar klimaatambities op te voeren in overeenstemming met de Overeenkomst van Parijs werd in december 2019 door de Europese Commissie gepresenteerd in haar Green Deal3. De Green Deal wordt voorgesteld als ‘de blueprint voor het transformatieproces’4 dat de EU moet voltooien om haar klimaatambities te verwezenlijken en ‘tegen 2050 het eerste klimaatneutrale continent te worden’5.

Om de Green Deal kracht bij te zetten is in juni 2021 een Europese klimaatwet (de ‘Klimaatwet')6 goedgekeurd. Ze legt bindende verplichtingen op aan zowel de EU als de lidstaten en biedt een globaal kader voor de bijdrage van de EU aan de Overeenkomst van Parijs. In de Klimaatwet wordt onder andere het volgende vastgesteld: (i) een bindende doelstelling van klimaatneutraliteit in de Unie tegen 2050, (ii) een bindend tussentijds doel van een verlaging van de netto-broeikasgasemissies van ten minste 55% in 2030 ten opzichte van 1990, en (iii) dat er een tweede tussentijds doel moet worden vastgesteld voor 2040.

Na inventarisatie van de Green Deal en de wettelijk bindende doelen die in de Europese Klimaatwet zijn vooropgesteld, publiceerde de Commissie in juli 2021 een eerste reeks wetgevingsvoorstellen in het kader van het zogenaamde ‘Fit for 55'-pakket, om de broeikasgasemissies tegen 2030 met ten minste 55% te reduceren. Het pakket, waarover momenteel wordt onderhandeld in het kader van de wetgevingsprocedures van de EU, is een

3 Europese Commissie, Mededeling van de Commissie, ‘De Europese Green Deal’, Brussel 11.12.2019, COM (2019) 640 final.

4 Europese Commissie, Mededeling, ‘Fit for 55’: het EU-klimaatstreefdoel voor 2030 bereiken op weg naar klimaatneutraliteit’, COM(2021) 550 final, Brussel. 14.07.2021, p. 1.

5 Europese Commissie, Europese Green Deal: Commissie stelt transformatie van economie en samenleving van de EU voor om aan klimaatambities te voldoen, Persbericht, Brussel. 14 juli 2021.

6 Verordening 2021/1119 tot vaststelling van een kader voor de verwezenlijking van klimaatneutraliteit, en tot wijziging van Verordening (EG) nr.401/2009 en Verordening (EU) 2018/1999 ('Europese Klimaatwet'), OJ L 243/1, 9.7.2021

reeks onderling met elkaar verbonden voorstellen om een ‘eerlijke, concurrerende en groene transitie’7 te ondersteunen. Dit uitgebreide pakket, verder aangevuld door een tweede reeks wetgevingsvoorstellen in december 2021, houdt de herziening in van een breed scala aan bestaande energie- en klimaatgerelateerde wetgevingen, evenals voorstellen voor nieuwe wetgeving. Het Pakket, dat niet exhaustief is, houdt in het bijzonder een herziening in van de Hernieuwbare-energierichtlijn (Renewable Energy Directive of ‘RED'), de Energie- efficiëntierichtlijn (Energy Efficiency Directive of ‘EED'), de Verordening voor verdeling van de inspanningen (Effort Sharing Regulation of ‘ESR'), de Richtlijn voor het Europese systeem voor de handel in emissierechten (EU Emission Trading System Directive of ‘EU ETS'), de Energiebelastingrichtlijn (Energy Taxation Directive of ‘ETD'), de Richtlijn betreffende de energieprestatie van gebouwen (Energy Performance of Buildings Directive of ‘EPBD') en de huidige Gasrichtlijn 2009/73/EG en de huidige Gasverordening 715/2009/EG.

Natuurlijk kunnen alle voorstellen en maatregelen die door de Commissie worden voorgesteld in de context van het ‘Fit for 55'-pakket nog veranderen in de context van het voortgezette wetgevingsproces dat ten grondslag ligt aan de goedkeuring van de definitieve wetgevingsteksten, waarvan sommige verder zullen moeten worden omgezet op nationaal niveau. Voorts zullen de gesprekken die momenteel plaatsvinden in de context van de Mededeling REPoweREU, om zowel de hoge energieprijzen aan te pakken als de afhankelijkheid van Russische fossiele brandstoffen, waarschijnlijk ook een impact hebben op de ambities en de maatregelen die uiteindelijk in de kader van het ‘Fit for 55'-pakket zullen worden goedgekeurd.

In het kader van een breed opgezette reactie is het doel van de Faciliteit voor Herstel en Veerkracht (Recovery and Resilience Facility of ‘RFF') de economische en sociale impact van de COVID-19-pandemie te beperken en Europese economieën en samenlevingen duurzamer en weerbaarder te maken, en beter voorbereid op de uitdagingen en kansen van de groene en digitale transitie. De Faciliteit is een tijdelijk herstelinstrument. Het biedt de Commissie de mogelijkheid om middelen in te zamelen om lidstaten te helpen hervormingen en investeringen te implementeren die in overeenstemming zijn met de prioriteiten van de EU en die ingaan op de uitdagingen die in de desbetreffende landspecifieke aanbevelingen van het Europees Semester, het kader voor de coördinatie van het economisch en sociaal beleid, zijn aangewezen.

De RRF helpt de EU om haar doel van klimaatneutraliteit tegen 2050 te verwezenlijken en brengt Europa op een pad van digitale transformatie, waarbij er tegelijkertijd banen worden gecreëerd en groei wordt gestimuleerd. De hervormingen en investeringen in het plan van België streven ernaar om België duurzamer en weerbaarder te maken en beter voorbereid op de uitdagingen en kansen van de groene en digitale transitie. Om dat te bereiken, bevat het plan 105 investeringen en 35 hervormingen. Ze worden ondersteund door 5,9 miljard EUR aan subsidies, waarvan 100 miljoen EUR wordt besteed aan de bouw van een kunstmatig energie- eiland in de Noordzee om offshore windenergie en meer internationale interconnecties te integreren.

Verordening inzake grensoverschrijdende uitwisselingen en trans-Europese infrastructuur

Grensoverschrijdende stroomuitwisseling

De huidige Elektriciteitsverordening legt de voorwaarden vast voor de toegang tot het net voor grensoverschrijdende elektriciteitsuitwisselingen. Zij voorziet in regels die van toepassing zijn op de methoden voor grensoverschrijdende capaciteitstoewijzing en op de invoering van een compensatiemechanisme voor grensoverschrijdende elektriciteitsstromen. Deze verordening bevat tevens de basisbeginselen die van toepassing zijn op het vastleggen van de prijs van de grensoverschrijdende transmissie. Deze prijzen moeten transparant zijn, rekening houden met de noodzaak van veiligheid van het net en een afspiegeling vormen van de werkelijke, niet onredelijke kosten. Ze moeten op niet-discriminerende wijze worden toegepast en mogen niet afstand gerelateerd zijn. Bovendien moeten alle opbrengsten die voortvloeien uit de capaciteitstoewijzing door de regulerende instanties in aanmerking worden genomen bij het vaststellen van de transmissietarieven. De principes voor de grensoverschrijdende uitwisselingen die zijn uiteengezet in

7 Europese Commissie, Mededeling van de Commissie: 'Fit for 55’ het EU-klimaatstreefdoel voor 2030 bereiken op weg naar klimaatneutraliteit’, 14.07.2021, COM(2021) 550 final, p.3.

de Elektriciteitsverordening zijn verder ontwikkeld in de Europese netreglementen (zie

“Netreglementen”).

Trans-Europese infrastructuur

Verordening 347/2013 betreffende richtsnoeren voor de trans-Europese energie-infrastructuur (’TEN- E-verordening') (die momenteel wordt herzien) bepaalt de structuur en het proces om lijsten op te stellen van Europese PGB’s die door projectpromotoren worden ontwikkeld. De selectie gebeurt op basis van diverse factoren, zoals een energiesysteem-brede kosten-batenanalyse. De geselecteerde projecten krijgen een voorkeursbehandeling in het vergunningsproces en een specifieke behandeling voor de kostentoewijzing en komen in aanmerking voor stimuli en Europese subsidies (zoals ‘Brabo II + III').

Netreglementen

Een netreglement bevat de voorschriften voor de aansluiting op en toegang tot het elektriciteitsnet, de ondersteunende diensten door de gebruikers van het net (producenten, verdelers, leveranciers en eindverbruikers die rechtstreeks verbonden zijn met het net) en hun respectieve rechten en plichten, evenals de rechten en plichten van de TNB. Er zijn zeven nationale netreglementen (een federaal en zes gewestelijke), waarvan er vier van toepassing zijn op ETB. De vier reglementen behandelen gelijksoortige – voornamelijk technische – kwesties maar hebben betrekking op verschillende netten: ze regelen onder meer de procedure voor de aansluiting van de gebruikers op het net, de rechten en plichten van elke netgebruiker, de balanceringsverplichtingen van de partijen, de procedure voor het meten van het volume van de getransporteerde elektriciteit en noodprocedures voor in geval van een incidenten of een voorziene black-out. In Duitsland zijn in datzelfde kader vier wetten en zes verordeningen van belang.

Op Europees niveau presenteert de EMD-verordening de gebieden waarin er Europese netcodes zijn ontwikkeld. Deze codes zijn ontwikkeld door ENTNB-E in samenwerking met ACER en zijn ingediend bij de Europese Commissie in toepassing van de comitologieprocedure en krijgen kracht van wet als Verordeningen van de Commissie. De EU DSO Entity draagt bij aan de ontwikkeling van netcodes die relevant zijn voor de distributiesystemen. De Europese Commissie kan op bepaalde gebieden ook zelf netcodes goedkeuren. De Europese netcodes zijn regelgevingen die van toepassing zijn voor een of meer onderdelen van de energiesector. Op dit moment zijn er acht Europese netcodes en richtsnoeren van kracht geworden: “Capacity Allocation and Congestion Management”, “Requirements for Generators”, “Demand Connection”, “HVDC”, “Forward Capacity allocation”, “Emergency and Restoration”, “Electricity Balancing” en “System Operations”.

De website van ENTNB-E biedt een statusupdate van de ontwikkeling en implementatie van alle Europese netreglementen: xxxxx://xxx.xxxxxx.xx/xxxxx-xxxxxxxx/xxxxxxx-xxxx-xxxxxxxxxxx/xxxxxxx- milestones/Pages/default.aspx8. Het Clean Energy Package presenteert de lijst van gebieden waarin Europese netreglementen kunnen worden ontwikkeld, naast de manier waarop zij tot stand moeten komen.

Door de inwerkingtreding van de Europese netcodes en richtsnoeren moeten de Belgische federale en gewestelijke netreglementen van toepassing op de ETB zijn bijgewerkt met het oog op de samenhang tussen de verschillende regelgevingen. Dit is ook het geval op vlak van de Duitse regelgeving. De ontwikkeling van Europese netcodes en richtsnoeren doet echter geen afbreuk aan de rechten van EU-lidstaten om zelf nationale technische netreglementen op te stellen en te handhaven, voor zover die geen negatieve impact hebben op de grensoverschrijdende verhandeling van elektriciteit. Er zijn vergelijkbare principes van toepassing op 50Hertz, dat deze netreglementen ook dient na te leven.

Het Belgisch juridisch kader

De Belgische elektriciteitsmarkt is gereguleerd op federaal en gewestelijk niveau. Op federaal niveau werd de eerste EU-richtlijn betreffende de interne elektriciteitsmarkt omgezet door de Elektriciteitswet. De gewestelijke wetgeving heeft deze omzetting gevolgd voor de bevoegdheidsdomeinen van de Gewesten.

Het Derde Energiepakket is omgezet in de wet via een amendement van de Elektriciteitswet op het federale niveau, en van de gewestelijke wetgeving op het niveau van Vlaanderen, Brussel en

8 Zie: Proces van ACER voor de wijziging van netcodes voor netaansluitingen

Wallonië, elk binnen hun betrokken bevoegdheidsdomein. Na een uitspraak van het Hof van Justitie van de Europese Unie (’HvJEU') in een inbreukprocedure tegen de Belgische Staat, is de federale Elektriciteitswet op 21 juli 2021 gewijzigd om ze in overeenstemming te brengen met Richtlijn 2009/72 voor wat betreft de aanwijzing van de TNB, de bevoegdheden van de CREG om de algemene voorwaarden voor toegang tot en aansluiting op het net goed te keuren en voor ondersteunende diensten en om boetes op te leggen. De omzetting van de Europese netcodes in de Belgische wet (zie “Netreglementen”) is afgerond. Het Vlaamse Energiedecreet heeft de EMD- richtlijn reeds omgezet, terwijl de omzetting van de richtlijn in de andere gewesten en op federaal niveau nog niet is voltooid en momenteel nog loopt.

Met betrekking tot het transmissienet en de lokale/regionale transmissienetten die eigendom zijn van en worden beheerd door ETB, vallen kostenbeheersing en tariefzaken onder de verantwoordelijkheid van de federale autoriteit (CREG) voor het hele Net, terwijl technische zaken betreffende toegang tot en aansluiting op het net onder de verantwoordelijkheid van de Gewesten vallen voor spanningen van of onder 70 kV (lokale en regionale transmissiesystemen) en de federale overheid voor spanningen boven 70 kV (het nationale transmissiesysteem). De drie Gewesten zijn ook verantwoordelijk voor distributienetten op laag- en middenspanning (met inbegrip van de distributietarieven).

Op federaal niveau vormt de Elektriciteitswet de algemene basis van, en bevat zij de belangrijkste principes voor, het wettelijke kader van toepassing op ETB. Daarnaast heeft de Belgische federale overheid verschillende Koninklijke Besluiten uitgevaardigd voor, onder andere, de reglementering van bepaalde aspecten van de productie van elektriciteit, de werking van het transmissienet en de toegang ertoe (zoals het Koninklijk Besluit van 22 april 2019, houdende het technisch reglement voor het beheer van het (nationale) transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe, het “Federaal technisch reglement”) en openbare-dienstverplichtingen. Het Federaal technischreglement wordt momenteel herwerkt om (tegen september 2022) een splitsing te introduceren: aangelegenheden in verband met de aansluiting op en toegang tot het net en ondersteunende diensten zullen worden gereguleerd door de gedragscode goedgekeurd door de CREG, terwijl alle andere aangelegenheden (technische vereisten, rechten en plichten van de TNB, enz.) in het Federaal technisch reglement behouden blijven.

De Elektriciteitswet vertrouwt het beheer van het elektriciteitsnet op zeer hoge en hoge spanning toe aan één TNB, die door de federale minister van Energie moet worden aangesteld voor een verlengbare termijn van 20 jaar, op voorstel van de historische neteigenaren. Volgens de Elektriciteitswet, zoals in 2021 gewijzigd, wijst de federale minister voor Energie als netbeheerder de instelling aan die voldoet aan alle toepasselijke wettelijke vereisten en gecertificeerd is, en die, direct of indirect, het betrokken transmissiesysteem (dat een onderdeel is van of samenvalt met het transmissienet op het nationale grondgebied) volledig bezit of in eigendom heeft. ETB voldoet momenteel aan die voorwaarden.

Los van deze overwegingen is de Elektriciteitswet ook verschillende malen gewijzigd, onder andere om een strategische reserve aan te leggen (die ETB moet aankopen en contracteren voor de volumes die voor elke winterperiode worden vastgelegd bij ministerieel besluit), om de deelname van actoren aan vraagzijde aan balancerings- en ondersteunende diensten te stimuleren, om het ondersteuningsmechanisme voor de ontwikkeling van offshore windparken aan te passen en om domeinconcessies te creëren voor offshore transmissie- en opslaginstallaties, om een capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM) te creëren en de kosten van openbare- dienstverplichtingente dekken.

Er dient opgemerkt te worden dat er wijzigingen in de Elektriciteitswet werden aangenomen om de regels voor het mechanisme van de strategische reserves af te stemmen op de verbintenissen die de Belgische regering is aangegaan in het kader van een staatssteunprocedure. Rekening houdend met deze amendementen heeft de Europese Commissie op 7 februari 2018 beslist om geen bezwaar aan te tekenen tegen het mechanisme voor de strategische reserves voor de winterperiodes tot 2021-2022. Voor de winterperiode 2021-2022 heeft de minister van Energie ETB niet opgedragen om een strategische reserve aan te leggen.

Het CRM is geïntroduceerd om de bevoorradingszekerheid van het land tegen 2025 te verzekeren. Vanaf 2025 zou de elektriciteitsproductie via kernenergiecentrales in België niet langer zijn toegestaan. Het CRM is van kracht geworden via de wet van 22 april 2019 en werd gewijzigd door de wet van 15 maart 2021. In dat kader hebben verschillende capaciteiten (zowel bestaande als

additionele capaciteiten, en van zowel productie-eenheden als aan de vraagzijde en van opslagfacitliteiten) die waren geprekwalificeerd en na een veiling waren geselecteerd, een capaciteitscontract gesloten. Volgens een dergelijk contract worden ze vergoed voor hun beschikbaarheid, hebben ze een terugbetalingsverplichting voor het positieve verschil tussen de referentieprijs en de uitoefenprijs en worden ze beboet als blijkt dat ze niet beschikbaar zijn. De Y- 4-veiling die in oktober 2021 werd georganiseerd, resulteerde voor het leveringsjaar 2025-2026 in 4.447,7 MW aan gecontracteerde capaciteit, waarvan een deel nog steeds de nodige vergunningen moet verkrijgen voor de aanleg en het beheer van de capaciteit. ETB volgt de status van de capaciteit op tijdens de pre-leveringsperiode en legt financiële boetes op, zodat de relevante eenheid tijdens de leveringsperiode beschikbaar is. Deze ontwikkeling vormt een belangrijke stap om black-outs door een gebrek aan elektriciteitsproductie in België te voorkomen. De CRM-wet werd gewijzigd om toe te staan dat de veiling opnieuw wordt gehouden (re-run) om capaciteiten te vervangen die de relevante vergunningen voor de aanleg en het beheer van de betreffende capaciteit, niet zouden ontvangen. Dat heeft geleid tot de vervroegde beëindiging van het capaciteitscontract voor de additionele capaciteit van Vilvoorde en tot de instructie tot de uitvoering van een re-run. Het resultaat van de re-run werd op 13 april 2022 gepubliceerd. Daarnaast heeft de federale regering in maart 2022 de nodige maatregelen genomen om 2 GW aan nucleaire capaciteit (die betrekking heeft op Doel 4 en Tihange 3) voor een periode van 10 jaar te verlengen. In haar instructie voor de uitvoering van de Y-4-veiling voor 2026-2027 heeft de minister van Energie rekening gehouden met een dergelijke verlenging.

Op gewestelijk niveau werd het Waalse Elektriciteitsdecreet van 12 april 2001 in 2012 gewijzigd (en is het ook nadien nog meerdere malen gewijzigd), onder andere voor de omzetting van het Derde Energiepakket en Richtlijn 2012/27/EU (de ‘Richtlijn inzake Energie-efficiëntie'), voor een flexibele toegang, om het ondersteuningsniveau van bepaalde types hernieuwbare energie aan te passen, en om een reserveringsmechanisme op te stellen dat de aankoop van groenestroomcertificaten door ETB financieel houdbaar maakt zonder toeslagverhoging (zie ook de rubriek “Openbare- dienstverplichtingen’ en de risicofactor “Via haar twee TNB’s is de Groep onderworpen aan bepaalde trusteeverplichtingen die haar werkkapitaal negatief kunnen beïnvloeden”).

In de context van de openbare-dienstverplichtingen, is er in het kader van het Waalse Elektriciteitsdecreet een nieuwe manier geïntroduceerd om de aankoopkosten van de groencertificaten te financieren door een mobilisatiemechanisme, door de uitgifte van een obligatie om groene elektriciteit te ondersteunen. In dezelfde context werd de vrijstelling van de heffingen voor groencertificaten geregulariseerd en is het temporiseringsmechanisme op kwartaalbasis geactiveerd. Het Waalse Elektriciteitsdecreet heeft ook de RED-richtlijn gedeeltelijk omgezet, met de invoering van het concept van hernieuwbare-energiegemeenschappen. Andere wijzigingen van dit decreet hebben veeleer betrekking op de organisatie van de Waalse Commissie voor Energie (Commission wallonne pour l’Energie) (’CWaPE') of residentiële klanten.

Het Vlaamse Energiedecreet van 8 mei 2009 werd gewijzigd in 2012 (en is ook nadien nog meerdere malen gewijzigd), onder andere voor de omzetting van het Derde Energiepakket en de Richtlijn inzake Energie-efficiëntie, en het Clean Energy Package, om een stelsel van objectieve aansprakelijkheid in te voeren in geval van stroomonderbrekingen of problemen met de stroomkwaliteit, om een gepast stelsel voor erfdienstbaarheden in te voeren voor het installeren en beheren van elektrische installaties, om het proces voor de goedkeuring van de technische reglementen aan te passen, om het ondersteuningsniveau voor hernieuwbare energie te wijzigen en om de controlebevoegdheid van de Vlaamse Regulator (VREG) te wijzigen. Verschillende decreten van 26 april 2019 hebben het Vlaamse Energiedecreet gewijzigd, o.a. in verband met groenestroomcertificaten, certificaten van oorsprong en, belangrijker, de uitrol van digitale meters, inclusief een aantal bepalingen over onverenigbare bepalingen voor goed bestuur voor distributie en lokale TNB’s. In 2019 is het Energiedecreet ook afgestemd op de AVG. Het decreet van 2 april 2021 zette de RED-richtlijn gedeeltelijk om, evenals de EMD-richtlijn voor energiegemeenschappen, peer-to-peerhandel en het delen van energie. Andere wijzigingen hadden meer rechtstreeks betrekking op DNB’s en zijn voor ETB minder relevant.

De Brusselse Elektriciteitsordonnantie van 19 juli 2001 is gewijzigd, onder andere om het Derde Energiepakket en de Richtlijn inzake Energie-efficiëntie om te zetten en om de opdracht van de regulator uit te breiden. Artikel 24ter van de Brusselse elektriciteitsordonnantie over slimme meters is in 2020 door het Grondwettelijk Hof vernietigd. Aan de ordonnantie werd een bijlage 2

toegevoegd in verband met warmtekrachtkoppeling en tot slot werd de belastingprocedure voor toepasselijke toeslagen voor leveranciers gewijzigd.

Naast de uitbreiding van de omvang van het transmissienet naar de Belgische territoriale wateren, heeft België gekozen voor een volledig eigendomsontvlochten TNB. De certificatieprocedure van de Elektriciteitsrichtlijn is omgezet. Het certificatieproces van ETB vond plaats van maart tot december 2012. De eindbeslissing van de CREG van 6 december 2012 bevestigde dat ETB beantwoordde aan de regels inzake eigendomsontvlechting. Na deze positieve beslissing stelde de Belgische overheid de Europese Commissie via het Publicatieblad van de Europese Unie in kennis van het feit dat ETB officieel gecertificeerd was als volledig eigendomsontvlochten TNB in België.

Tijdens de reorganisatie van de TNB in 2019, waarbij de systeembeheeractiviteiten overgingen van ESO naar ETB, heeft de certificeringsprocedure van ETB als nieuwe TNB ertoe geleid dat het vanaf 31 december 2019 voor 20 jaar op federaal niveau werd gecertificeerd.

Regelgevingsinstanties in België

De CREG is een openbare, onafhankelijke instantie die op federaal niveau in België is opgericht als de regulator op de gas- en elektriciteitsmarkten. De functies van de CREG omvatten het toezicht op de TNB en het toezicht op de toepassing van de (nationale en Europese) netreglementen en de openbare-dienstverplichtingenop federaal niveau. Deze opdrachten omvatten de goedkeuring van de tarieven van de TNB en de controle van rekeningen van bepaalde ondernemingen die verband houden met de elektriciteitssector. Meer in het bijzonder is de CREG, wat ETB betreft, o.a. bevoegd voor:

* de opstelling van de gedragscode;

* de goedkeuring van de voorwaarden van standaardcontracten voor de sector die door de Vennootschap op federaal niveau worden gebruikt: aansluitings-, toegangs- en BRP- contracten; die lijst is in het Federaal netreglement aangevuld met de algemene voorwaarden voor leveranciers van balanceringsdiensten, aanbieders van spanningsdiensten, programma-agenten en agenten die niet-beschikbaarheid plannen, en de samenwerkingsovereenkomst met DNB’s;

* goedkeuring van de methodologieën voor capaciteitsberekening en -toewijzing voor de koppelingscapaciteit aan de grenzen van België;

* de goedkeuring van de benoeming van onafhankelijke leden van de Raad van Bestuur;

* de goedkeuring van tarieven voor de aansluiting met, de toegang tot en het gebruik van het net van de Vennootschap, en de goedkeuring van onbalanstarieven voor de BRP’s; en

* bewaking van de naleving van de energiereglementering en de oplegging van boetes in geval van niet-naleving.

Het beheer van elektriciteitsnetten met spanningsniveaus van 70kV of minder valt onder de bevoegdheid van de respectieve gewestelijke regulatoren: de VREG voor het Vlaamse Gewest, de CWaPE voor het Waalse Gewest en de Brusselse Commissie voor Energie (’Bruxelles Gaz Electricité’ / ’Brussel Gas Elektriciteit’, ‘Brugel') voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest.

Hun rol omvat het afgeven van gewestelijke leveringsvergunningen, netreglementen voor netten met een spanning van of onder 70 kV, de certificatie van warmtekrachtkoppelingsfaciliteiten en faciliteiten die hernieuwbare energie produceren, de uitgifte en het beheer van groenestroomcertificaten en het toezicht op de betrokken lokale of gewestelijke TNB (telkens ETB) en DNB’s. Elke regulator kan van een beheerder (met inbegrip van ETB) eisen dat die de specifieke bepalingen naleeft van de gewestelijke voorschriften inzake elektriciteit, op straffe van administratieve boetes of andere sancties. Tegenwoordig zijn gewestelijke regulatoren bevoegd voor de distributietariefbepaling voor DNB’s.

De website van ENTNB-E biedt een statusupdate van de ontwikkeling en implementatie van Europese netreglementen. Door de inwerkingtreding van deze Europese netreglementen moeten de Belgische federale en gewestelijke netreglementen van toepassing op de ETB worden bijgewerkt met het oog op de holistische samenhang tussen de verschillende regelgevingen.

Openbare-dienstverplichtingen

De overheidsinstanties definiëren de openbare-dienstverplichtingen op diverse domeinen (stimuleren van hernieuwbare energie, maatschappelijke ondersteuning, vergoedingen voor het gebruik van wegen enz.) die door de netoperatoren moeten worden nagekomen. De kosten die deze operatoren oplopen in verband met deze verplichtingen worden gedekt door tarieftoeslagen die worden geheven op het niveau van de entiteit die de openbare dienstverplichting heeft opgelegd. Een gewestelijke verplichting leidt tot een gewestelijke toeslag.

ETB kan de CREG vragen om tarieven jaarlijks aan te passen ter dekking van mogelijke afwijkingen tussen de uitgaven en de tariefopbrengsten die het gevolg zijn van de uitvoering van openbare- dienstverplichtingen. Voor zover er een tijdelijk verschil zou zijn tussen het aangaan van dergelijke kosten en de recuperatie daarvan, zouden de kosten door ETB moeten worden geprefinancierd, en kunnen ze bijgevolg een negatieve impact hebben op de cashflow van ETB (zie risicofactor ‘Via haar twee TNB’s is de Groep onderworpen aan bepaalde trusteeverplichtingen die haar werkkapitaal negatief kunnen beïnvloeden').

Het liquiditeitsrisico op korte termijn wordt op dagelijkse basis beheerd, waarbij de financieringsbehoeften volledig worden gedekt door de beschikbaarheid van kredietlijnen en een handelspapierprogramma. Overige risicobeperkende maatregelen zijn onder meer het betrokken zijn bij het ontwerp van mechanismen voor openbare-dienstverplichtingen om de ontwikkeling van hernieuwbare energie te ondersteunen. Zodra die mechanismen er zijn, kunnen verschillende factoren een bijdrage leveren om de potentiële impact op de kaspositie van ETB te beperken: de opstelling van goede prognoses voor het verbruik van eindafnemers, injectie van RES, marktprijzen, het verwachte aantal verkochte groenestroomcertificaten tegen een gewaarborgde minimumprijs en de rapportering en melding van problemen aan overheden en regulatoren.

Eind 2021 is de Elektriciteitswet gewijzigd om te voorzien dat de kosten van openbare- dienstverplichtingen in verband met het CRM en toekomstige federale groenestroomcertificaten van de TNB, niet langer worden gedekt door toeslagen, maar zullen worden doorberekend aan de federale overheid. De nieuwe bepalingen zijn reeds van kracht. Een overeenkomst ondertekend door de federale regering, de CREG en ETB vormt het kader voor het te volgen proces om de kosten en betalingsmodaliteiten vast te stellen.

In het Waalse Gewest heeft de Waalse overheid twee regelingen ingevoerd die telkens zijn bedoeld om de waarschijnlijkheid te verlagen dat ETB de toeslag aangerekend aan de klanten in het Waalse gewest zou optrekken (doordat de TNB de kosten van zijn verplichting om “groencertificaten” te kopen zou doorrekenen). De door de Waalse overheid ingevoerde regelingen zijn: (i) het gebruik van een speciaal aankoopvehikel (Solar Chest) om “groencertificaten” te kopen; en (ii) een gefaseerde aankoop van “groenestroomcertificaten” door het Waalse Agentschap voor Lucht en Klimaat (Agence Wallonne de l’Air et du Climat (AWAC)). De twee regelingen zijn bedoeld om de verplichting voor de TNB om “groencertificaten” te kopen met meerdere jaren uit te stellen. Beide regelingen vereisen administratieve ondersteuning van ETB, en uiteindelijk kan ETB verplicht zijn om een grote hoeveelheid “groencertificaten” te kopen van het Waalse Gewest. In de mate dat: (i) de TNB verplicht is een grote hoeveelheid “groencertificaten” te kopen; en (ii) er vertraging is in het verhalen van de kosten opgelopen voor de aankoop van dergelijke “groencertificaten”, zouden de kosten moeten worden voorgefinancierd door ETB, wat een ongunstige invloed kan hebben op de kasstroom van ETB.

ETB verstrekt geen garanties aan derden die bij deze transacties zijn betrokken.

Tarieven van toepassing op de tariefperiode 2020-2023

Het grootste deel van de inkomsten en winst van ETB is afkomstig uit de gereguleerde tarieven die worden aangerekend voor het gebruik van het elektriciteitstransmissiesysteem.

(d) Algemene principes voor de tariefbepaling

De transmissietarieven worden bepaald krachtens een specifieke regelgeving en worden goedgekeurd door de CREG, op basis van een methodologie die op haar beurt gebaseerd is op de tariefrichtsnoeren in de Elektriciteitswet. Deze tariefrichtsnoeren zijn gewijzigd door de wet van 28 juni 2015 om de reactiviteit aan vraagzijde te stimuleren en de efficiëntie van de markt en het energiesysteem te verhogen (inclusief energie-efficiëntie).

Reguleringsperiode 2020-2023

Op 28 juni 2018 vaardigde de CREG een besluit uit waarbij de tariefmethodologie voor de periode 2020-2023 werd vastgelegd voor het elektriciteitstransmissienet en de elektriciteitsnetten die een transmissiefunctie hebben.

Deze methodologie vormt het algemene kader waarop de transmissietarieven zijn gebaseerd voor deze vier jaar. Het tariefvoorstel voor de reguleringsperiode die ingaat op 1 januari 2020, dat gebaseerd is op de onderstaande methodologie, is door de CREG goedgekeurd op 7 november 2019.

De methodologie is “dienstgedreven” (kosten +) en wordt grotendeels aangestuurd door een mechanisme voor “billijke vergoeding” in combinatie met bepaalde “incentivecomponenten”.

De tarieven zijn gebaseerd op de gebudgetteerde kosten, na aftrek van niet-tarifaire opbrengsten, en op de geraamde elektriciteitsvolumes die zullen worden getransporteerd over het net.

Na goedkeuring worden de tarieven gepubliceerd en kan er niet over worden onderhandeld door individuele klanten en ETB. Als toepasselijke tarieven echter niet langer proportioneel zijn vanwege gewijzigde omstandigheden, kan de CREG aanETB opdragen om, of kan ETB op eigen initiatief beslissen om, een bijgewerkt tariefvoorstel ter goedkeuring voor te leggen aan de CREG.

(e) Parameters voor de bepaling van de tarieven

De verschillende factoren voor de bepaling van tariefniveaus worden vastgesteld op basis van de volgende sleutelparameters: (i) billijke vergoeding; (ii) “niet-beheersbare elementen” (kosten en opbrengsten die niet onder een stimuleringsmechanisme vallen); (iii) de “beheersbare elementen” (kosten en opbrengsten die onder een stimuleringsmechanisme vallen); (iv) de “beïnvloedbare kosten” (kosten en opbrengsten die tegen bijzondere voorwaarden onder een stimuleringsmechanisme vallen); (v) “stimuleringscomponenten” (incentives); en (vi) de verrekening van afwijkingen van gebudgetteerde verkoopvolumes.

Billijke vergoeding

Voor de periode 2020-2023 is de formule voor de berekening van de billijke vergoeding als volgt gedefinieerd:

A: [40% x gemiddelde RAB x [(1 + α) x [(OLO (n)+(bèta x risicopremie)]]] plus

B: [(S – 40%) x gemiddelde RAB x (OLO (n) + 70 basispunten)] waarbij:

* RAB(n) = RAB(n-1) + investeringen(n) – afschrijvingen(n) – desinvesteringen(n) –

buitengebruikstelling (n) +/- wijziging in behoeften aan werkkapitaal;

* De OLO (n), ook de risicovrije rente genoemd, is vastgesteld op 2,4 procent;

* S = het geconsolideerde eigen vermogen/gemiddelde RAB, overeenkomstig de Belgische GAAP;

* α = de illiquiditeitspremie, is vastgelegd op 10 procent;

* bèta (β) = berekend over een historische periode van drie jaar, rekening houdend met de beschikbare informatie over de aandelenprijs van de Vennootschap in deze periode, vergeleken met de Bel20-index voor dezelfde periode. De waarde van de bèta is minstens 0,53; en

* de risicopremie is vastgelegd op 3,5 procent.

Niet-beheersbare elementen

Een aantal kosten wordt als niet-beheersbaar beschouwd. Het betreft onder meer posten zoals de afschrijving van investeringen, belastingen en congestielasten. ETB wordt verondersteld geen of een zeer beperkte impact op die posten te hebben. Dienovereenkomstig kunnen deze, ongeacht het bedrag, worden gedekt door tarieven, zo lang ze als ‘redelijk’ worden beschouwd. Niet-beheersbare kosten omvatten ook financiële kosten in verband met schuldenlast waarop het zogenaamde ‘embedded dept'-principe wordt toegepast.

Beheersbare elementen

Beheersbare elementen zijn kosten waarvan wordt gemeend dat ETB er de controle over heeft. De regulator legt vooraf een jaarlijkse voorziening voor de periode 2020-2023 vast. ETB wordt aangespoord om die kosten te verlagen ten opzichte van de vooraf vastgelegde voorziening. De mogelijke vermindering van dit vooraf vastgelegde bedrag, leidt tot een additionele winst gelijk aan

50 procent van de vermindering. De resterende 50 procent komt ten gunste van toekomstige tarieven. Omgekeerd zijn kostenoverschrijdingen voor 50 procent niet-terugvorderbaar (en komen ze bijgevolg voor rekening van de aandeelhouders van ETB). Voor de overige 50 procent worden ze gedekt door de tarieven.

Beïnvloedbare kosten

De reserveringskosten voor ondersteunende diensten, behalve voor black-startdiensten en spanningsregeling, en de energiekosten om te compenseren voor netverliezen, worden als beïnvloedbare kosten beschouwd. Dat betekent dat budgetoverschrijdingen of efficiëntiewinsten een negatieve of positieve stimulans vormen, voor zover ze niet worden veroorzaakt door een vastgelegde lijst van externe factoren. 20 procent van het verschil in uitgaven tussen J-1 en J (gecorrigeerd op basis van externe factoren) vormt een winst (vóór belastingen) voor de Vennootschap. Voor de twee categorieën van beïnvloedbare kosten (vermogensreserves en netverliezen) kan de stimulus niet minder bedragen dan 0 EUR.

Overige stimuleringscomponenten

* Marktintegratie en continuïteit van de bevoorrading: Deze stimulus omvat drie elementen: (i) financiële participaties, (ii) stijging van de grensoverschrijdende commerciële uitwisselingscapaciteit en (iii) de tijdige ingebruikname van investeringsprojecten die bijdragen aan marktintegratie. Deze stimuli kunnen een positieve bijdrage leveren aan de winst van ETB (0 EUR tot 16 miljoen EUR voor grensoverschrijdende capaciteit, 0 EUR tot 5 miljoen EUR voor tijdige ingebruikname). De winst (dividenden en vermogenswinsten) die voortvloeit uit de financiële participaties in andere ondernemingen die door de CREG zijn erkend als deel uitmakend van de RAB, wordt toegewezen als volgt: 40% wordt toegewezen aan toekomstige tariefverlagingen en 60% wordt toegewezen aan de winst van ETB (bedragen vóór belastingen).

* Netbeschikbaarheid: De stimulans voor ETB bestaat uit: (i) als de gemiddelde onderbrekingstijd (Average Interruption Time, “AIT”) een van tevoren door de CREG bepaalde doelstelling bereikt, kan de nettowinst van ETB (vóór belastingen) een positieve impact boeken van maximaal 4,8 miljoen EUR; (ii) als de beschikbaarheid van het Modular Offshore Grid beantwoordt aan het door de CREG voorgeschreven niveau, kan deze stimulus bijdragen aan de winst van ETB voor een bedrag van 0 EUR tot 2,53 miljoen EUR; en (iii) ETB zou een voordeel boeken van 0 EUR tot 2 miljoen EUR als de vooraf vastgelegde portefeuille van onderhouds- en herinvesteringen op tijd en binnen het budget wordt afgewerkt (bedragen vóór belastingen).

* Innovatie en subsidies: De inhoud en de vergoeding van deze stimulans dekt: (i) de uitvoering van innovatieve projecten die kunnen bijdragen aan de vergoeding van de ETB voor 0 EUR tot 3,7 miljoen EUR (vóór belastingen); en (ii) de subsidies toegekend voor innovatieve projecten kunnen een bijdrage aan de winst van de vennootschap leveren voor maximaal 0 EUR tot 1 miljoen EUR (vóór belastingen).

* Kwaliteit van klantengerelateerde diensten: Deze stimulans houdt verband met drie stimuli: (i) het niveau van de klantentevredenheid in verband met de uitvoering van nieuwe netaansluitingen, dat de vennootschap een winst van 0 EUR tot 1,35 miljoen EUR kan opleveren; (ii) het niveau van de klantentevredenheid voor de hele klantenbasis, dat ETB een winst van 0 EUR tot 2,53 miljoen EUR kan opleveren; en (iii) de kwaliteit van de gegevens die de Vennootschap op geregelde basis publiceert, die de vennootschap een winst van 0 EUR tot 5 miljoen EUR kan opleveren (bedragen vóór belastingen).

* Verbetering van mechanismen voor systeembalancering: ETB krijgt een beloning als bepaalde projecten in verband met systeembalancering, zoals gedefinieerd door de CREG, worden gerealiseerd. Deze stimulus kan een beloning tussen 0 EUR en 2,5 miljoen EUR (vóór belastingen) genereren.

Regelgevingskader van toepassing op het Modular Offshore Grid (MOG)

De tariefmethodologie omvat specifieke regels die gelden voor de investering in het MOG. De voornaamste kenmerken van die regels zijn (i) een specifiek premierisico dat op deze investering moet worden toegepast (wat leidt tot een extra nettorendement van 1,4 procent van toepassing op vermogen geïnvesteerd in MOG-activa), (ii) een specifiek afschrijvingspercentage dat geldt voor de MOG-activa (30 jaar), (iii) bepaalde MOG-specifieke kosten worden anders verwerkt dan de kosten voor onshore activiteiten, en (iv) een speciale stimulans op basis van de beschikbaarheid van de offshore activa.

Tariefmethodologie van toepassing op de tariefperiode 2024-2027

Zoals voorzien door de Elektriciteitswet hebben de CREG en ETB in december 2021 een akkoord bereikt over het formele proces voor de organisatie en de stappen die moeten worden genomen

(i) om de tariefmethodologie voor de periode 2024-2027 vast te stellen, en (ii) om de effectieve tarieven vast te stellen die gelden voor de tariefperiode 2024-2027.

Het specifieke proces voor de vaststelling van de tariefmethodologie voor de periode 2024-2027 zou tegen 30 juni 2022 voltooid moeten zijn.

Op de datum van dit Prospectus hebben de CREG en ETB de fase van de bilaterale dialoog voltooid en zijn ze een voorlopige tariefmethodologie voor de periode 2024-2027 overeengekomen. Het resultaat van die dialoog is op 21 april 2022 door de CREG gepubliceerd. Op die datum is de openbare raadpleging over de tariefmethodologie voor de periode 2024-2027 van start gegaan.

De voorgestelde tariefmethodologie voor de periode 2024-2027 is sterk vergelijkbaar met de huidige tariefmethodologie. De overeenkomst tussen de CREG en ETB voorziet echter in de aanpassing van enkele parameters in verband met de billijke marge en in verband met het kader van stimuli (incentives).

Voor de billijke marge zijn de CREG en ETB momenteel de volgende parameters overeengekomen:

* De OLO(n) of risicovrije rente vastgesteld op 1,6 procent(*)

* Een betafactor vastgesteld op 0,69

* Een risicopremie die op 3,5 procent wordt gehandhaafd

* De opheffing van de illiquiditeitspremie.

—————

(*) Gezien de actuele geopolitieke context kan de waarde van 1,6 procent tegen 30 juni 2022 door de CREG opwaarts worden bijgesteld tot maximaal 1,68 procent op basis van het rekenkundige gemiddelde van de laatste vooruitzichten die op 29 juni 2022 door het Federaal Planbureau worden gepubliceerd over de gemiddelde rekenkundige opbrengst van lineaire obligaties op 10 jaar (OLO) die door de Belgische overheid worden uitgegeven tijdens elk jaar van de relevante reguleringsperiode, d.w.z. 2024-2027.

De formule die de risicovrije rente, de betafactor en de risicopremie omvat, geldt voor de eigenvermogenscomponent, die overeenstemt met 40 procent van de RAB van het betreffende jaar. Eigen vermogen boven de drempel van 40 procent wordt vergoed tegen de risicovrije rente plus 0,70 procent.

Voor de stimuli zijn de CREG en ETB overeengekomen om de huidige stimuli voor de volgende reguleringsperiode te behouden, en de technische parameters voor een aantal ervan aan te passen en twee nieuwe stimuli toe te voegen aan de huidige lijst (een in verband met de maximalisering van de intraday-transmissiecapaciteit en een andere in verband met de verbetering van de energie- efficiëntie van de onderstations van ETB).

Op basis van prestatieveronderstellingen wordt de bijdrage van de stimuli geschat op een nettovergoeding van 1,3 procent – 1,4 procent, toe te passen op 40 procent van de RAB, voor zover ETB erin slaagt om voor alle stimuli een redelijk doel van gemiddeld 65 procent – 70 procent van het maximum te bereiken.

Op basis van de parameters beschreven in de ontwerpmethodologie zou het gemiddelde gereguleerde rendement op het eigen vermogen voor de periode circa 5,7 procent moeten bedragen, afhankelijk van de effectieve resultaten op de incentiveregulering.

De bovenstaande elementen zijn gebaseerd op de huidige status van het proces. Zoals hierboven vermeld, heeft de CREG de overeengekomen voorlopige tariefmethodologie op 21 april 2022 aangeboden voor openbare raadpleging. Zodra de raadpleging is voltooid, zal de CREG een

definitieve beslissing nemen waarbij de tariefmethodologie wordt vastgelegd, en die naar het Belgisch parlement sturen. Uiterlijk op 30 juni 2022 zal de CREG haar definitieve tariefmethodologie voor de periode 2024-2027 publiceren. Op basis van deze definitieve methodologie zal ETB vervolgens een tariefvoorstel voor dezelfde periode voorbereiden. Na onderhandelingen met de CREG die in 2023 zullen worden gevoerd, zullen er nieuwe tarieven worden vastgesteld voor de periode 2024-2027, die uiterlijk op 31 december 2023 worden gepubliceerd.

Parallel aan de dialoog over de toekomstige tariefmethodologie heeft de CREG ETB in een formele brief op de hoogte gebracht van de reguleringsparameters die van toepassing zullen zijn op de tweede fase van het MOG (’MOG II'). Die parameters zullen in de tariefmethodologie worden geïntegreerd. De CREG heeft voor het MOG II een reguleringskader voorgesteld dat identiek is aan het reguleringskader van de MOG I-infrastructuur.

De CREG heeft de risicopremie voor het MOG II echter geraamd op circa 1,4 procent (toepasselijk op 40 procent van de RAB van MOG II), rekening houdend met het kunstmatige energie-eiland dat in het MOG II zal worden geïntegreerd. Voor het eiland stelt de CREG een afschrijvingsperiode van 60 jaar voor. Om de parameters van het MOG II in de tariefmethodologie te integreren, zal er een procedure worden gevolgd die bestaat uit een dialoog met ETB, gevolgd door een openbare raadpleging, waarna een definitief voorstel naar het Belgische parlement wordt gestuurd. ETB kent de precieze timing van dat proces op dit moment nog niet.

Het Duitse juridische kader

Voor een goed inzicht in de activiteiten van 50Hertz, dat in een gereguleerde context werkt, wordt hieronder een overzicht gegeven van het toepasselijke reguleringskader:

Het Duitse juridische kader voor de elektriciteitsmarkten is verdeeld over diverse wetgevingen. De kernwet is de EnWG, die het algehele wettelijke kader definieert voor de gas- en elektriciteitsindustrie in Duitsland. De EnWG wordt ondersteund door een aantal wetten, verordeningen en regulerende besluiten, die gedetailleerde bepalingen verstrekken over het huidige stelsel van incentiveregulering, voorgeschreven boekhoudmethoden en toegangscontracten voor het net, met inbegrip van, maar niet beperkt tot (opgelet: het wettelijke kader zal worden gewijzigd om de uitspraak van het HvJEU te implementeren over het feit dat de Duitse wetgeving niet in overeenstemming is met de EU-wetgeving van hogere rang, in het bijzonder de onafhankelijkheid van het BnetzA):

* De verordening inzake de toegangstarieven voor de elektriciteitsnetten (Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung – “StromNEV”)), die onder meer principes en methoden vastlegt voor de berekening van de nettarieven en overige verplichtingen van netbeheerders;

* De verordening inzake de toegang tot elektriciteitsnetten (Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen(Stromnetzzugangsverordnung – “StromNZV”)), die onder meer verdere bijzonderheden specificeert over de toegang tot de transmissienetten (en andere soorten netten) door vaststelling van het balanceringsrekeningsysteem (Bilanzkreissystem), planning van elektriciteitsleveringen, regelvermogen en andere algemene verplichtingen, bijv. capaciteitstekorten (Engpassmanagement), publicatieverplichtingen, metering, minimumeisen voor verschillende soorten contracten en de verplichting voor bepaalde netbeheerders om het balanceringsrekeningsysteem voor hernieuwbare energie te beheren; en

* De verordening inzake stimuleringsregulering (Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorungsnetze (Anreizregulierungsverordnung – “ARegV”)), die de basisvoorschriften beschrijft voor stimuleringsregulering van TNB’s en andere netbeheerders (zoals hieronder beschreven in “Tariefbepaling in Duitsland”). Ook worden hier algemene richtlijnen gegeven voor productiviteitsbenchmarking, welke kosten hiermee gepaard gaan, welke methode gebruikt kan worden voor het bepalen van inefficiëntie en hoe dit vertaald kan worden naar jaarlijkse doelstellingen voor de productiviteitsgroei.

Alle TNB’s in Duitsland met verantwoordelijkheid voor een regelzone zijn onderworpen aan een aantal verplichtingen als gevolg van, onder andere, de volgende wetten en verordeningen (opgelet: het wettelijke kader zal worden gewijzigd om de uitspraak van het HvJEU te implementeren over het feit dat de Duitse wetgeving niet in overeenstemming is met de EU- wetgeving van hogere rang, in het bijzonder de onafhankelijkheid van het BnetzA):

* Verplichtingen inzake netuitbreiding: Alle Duitse netbeheerders zijn verplicht hun netsysteem te beheren, te onderhouden en in lijn met de vraag te optimaliseren en uit te breiden (Sec. 11 par. 1 EnWG). Op basis van deze meer algemene verplichting zijn de Duitse TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone verplicht om iedere twee jaar NEP’s op te stellen met het oog op een gecoördineerde ontwikkeling en uitbreiding van de Duitse netsystemen. Het NEP is onderworpen aan overleg met en goedkeuring door het BNetzA. Met de bevestiging van het NEP bevestigt het BNetzA de netuitbreidingsprojecten die deel uitmaken van het NEP. Minstens eenmaal per vier jaar bezorgt het BNetzA het bevestigde NEP aan de federale overheid als ontwerp voor het federale vraagplan (Bundesbedarfsplan), dat de TNB’s bindt inzake de implementatie van de bevestigde uitbreidingsmaatregelen, en de planningautoriteiten inzake de planning van de wet en de noodzaak in het kader van de energiewet van de maatregelen. Andere wetten, zoals de wet versnelde netuitbreiding (Netzausbaubeschleunigungsgesetz) en de wet energielijnuitbreiding (Energieleitungsausbaugesetz), stimuleren ook de uitbreiding van de netten. De kosten waarmee dergelijke netuitbreidingsmaatregelen gepaard gaan, kunnen worden opgenomen in de berekening van de netvergoeding.

* Aansluitingsverplichtingen voor elektriciteitscentrales: In de EnWG worden de algemene regels vastgesteld voor de aansluiting van elektriciteitscentrales. Overeenkomstig deze regels moeten de Duitse TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone elektriciteitsproductiefaciliteiten aansluiten op hun net onder technische en economische voorwaarden die geschikt, niet- discriminerend en transparant zijn en niet minder gunstig zijn dan de voorwaarden die de netbeheerder zou toepassen op zichzelf of verbonden vennootschappen. TNB’s kunnen een aansluiting weigeren als zij kunnen aantonen dat de koppeling niet mogelijk of onredelijk is om operationele, technische of economische redenen. De details van de procedures zijn neergelegd in, onder andere, de Kraftwerks-Netzanschluss-Verordnung (“KraftNAV”).

In het verleden waren de Duitse TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone verplicht om een O-NEP op te stellen om de verdere ontwikkeling van kabelverbindingen te harmoniseren in overeenstemming met de bouw van nieuwe windparken. Vanaf 2019 werd de inhoud van het O-NEP gedeeltelijk vervangen door een dienovereenkomstig uitgebreid NEP en gedeeltelijk door een zogenaamd gebiedsontwikkelingsplan (Flächenentwicklungsplan – ‘FEP’), dat voor het eerst in 2019 is opgesteld en vervolgens minstens om de vier jaar wordt verlengd door het Duitse federale agentschap voor de zeescheepvaart en hydrografie (Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie). Vanaf 2017 en 2018 voor een overgangsmodel en vanaf 2021 op jaarbasis schrijft het BNetzA aanbestedingen uit voor netaansluitingscapaciteit volgens de specificaties van de Wet offshore windenergie (Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG)). Bovendien zijn de Duitse TNB’s, conform Sec. Bovendien zijn Duitse TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone volgens Sec. 17d van de EnWG verplicht om op eigen kosten offshore windparken aan te sluiten volgens de bepalingen van het NEP en het FEP. De kosten die voortvloeien uit deze verplichting worden gedekt via de Offshore nettoeslag.

* Verplichtingen krachtens de EEG en EEV (Erneuerbare-Energien-Verordnung): Om het gebruik van faciliteiten voor hernieuwbare energie te stimuleren, voorzag de vroegere Renewable Energy Sources Act (2009) in een systeem van vaste tarieven voor elektriciteit geproduceerd uit hernieuwbare bronnen. Deze wet is voor nieuwe faciliteiten vervangen door de zogeheten marktpremies conform de huidige EEG die van kracht werd op 1 januari 2017. Nieuwe wind-, biomassa en zonne-energiecentrales boven een bepaalde grootte zullen slechts een bonus ontvangen als zij eerder waren gegund in een aanbestedingsprocedure. De Duitse TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone moeten de stroom afnemen die wordt gegenereerd door faciliteiten voor hernieuwbare energie, die ofwel rechtstreeks zijn aangesloten op hun net ofwel aangesloten zijn op DNB’s, die de elektriciteit dan doorgeven aan het TNB-niveau, en aan de beheerders van de faciliteiten de vaste tarieven of marktpremies betalen of de eerdere DNB-betalingen terugbetalen als de faciliteit is aangesloten op hun net. Gelet op de regionale verschillen in productie van hernieuwbare energie voorziet de EEG in Sec. 58 EEG in een nationaal egaliseringsmechanisme onder de TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone voor de uit deze verplichting voortvloeiende kosten. Als gevolg daarvan delen de vier TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone in Duitsland deze kosten onderling op basis van een overeengekomen mechanisme, de technische procedures en de noodzakelijke uitwisseling van informatie. Voor

de verkoop van de elektriciteit die wordt geproduceerd door de faciliteiten voor hernieuwbare energie, wordt de EEV aangevuld door de implementatieverordening hernieuwbare energie (Erneuerbare-Energien-Ausführungsverordnung – ‘EEAV'). Krachtens de EEV in combinatie met de EEAV moeten de TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone de geïnjecteerde elektriciteit van installaties voor hernieuwbare energie verkopen op de day-ahead of intraday markten van een energiebeurs. De kosten om te beantwoorden aan de EEG-verplichtingen, met inbegrip van de betrokken kosten voor het beheer en de financiering ervan, worden behandeld als pass-through-kosten. In gevallen waar er een verschil is tussen de werkelijke kosten en de werkelijke opbrengsten in een bepaald jaar, worden de nettokosten de volgende jaren gerecupereerd.

* Wet inzake warmtekrachtkoppeling (’KWKG'): Het uitdrukkelijke doel van de wet is “een bijdrage te leveren” om de elektriciteitsproductie door warmtekrachtkoppelingscentrales (“KWKG”) in Duitsland op te trekken naar 110 TWh tegen 2020 en naar 120 TWh tegen 2025. Daartoe voorziet de KWKG in een ondersteuningsmechanisme voor warmtekrachtkoppelingscentrales en bepaalde nieuw gebouwde of uitgebreide warmtenetten. De wet legt de netbeheerders de verplichting op om bepaalde in aanmerking komende soorten warmtekrachtkoppelingscentrales aan te sluiten en prioriteit te verlenen aan de injectie van hun elektriciteit. Terwijl beheerders van een warmtekrachtkoppelingscentrale met een warmtekrachtkoppelingscapaciteit van meer dan 100 kW verplicht zijn tot de directe verkoop van hun elektriciteit, kunnen beheerders van kleinere warmtekrachtkoppelingscentrales kiezen voor de aankoop van de warmtekrachtkoppelingsstroom door de netbeheerder. De productie van elektriciteit uit warmtekrachtkoppeling wordt tot een bepaalde hoeveelheid gestimuleerd met een bonus die wordt betaald door de netbeheerder op wiens net de warmtekrachtkoppelingscentrale is aangesloten, afhankelijk van de geproduceerde kilowatturen en in sommige gevallen van de vraag of de centrale een door het BNetzA uitgeschreven aanbesteding heeft gewonnen. Als een dergelijke warmtekrachtkoppelingscentrale is aangesloten op het DNB-niveau, kunnen de kosten die de DNB oploopt worden doorberekend aan de stroomopwaartse TNB’s, die ze pro rata delen om ervoor te zorgen dat de financiële lasten gelijk worden verdeeld over alle netbeheerders. De geëgaliseerde kosten worden dan weer doorberekend aan de stroomafwaartse netten in de vorm van een uniforme nationale “KWK-toeslag”, die uiteindelijk zal worden betaald door de eindverbruikers, samen met de betrokken netvergoedingen. De TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone zijn verantwoordelijk voor de inning van de KWK-toeslag van de elektriciteitsintensieve netklanten in de zin van Sec. 64 EEG.

* Verplichtingen in verband met individuele nettarieven conform StromNEV: Netgebruikers kunnen een aanvraag doen voor zogeheten individuele nettarieven die lager zijn dan de standaard nettarieven en rekening houden met het feit dat vooral zeer grote industriële netgebruikers bijdragen tot een permanent en stabiel gebruik van het netsysteem. De TNB’s zijn verplicht de DNB’s te vergoeden voor de winstderving als gevolg van dergelijke lagere individuele nettarieven. De TNB’s salderen dan hun respectieve vergoedingsbetalingen aan DNB’s met hun eigen winstderving onder elkaar overeenkomstig een specifieke verdeelsleutel. De financiële lasten worden dan weer doorberekend aan de stroomafwaartse netten in de vorm van een uniforme nationale “Sec.19 StromNEV-toeslag”, die uiteindelijk zal worden betaald door de eindverbruikers, samen met de betrokken netvergoedingen.

* Verplichtingen volgens de verordening over afschakelbare capaciteit (Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (Verordnung zu abschaltbaren Lasten) – ‘AbLaV’): Overeenkomstig AbLaV kunnen faciliteitsbeheerders die zijn aangesloten op het net een afschakelbaar vermogen (abschaltbare Leistungen) aanbieden aan hun betrokken TNB. De TNB moet de faciliteitsbeheerders vergoeden. De kosten die voortvloeien uit de AbLaV worden doorberekend aan de stroomafwaartse netten conform Sec. 18 AbLaV volgens Sec. 26, 28, 30 KWKG in de vorm van een uniforme nationale “AbLaV-toeslag”, die uiteindelijk zal worden betaald door de eindverbruikers, samen met de betrokken netvergoedingen. De AbLaV zal naar verwachting ten einde lopen op 1 juli 2022. Het is de bedoeling dat de AblaV wordt omgezet in een FSV, een vrijwillig engagement als onderdeel van een procedurele regelgeving. Momenteel zijn er besprekingen gaande met BNetzA over de respectieve formulering. Hoewel er overeenstemming is bereikt met BNetzA over het principe van de oprichting van een FSV, is er nog discussie over de vraag of de geplande kosten met een latere afrekening van de werkelijke kosten moet worden gebruikt, dan wel of de werkelijke kosten moeten worden

vergoed met een vertraging van t-2. Een dergelijke vertraging zou een negatieve invloed kunnen hebben op de liquiditeit en het resultaat van 50Hertz in een bepaald jaar (aangezien de reglementaire voorziening mogelijk niet wordt aanvaard in dat jaar en pas 2 jaar later wordt terugbetaald).

* Verplichtingen conform de elektriciteitsmarktwet: In juli 2016 werd de elektriciteitsmarktwet (Strommarktgesetz) van kracht. De belangrijkste aspecten voor de TNB’s waren de invoering van diverse types reserves (de zogeheten netreserve en de netstabiliteitseenheden in het kader van het congestiebeheer, spanningsstabiliteit en black-startcapaciteit, de capaciteitsreserve voor de productietoereikendheid en de veiligheidsreserve om rekening te houden met het uit bedrijf nemen van bruinkoolcentrales en ook om in tussentijd te zorgen voor de nodige productietoereikendheid). De kosten die voortvloeien uit deze reserves zijn permanent niet-beïnvloedbare kosten in het kader van de stimuleringsregelgeving en kunnen dus worden doorberekend in de nettarieven zonder efficiëntievereisten.

* Verplichtingen conform de digitaliseringswet (Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende): In juli 2016 werd de digitaliseringswet, waarvan de kern wordt gevormd door de nieuwe Duitse Wet inzake slimme meters (Messstellenbetriebsgesetz – ‘MsbG') van kracht. De belangrijkste aspecten van de digitaliseringswet die een impact hebben op de TNB’s zijn de omvorming van de communicatiesystemen en -processen met het oog op de verwerking van een hoog volume van gegevens van slimme meters. De verantwoordelijkheid voor het verwerken van de metergegevens om de energieproductie beter af te stemmen op het verbruik berust bij de TNB’s. De vergoeding van de betrokken kosten is echter niet bij wet geregeld en momenteel wordt daarover onderhandeld met BNetzA.

Zoals eerder vermeld, heeft het HvJEU in 2021 onder andere geoordeeld dat de Duitse wetgeving over de bevoegdheden van het BNetzA niet in overeenstemming was met de wetgeving van de Europese Unie van hogere rang. Daarom moet de Duitse wetgeving nog worden aangepast, om rekening te houden met de uitspraak van het HvJEU. Naar verwachting zal het BNetzA meer bevoegdheden krijgen voor de vaststelling van tarieven en zullen de vereisten inzake de onafhankelijkheid en de onpartijdigheid van het BNetzA strenger worden. De impact op 50Hertz als gevolg van deze nakende veranderingen in de Duitse wetgeving kunnen nog niet worden beoordeeld, aangezien het tijdschema en de details van de veranderingen in het wettelijke kader nog niet bekend zijn. Er bestaat echter een risico dat een beslissing of reglementaire verordening door het BNetzA een negatieve invloed zou kunnen hebben op het financiële resultaat van 50Hertz voor respectievelijk de onshore of offshore activiteiten (zie de risicofactor ‘De Groep is onderworpen aan uitvoerige regelgeving en haar inkomsten zijn in grote mate afhankelijk van de toepasselijke tariefmethodologie in haar kernmarkten, die onderhevig is aan potentiële veranderingen en periodieke herzieningen – Tariefregelgevingen – Duitsland’.

Regulerende instanties in Duitsland

De regulerende instantie voor de energiesector in Duitsland is het BNetzA in Bonn voor netten waarop 100.000 en meer netgebruikers rechtstreeks of onrechtstreeks zijn aangesloten, en de specifieke regulerende instanties in de respectieve deelstaten voor netten waarop minder dan

100.000 netgebruikers rechtstreeks of onrechtstreeks zijn aangesloten. De regulerende instanties zijn onder andere belast met de niet-discriminerende toegang voor derde partijen tot het net en het toezicht op de tarieven die de TNB’s hanteren. 50Hertz is onderworpen aan de bevoegdheid van het BnetzA.

Tariefbepaling in Duitsland

Het tariefreguleringsmechanisme in Duitsland wordt bepaald door de EnWG, de StromNEV en de ARegV. De nettarieven worden berekend op basis van de opbrengstenlimiet (Sec. 17 ARegV) en omvatten de onshore activiteiten. De opbrengstenlimiet wordt door het BNetzA bepaald voor iedere TNB en voor iedere reguleringsperiode. De opbrengstenlimiet kan worden aangepast om rekening te houden met de specifieke gevallen waarin het ARegV voorziet. De netbeheerders mogen opbrengsten die hoger liggen dan hun individueel vastgelegde opbrengstenlimiet niet behouden. Als netbeheerders toch bepaalde opbrengsten boven hun individueel vastgelegde opbrengstenlimiet behouden, is er een compensatiemechanisme van kracht dat leidt tot de vermindering van toekomstige tarieven (Sec. 5 ARegV). Elke reguleringsperiode duurt vijf jaar, en de derde

reguleringsperiode ging van start op 1 januari 2019 en loopt af op 31 december 2023. De tarieven zijn openbaar en staan niet open voor onderhandelingen met de klanten. Het is alleen bepaalde klanten (in specifieke omstandigheden waarin wordt voorzien door de betrokken wetten) toegestaan om individuele tarieven af te spreken conform Sec. 19 StromNEV (bijvoorbeeld wanneer een netactief door slechts één gebruiker wordt gebruikt). De Duitse wet inzake modernisering van nettarieven Netzentgeltmodernisierungsgesetz (’NEMoG'), die in juli 2017 van kracht is geworden en de Verordnung zur schrittweisen Einführung bundeseinheitlicher Übertragungsnetzentgelte van 5 april 2018, introduceren een stapsgewijze implementatie van voor het hele land uniforme nettarieven voor alle Duitse TNB’s met verantwoordelijkheid voor een regelzone. Die stapsgewijze benadering begon in 2019 met een voor het hele land uniform aandeel van 20 procent van de individuele kostenbasis van elke TNB en zal leiden tot voor het hele land uniforme nettarieven in 2023. Bovendien worden door de NEMoG offshore netaansluitingskosten en werkingskosten vanaf 2019 overgedragen naar de voormalige offshore aansprakelijkheidstoeslag die als gevolg hiervan werd omgedoopt tot Offshore-Netzumlage.

In het kader van de opbrengstenlimiet worden de kosten van een netbeheerder in twee categorieën als volgt ingedeeld:

* Permanent niet-beïnvloedbare kosten (“PNBK”): deze kosten worden doorgaans direct doorberekend aan klanten en worden volledig gerecupereerd, zij het met een vertraging van twee jaar, tenzij anders vermeld. De kostenposten die worden geboekt in de PNBK zijn gedefinieerd in de ARegV en omvatten een geselecteerd aantal toegestane kostenposten, zoals de kosten van ondernemingsraden, operationele belastingen en kosten en opbrengsten uit zogenaamde procedurele voorschriften (zie hierna). Daarnaast worden ook de investeringen die zijn opgenomen in de “IM’s” (investeringsmaatregelen) als PNBK beschouwd tot bepaalde voorwaarden vervuld zijn en de investeringen deel gaan uitmaken van de RAB. Deze kosten worden zonder vertraging doorberekend. De opname van IM in de PNBK omvat de vergoeding voor het rendement op eigen vermogen (met een limiet van 40%), schuldkosten (ook gelimiteerd), afschrijvingen, toegerekende bedrijfsbelasting en operationele uitgaven (momenteel tegen een vast tarief van 0,8% van de geactiveerde investeringskosten van de respectieve onshore investeringen voor IM die waren aangevraagd vóór 2019). Voor IM die nadien wordt toegepast, overeenkomstig een herziening van de ARegV en de StromNEV die de Duitse overheid goedkeurde in maart 2019, wordt een vaste rente van 0,2 procent toegepast voor de indienstname en 0,8 procent na de indienstname). Alle operationele kosten en investeringen in verband met een goedgekeurde IM die worden terugbetaald via de nettarieven tijdens de laatste drie jaar van de goedkeuringsfase voor de betrokken IM werd vroeger afgetrokken van de opbrengstenlimiet gespreid over een termijn van 20 jaar, die ingaat na de goedkeuringsfase en met de roll-over van de investering in de RAB (terugvordering). De herziening van de ARegV introduceerde in 2021 echter de KKA als het nieuwe vergoedingsstelsel voor investeringen in onshore transmissienetten. Het nieuwe stelsel zal het huidige stelsel van investeringsmaatregelen ('IM') in 2024 vervangen. In die context zullen de investeringsuitgaven van de reeds in mindering gebrachte terugvorderingen voor de derde reguleringsperiode zonder rente worden terugbetaald via de gereglementeerde rekening van 2019 tot 2021. Voorts zijn er ook verschillende procedurele voorschriften die ook als PNBK worden beschouwd, voor onder andere kostenposten in verband met regelvermogen, onshore netverliezen en redispatching, en kosten van Europese initiatieven, ITC, netreserves en opbrengsten uit veilingen en redispatchingkosten op interconnectoren.

* Tijdelijk niet-beïnvloedbare kosten (“TNBK”) en beïnvloedbare kosten (“BK”): TNBK en BK zijn alle kosten die niet zijn ingedeeld als PNBK, bijv. onderhoudskosten. TNBK zijn alle respectieve kosten die volledig efficiënt worden geacht. Ze zijn inbegrepen in de opbrengstenlimiet, rekening houdend met een jaarlijkse aanpassing voor inflatie en de algemene productiviteitsfactor (Xgen). De Xgen verlaagt de opbrengstenlimiet als een onderdeel van de reguleringsformule en is door artikel 9 ARegV vastgesteld op 1,25 procent per jaar in de eerste reguleringsperiode en 1,5 procent per jaar in de tweede reguleringsperiode. Ingevolge artikel 9 para. 3 ARegV moest het BNetzA vóór de derde reguleringsperiode een nieuwe Xgen vaststellen. In een beslissing van 28 november 2018 stelde het de Xgen voor beheerders van het elektriciteitsnet vast op 0,90 procent (cf. BK4-17-056). 50Hertz ging tegen de beslissing over de elektriciteitssector in beroep bij het OLG Düsseldorf. Op dit moment wordt de procedure niet actief door 50Hertz geleid, maar wacht het op een definitieve beslissing in andere modelprocedures. Een eerste beslissing in

een modelprocedure werd in 2021 genomen: Op 9 juli 2019 herriep het OLG Düsseldorf in een modelprocedure de overeenstemmende beslissing van het BNetzA in de gassector (cf. BK4-17-093). Het BNetzA is met succes tegen de beslissing van het OLG Düsseldorf in beroep gegaan bij het BGH. Het BGH bevestigde op 26 januari 2021 de vaststelling van de Xgen door het BNetzA (cf. EnVR 101/19). Wat de beslissing over de Xgen voor de elektriciteitssector betreft, herriep het OLG Düsseldorf in maart 2022 de beslissing van het BNetzA in een modelprocedure en vroeg het aan het BNetzA om zijn beslissing te herzien. Het BNetzA heeft echter aangekondigd dat het van plan is om bij het BGH tegen de beslissing van het OLG Düsseldorf in beroep te gaan. De BK zijn ook opgenomen in de opbrengstenlimiet. De BK worden elk jaar aangepast aan de inflatie en een algemene productiviteitsfactor, maar bovendien zijn de BK ook onderhevig aan een individuele efficiëntiefactor (Xind) (aangezien 50Hertz wordt geacht 100% efficiënt te zijn voor de derde reguleringsperiode, zijn er geen BK en geen inefficiëntiekosten). De efficiëntiefactor vormt een stimulus voor de TNB om de inefficiëntiekosten te verlagen of te elimineren in de loop van de reguleringsperiode. Als een netbeheerder wordt geacht 100% efficiënt te zijn, wordt het volledige betrokken kostenvolume toegewezen aan de TNBK, zodat de kostenbasis (met uitsluiting van PNBK) enkel wordt aangepast voor de algemene productiviteitsfactor en de inflatie middels een algemene inflatiefactor berekend op basis van een wettelijk vastgelegde formule. Daarnaast voorziet het huidige stimuleringsmechanisme in het gebruik van een kwaliteitsfactor die ook kan worden toegepast op de TNB’s, maar de criteria en het implementatiemechanisme voor een dergelijke kwaliteitsfactor voor TNB’s moeten nog worden vastgelegd door het BNetzA. De TNBK en BK omvatten beide de kapitaalkosten (dus de vergoeding voor het rendement op eigen vermogen (gelimiteerd op 40%), schuldkosten (ook gelimiteerd), afschrijvingen en toegerekende bedrijfsbelasting voor activa die waren opgenomen in het basisjaar en niet in aanmerking komen als PNBK).

Wat het rendement op kapitaal betreft, voorziet het BNetzA in aparte opbrengstenmark-ups voor het rendement op eigen vermogen en de schuldkosten. Voor het toegestane rendement op eigen vermogen, opgenomen in de TNBK/BK voor activa die deel uitmaken van de gereguleerde activabasis en de PNBK voor activa goedgekeurd in IM, is het rendement op eigen vermogen voor de derde reguleringsperiode vastgelegd op 5,12% voor investeringen gedaan vóór 2006 en 6,91% voor investeringen sinds 2006, op basis van het feit dat 40% van de totale waarde van de activa wordt beschouwd als “met eigen vermogen gefinancierd”, terwijl de rest wordt behandeld als “quasi- schuld”. Het rendement op eigen vermogen wordt berekend vóór vennootschapsbelasting maar na toegerekende bedrijfsbelasting. Na belastingen zou dit rendement op eigen vermogen voor de derde reguleringsperiode resulteren in een tarief van 4,18% voor investeringen gedaan vóór 2006 en 5,64% voor investeringen sinds 2006. Het tarief voor het rendement op eigen vermogen wordt door het BNetzA herbepaald voor iedere reguleringsperiode. In oktober 2021 stelde het BNetzA de vergoeding op eigen vermogen vast voor de vierde reguleringsperiode die in 2024 van start gaat. Het rendement op eigen vermogen werd vastgelegd op 5,07 procent voor na 2006 uitgevoerde investeringen (3,51 procent voor investeringen tot 2006). 00Xxxxx ging in beroep tegen de beslissing van het BNetzA over de vaststelling van de opbrengstenlimiet van de vergoeding op eigen vermogen voor de vierde reguleringsperiode. De rechtbank heeft nog geen beslissing genomen. Wat de schuldkosten betreft, worden de toegestane schuldkosten gerelateerd aan TNBK/BK gelimiteerd als niet kan worden bewezen dat ze marktconform zijn. De toegestane schuldkosten gerelateerd aan PNBK die zijn opgelopen door goedgekeurde investeringsmaatregelen worden gelimiteerd op ofwel de werkelijke schuldkosten ofwel de schuldkosten zoals berekend overeenkomstig een BNetzA-bepaling, wat het laagst is – tenzij kan worden aangetoond dat de schuldkostenoverschrijding marktconform is.

Aangezien reeds vóór het begin van de derde reguleringsperiode duidelijk werd dat een groot aantal netbeheerders beroep zouden aantekenen tegen verschillende beslissingen (zoals het rendement op eigen vermogen en de Xgen), gaf het BNetzA een algemene Debiteurgarantie uit. 50Hertz (net als andere netbeheerders) moest voor de vaststelling van hun respectieve opbrengstenlimiet de betreffende beslissingen gebruiken zoals die door het BNetzA waren gepubliceerd. Als de procedure echter in hun voordeel wordt beslecht, garandeerde het BNetzA dat het de netbeheerders zou toestaan om de extra opbrengsten op te nemen in hun respectieve reglementaire rekeningen.

Naast de nettarieven zijn de kosten en opbrengsten die verband houden met de offshore activiteiten onderhevig aan een Offshore nettoeslag vanaf 2019. De Offshore Nettoeslag omvat investeringen

(inclusief rendement op eigen vermogen) en werkelijke operationele kosten overeenkomstig de StromNEV en de ARegV, naast betalingen aan offshore windparken in lijn met de offshore aansprakelijkheidsbepalingen die zijn vastgelegd in de EnWG voor de vergoeding van onderbrekingen of vertragingen van offshore netverbindingen. De Offshore Nettoeslag wordt ieder jaar berekend op basis van de geplande kosten voor jaar t, met een latere verrekening van de werkelijke kosten in jaar t+1 en een overeenstemmende vergoeding voor afwijkingen tussen de geplande en werkelijke kosten in de Offshore Nettoeslag van het jaar t+2.

Naast de nettarieven en de Offshore Nettoeslag wordt 50Hertz vergoed voor kosten die het oploopt in het kader van zijn verplichtingen op het gebied van hernieuwbare energie, zoals EEG en KWKG, en andere verplichtingen zoals het mechanisme voor individuele nettarieven conform StromNEV en de AblaV onderhevig aan toeslagen.

Regelgevingskader voor de interconnector Nemo Link

* Er is een specifiek regelgevingskader van toepassing op de Nemo Link interconnector sinds de datum van ingebruikname ervan, 31 januari 2019. Dit kader maakt deel uit van de tariefmethodologie die op 18 december 2014 is uitgegeven door de CREG. Het cap-en-floor- regime is een opbrengstengebaseerd stelsel met een looptijd van 25 jaar. De nationale regulatoren van het Verenigd Koninkrijk en België (respectievelijk Ofgem en de CREG) bepaalden de rendementsniveaus van het maximum en minimum ex-ante (vóór de bouw), die grotendeels vast zullen blijven (in reële termen) voor de hele duur van het stelsel. Het maximumrendementsniveau kan met maximaal 2% worden verhoogd of verlaagd conform de beschikbaarheidsstimuli. De beleggers hebben dus zekerheid over het regelgevingskader tijdens de hele levensduur van de interconnector.

* De interconnector is in gebruik genomen (op 31 januari 2019), zodat het cap-en-floor-regime in werking is getreden. Iedere vijf jaar zullen de regulatoren de gecumuleerde interconnectoropbrengsten (na aftrek van marktgerelateerde kosten) van de periode afwegen tegen de gecumuleerde maximum- en minimumniveaus om te bepalen of het maximum of minimum is overschreden9. opbrengsten die het maximum overschrijden, moeten worden uitgekeerd aan de TNB in het Verenigd Koninkrijk, de National Electricity Transmission System Operator (“NETSO”), en aan de TNB in België (ETB) op 50/50-basis. De TNB’s zullen daarop de nettarieven voor netgebruikers in hun respectieve landen verlagen. Als de opbrengsten tot onder het minimum dalen, zullen de interconnectoreigenaren door de TNB’s worden vergoed. De TNB’s zullen deze kosten op hun beurt terugwinnen via de nettarieven. National Grid neemt de rol van NETSO waar in het Verenigd Koninkrijk en de Vennootschap, de Belgische TNB, in België.

* Elke periode van vijf jaar wordt apart beschouwd. Maximum- en minimumaanpassingen in een bepaalde periode hebben geen invloed op de aanpassingen voor toekomstige perioden, en met de totale opbrengsten die in een bepaalde periode zijn verdiend, wordt geen rekening gehouden in toekomstige perioden.

* De grote lijnen van het tariefstelsel zijn als volgt:

Looptijd van het stelsel 25 jaar

Maximum- en minimumniveaus De niveaus worden vastgelegd aan het begin van het

stelsel en blijven vast in reële termen gedurende 25 jaar vanaf de ingebruikname.

Gebaseerd op de toepassing van mechanistische parameters op de kostenefficiëntie: er wordt een schuldkostenbenchmark toegepast op de kosten om het minimum te berekenen, en een aandelenrendementsbenchmark voor het maximum.

Evaluatieperiode (om te evalueren of de opbrengsten van de interconnector het maximum of minimum overschrijden)

Iedere vijf jaar, met tussentijdse aanpassingen als de ontwikkelaar dat nodig acht en kan rechtvaardigen. Via tussentijdse aanpassingen kunnen ontwikkelaars

9 Eigenaars van interconnectoren genereren omzet (congestie-opbrengsten) door interconnectiecapaciteit te veilen. Zolang er een prijsverschil bestaat tussen de twee gekoppelde markten is er vraag naar capaciteit en zal een opbrengstenstroom gegeneerd worden.

opbrengsten terugwinnen tijdens de evaluatieperiode als de opbrengsten onder het minimum liggen (of boven het maximum), maar zij blijven onderhevig aan een eindafrekening na afloop van de vijfjarige evaluatieperiode.

Mechanisme Als de opbrengsten aan het einde van de periode van vijf jaar tussen het minimum en het maximum liggen, wordt er geen aanpassing doorgevoerd. opbrengsten boven het maximum worden teruggegeven aan de eindklanten en een tekort van opbrengsten onder het gecumuleerde minimum vereist betaling door de netgebruikers (via de nettarieven).

* De minimale en maximale opbrengstenniveaus voor Nemo Link Ltd zijn op 17 december 2019 vastgelegd door Ofgem en de CREG. Nemo Link Ltd is het eerste interconnectorproject dat in het kader van het cap-en-floor-regime zal worden gereguleerd, en bereikte eind 2019 de definitieve beoordelingsfase van het stelsel, de herziening na de bouw, waarbij Ofgem/de CREG de waarden van de voorwaarden voor de aanpassing na de bouw (PCA) hebben vastgelegd die voor het project de definitieve minimum- en maximumlimiet vormden. In het bijzonder werden de waarden voor de definitieve minimum- en maximumlimiet vastgelegd op respectievelijk £ 77,0 miljoen en £ 43,9 miljoen (in prijzen van 2013/14).

Belangrijke projecten van de groep

Decarbonisatie is één van de dringendste uitdagingen van onze samenleving. Als systeembeheerder spelen de activiteiten van de Vennootschap een centrale rol om het hoofd te bieden aan deze uitdaging: haar net is de ruggengraat van de energietransitie. Elia Group versterkt haar on- en offshore transmissienet met het oog op de integratie van steeds grotere hoeveelheden hernieuwbare energie in het systeem. Ze bevordert ook digitalisering en sectorconvergentie en geeft vorm aan energiemarkten, om aldus nieuwe spelers op de markt te ondersteunen om actieve deelnemers aan de energiesector te worden. Als stuwende kracht achter de energietransitie draagt ze dan ook bij aan de totstandbrenging van een duurzame wereld.

Belangrijke projecten van ETB

Ter illustratie geeft de volgende grafiek een overzicht van de investeringen van ETB in 2019, 2020 en 2021 en het geplande investeringsprogramma van ETB voor de komende 5 jaar. Wat het investeringsprogramma betreft, kunnen er echter geen garanties worden gegeven met betrekking tot de precieze timing van de voltooiing van deze investeringen, aangezien die afhankelijk zijn van een aantal externe factoren, zoals het verkrijgen van de relevante vergunningen en andere. Bijgevolg mag aan geen enkel jaar een precies bedrag worden toegekend, aangezien dit louter indicatief is.

In 2019 investeerde ETB in België 723,5 miljoen EUR (inclusief Nemo Link), voornamelijk om hernieuwbare energie in het net te integreren en de verdere integratie van de Europese energiemarkt via interconnecties mogelijk te maken. De belangrijkste investeringen hielden verband met het Modular Offshore Grid (215 miljoen EUR), strategische interconnectieprojecten zoals ALEGrO (92 miljoen EUR) en Brabo (41 miljoen EUR) en investeringen in de modernisering van de Mercator-Horta-Avelin-hoogspanningslijnen (71 miljoen EUR). Ten slotte voltooide ETB zijn investering in Nemo Link (27 miljoen EUR), dat eind januari 2019 in gebruik werd genomen.

In 2020 deed ETB investeringen voor in totaal 337,4 miljoen EUR. De investeringen hielden verband met het Brabo II-project, de kroon op het werk van de nieuwe 380kV-lus rond de haven van Antwerpen (25 miljoen EUR) en de aansluiting van de laatste twee offshore windparken op het MOG I-platform (4,0 miljoen EUR). ALEGrO, de eerste elektrische interconnector tussen België en Duitsland, werd commercieel in gebruik genomen en werd met succes onder spanning gebracht (13,5 miljoen EUR). Ook de werkzaamheden om de bestaande Belgische 380kV-backbone te moderniseren, werden voortgezet: op de Horta-Avelgem-corridor werden er nieuwe geleiders met hoge capaciteit geïnstalleerd, in gebruik genomen en onder spanning gebracht (41 miljoen EUR). De eerste van twee dwarsregeltransformatoren in Aubange werd in december 2020 onder spanning gebracht, waardoor de bestaande 220kV-interconnectie tussen België (Aubange) en Frankrijk (Moulaine) werd gemoderniseerd (8 miljoen EUR).

In 2021 investeerde ETB 376,7 miljoen EUR in zijn onshore en offshore netinfrastructuur om grote volumes gegenereerde hernieuwbare energie op het net te kunnen integreren teneinde de samenleving op duurzame wijze van elektriciteit te voorzien. In 2021 waren er op het hele Belgische net 143 vervangingsprojecten, voor een totale investering van 99,6 miljoen EUR. ETB bleef belangrijke versterkingswerken uitvoeren langs de bestaande Belgische 380kV-backbone. Het betreft onder meer de modernisering van de Massenhoven Xxx Xxxx-corridor (35,6 miljoen EUR), waarvan de eerste fase in september 2021 werd voltooid, en de modernisering van de Mercator-Bruegel- HTLS, waarvoor de voorbereidingsfase (studies, vergunning en inkoop) bijna volledig is voltooid. De versterkingswerken van de 380kV-backbone tussen Mercator en Frankrijk via Horta-Avelgem werden voortgezet. In 2021 zijn er nieuwe geleiders met hoge capaciteit geïnstalleerd en in gebruik genomen langs het eerste circuit tussen Avelgem en de Franse grens (13,6 miljoen EUR). Om de fysieke interconnectiecapaciteit tussen België en Nederland te verhogen, worden er ook versterkingswerken uitgevoerd aan het 380kV-onderstation in Zandvliet (13,1 miljoen EUR). Daarnaast werd de versterking van het bestaande 150kV-net in de haven van Antwerpen voortgezet (Brabo-project) en werd er een nieuwe GIS geïnstalleerd en een nieuwe kabelaansluiting langs de Lillo-Ketenissen-Kallo-as (26,7 miljoen EUR). Tot slot wordt in het kader van de tweede fase van het investeringsprogramma van de Oostlus, de bestaande Bévercé-Bronrome 70kV-luchtlijn vervangen en gemoderniseerd door een nieuwe dubbele 110kV-lijn over een afstand van 16,5 km. De werken zijn in 2020 begonnen en zullen in 2022 en 2023 worden voortgezet. In november 2021 is het deel tussen Bevercé – Bronrome na de herbouw opnieuw onder spanning gebracht (13,6 miljoen EUR).

Voor de periode 2022-2026 is ETB van plan om 4,0 miljard EUR te investeren. De investeringsuitgaven zullen voornamelijk betrekking hebben op de vervanging of versterking van de bestaande infrastructuur om de toegenomen injectie van hernieuwbare energie te kunnen opvangen. Vanaf 2023 zal er vanwege de verdere integratie van het Europese elektriciteitssysteem en het doel om de samenleving verder koolstofvrij te maken, een tweede golf van belangrijke investeringen worden uitgevoerd, met hogere investeringsuitgaven voor projecten zoals het energie-eiland, Ventilus en de Boucle du Hainaut. De belangrijkste projecten zijn als volgt:

* Energie-eiland: De uitbreiding van het MOG (MOG II genoemd) streeft naar de ontwikkeling en de bouw van nieuwe offshore netinfrastructuur, waaronder een multifunctioneel kunstmatig eiland met een capaciteit van 3,5GW en waardoor er nieuwe windparken in het Belgische deel van de Noordzee op het onshore net kunnen worden aangesloten. Het streeft ernaar een efficiënte en betrouwbare manier te bieden om nieuwe offshore productie-installaties aan te sluiten op het vasteland en zal dus een aanzienlijke bijdrage leveren aan de integratie van RES in België, en helpt om de Belgische klimaatdoelen te bereiken.

* Ventilus: een nieuwe 380kV-backbone en 220kV-energiehub in West-Vlaanderen, streeft ernaar om betrouwbare toegang te bieden tot huidige en toekomstige hernieuwbare offshore en onshore windenergie. Het Ventilus-project verbindt windenergie van de Noordzee met een nieuwe elektriciteitssnelweg in West-Vlaanderen. Via de verbindingen

met andere netprojecten brengt Xxxxxxxx een robuust net tot stand voor de transmissie van hernieuwbare energie. Dat is een belangrijke stap in de richting van een koolstofarme samenleving.

* Boucle du Hainaut: De ‘Lus van Henegouwen’ is één van de grootste infrastructuurprojecten van ETB. Om de energietransitie en verschillende klimaatdoelstellingen te verwezenlijken, plant dit project de bouw van een 380kV- verbinding tussen Avelgem en Courcelles.

* Nautilus: Deze onderzeese hybride interconnector zal via het energie-eiland elektriciteit vervoeren tussen België en het VK, en de aansluiting van offshore windparken in de Noordzee mogelijk maken. Nautilus zou een dubbele functie hebben: het verbinden van de elektriciteitsnetten van beide landen en het rechtstreeks aansluiten van offshore windmolenparken op het vasteland. Dat zorgt niet alleen voor een betere integratie van hernieuwbare energie op zee, maar maakt ook meer volatiele elektriciteitsstromen in Europa mogelijk en kan de prijsconvergentie van elektriciteit verder versterken.

* Xxxxx XXX: Is de versterking van het bestaande 380kV-net in België, de ruggengraat van het Belgische elektriciteitsnet. Na de werken zou er via de versterkte elektriciteitsverbinding binnen het 380kV-net tot 20 procent meer elektriciteit moeten kunnen worden getransporteerd. Xxxxx XXX is van start gegaan en zou tegen eind 2024 in gebruik moeten worden genomen. Het Braboproject is essentieel voor de verdere economische groei van de Antwerpse haven en is noodzakelijk voor een veilige en duurzame elektriciteitsvoorziening binnen en buiten België. Op lokaal niveau zal het project de bevoorradingscapaciteit verhogen om het hoofd te kunnen bieden aan het toenemende elektriciteitsverbruik in de haven van Antwerpen. Op nationaal en internationaal niveau zal het project de noord-zuidas van het Europese internationale geïnterconnecteerde net opwaarderen. Dit zal de internationale handelsmogelijkheden verbeteren en de afhankelijkheid van de Belgische productie-installaties verminderen.

ETB is voornemens om dit investeringsprogramma te financieren conform de optimale kapitaalstructuur zoals gedefinieerd in het reguleringskader (met een nagestreefde verhouding tussen eigen vermogen en schuld van 40/60). Er wordt overwogen de investeringsuitgaven te financieren met de opbrengst van de kapitaalverhoging (zie het deel 'Redenen voor de Aanbieding en Aanwending van de opbrengst'), de reservering van winsten en de uitgifte van nieuwe schulden in het kader van zijn EMTN-programma.

Belangrijke projecten van 50Hertz

Ter illustratie geeft de volgende grafiek een overzicht van de investeringen van 50Hertz in 2019, 2020 en 2021 en het geplande investeringsprogramma van 50Hertz voor de komende 5 jaar. Wat het investeringsprogramma betreft, kunnen er echter geen garanties worden gegeven met betrekking tot de precieze timing van de voltooiing van deze investeringen, aangezien die afhankelijk zijn van een aantal externe factoren, zoals het verkrijgen van de relevante vergunningen en andere. Bijgevolg mag aan geen enkel jaar een precies bedrag worden toegekend, aangezien dit louter indicatief is.

50Hertz heeft in 2019 488,6 miljoen EUR geïnvesteerd. In totaal werd 259,5 miljoen EUR geïnvesteerd in onshore projecten, terwijl de offshore investeringen in totaal 229,1 miljoen EUR bedroegen. De belangrijkste onshore investeringen hielden verband met de bouw van de bovengrondse lijn tussen Wolmirstedt en Güstrow (29,8 miljoen EUR), de versterking van hoogspanningsmasten om de operationele veiligheid te verhogen (30,0 miljoen EUR), de lijn met gelijkstroom voor de zuid-oostverbinding (23,8 miljoen EUR), de modernisering van het telecommunicatienetwerk (16,3 miljoen EUR) en de bouw van een nieuwe dwarsregelaar in Hamburg (12,6 miljoen EUR). Er vonden offshore investeringen plaats, voornamelijk in de offshore netaansluitingen van Ostwind 1 (68,3 miljoen EUR) en Ostwind 2 (131,0 miljoen EUR). Offshore interconnectorprojecten die niet worden vergoed via de Offshore nettoeslag leverden ook een bijdrage (20,0 miljoen EUR van de Kriegers Flak Combined Grid Solution en 7,4 miljoen EUR van Hansa Power Bridge).

In 2020 investeerde 00Xxxxx 715,9 miljoen EUR. 463,3 miljoen EUR werd geïnvesteerd in projecten op het land, terwijl de offshore investeringen 252,6 miljoen EUR bedroegen. De belangrijkste onshore investeringen hielden verband met de lijn met gelijkstroom voor de zuid-oostverbinding (SuedOstLink) (107,1 miljoen EUR), de versterking van 25 hoogspanningsmasten om de operationele veiligheid te verhogen (39,9 miljoen EUR), de bouw van een dwarsregelaar in Hamburg (33,6 miljoen EUR), de 380kV-kabel in Berlijn (26,1 miljoen EUR) en de bouw van de bovengrondse lijn tussen Wolmirstedt en Güstrow (18,2 miljoen EUR). De offshore investeringen hielden voornamelijk verband met de offshore netaansluiting van Ostwind 2 (209,0 miljoen EUR).

50Hertz investeerde 850,9 miljoen EUR in 2021. 527,9 miljoen EUR werd geïnvesteerd in projecten op het land, terwijl de offshore investeringen 323,0 miljoen EUR bedroegen. De belangrijkste onshore investeringen hielden verband met de lijn met gelijkstroom voor de zuid-oostverbinding (SuedOstLink) (66,9 miljoen EUR), de versterking van hoogspanningsmasten om de operationele veiligheid te verhogen (51,5 miljoen EUR), de Noordring-lijn in de buurt van Berlijn (45,7 miljoen EUR), de bovengrondse lijn in het zuidelijke Uckermark-gebied (40,3 miljoen EUR) en de 380kV- kabel in Berlijn (33,1 miljoen EUR). De offshore investeringen hadden voornamelijk betrekking op het Ostwind 2-project (278,9 miljoen EUR), waarbij er in de pijplijn van projecten al vooruitgang wordt geboekt met de volgende offshore windparkverbinding (Ostwind 3) (18,4 miljoen EUR). Voorts zijn er vervangende investeringsuitgaven geïnvesteerd in de Kontek-interconnectiekabel naar Denemarken (17,3 miljoen EUR).

De komende vijf jaar (2022-2026) is 50Hertz van plan om 5,6 miljard EUR te investeren in Duitsland. De belangrijkste drijvende krachten van het CAPEX-programma zijn een HVDC-corridor en de verbinding van meer offshore windparken. Daarmee wordt gemeend dat 50Hertz een ambitieuze bijdrage levert aan de verwezenlijking van Europese en nationale klimaatdoelen, en voldoet het tegelijkertijd aan sociale en politieke vereisten. De belangrijkste projecten van 00Xxxxx zijn:

* SuedOstlink: Een HVDC-corridor om de hernieuwbare energie die in de Baltische Zee in het noordoosten van Duitsland wordt geproduceerd, te transporteren naar de ladingscentra in het zuiden van Duitsland;

* SuedOstLink+: Met dit project wil 50Hertz de capaciteit op het bestaande traject van de SuedOstlink verdubbelen tot 4.000MW en de HVDC-lijn naar het noorden uitbreiden;

* Ostwind 2: Dit onderzeese systeem van hoogspanningskabels met wisselstroom in de Baltische Zee verbindt verschillende offshore windparken met het onshore onderstation Lubmin. De ingebruikname is gepland voor 2023-2024;

* Ostwind 3: Een netaansluiting met een transmissiecapaciteit van 300MW voor het geplande offshore windpark ‘Windanker’ in de Baltische Zee, bestaande uit een nieuw offshore platform en een 220kV AC-kabelverbinding met een nieuw onshore onderstation;

* Gennaker: Dit project is bedoeld voor de aansluiting van een offshore windpark in de Baltische Zee met een geraamde capaciteit van 900 MW. Het plan bestaat erin een netaansluiting te bouwen met drie AC-kabelsystemen, waaronder twee platforms die 50Hertz in eigendom heeft en beheert, en een nieuw onshore onderstation;

* Hansa PowerBridge: Een nieuwe HVDC-verbinding met Zweden. Het is een geplande on-/offshore kabelverbinding die van het onderstation van Güstrow in Mecklenburg- Vorpommern, boven Fischland, via de Oostzee naar Zweden zal lopen. Duitsland en Zweden willen hun relatieve elektriciteitsnetten via deze gelijkstroomverbinding met elkaar verbinden. De afstand van ongeveer 300 kilometer wordt overbrugd door een zogenaamde interconnector: de Hansa PowerBridge. De interconnector dient om verschillende onafhankelijke netten met elkaar te verbinden. Na de voltooiing zal de Hansa PowerBridge een belangrijke bijdrage leveren aan de stabilisatie van de Duitse elektriciteitsprijs, de veiligheid van het transportsysteem en de indirecte opslag van elektriciteit uit RES.

Er wordt overwogen de investeringsuitgaven te financieren met de opbrengst van de kapitaalverhoging (zie de rubriek 'Redenen voor de Aanbieding en Aanwending van de opbrengst'), de reservering van winsten en de uitgifte van nieuwe schulden in het kader van haar obligatie- uitgifteprogramma (Debt Issuance Program).

Gebeurtenissen na afsluiting van de jaarrekeningen

Vooruitzichten 2022

Deze paragraaf omvat toekomstgerichte verklaringen die, hoewel gebaseerd op veronderstellingen die de Vennootschap als redelijk beschouwt, onderhevig zijn aan risico’s en onzekerheden waardoor gebeurtenissen of omstandigheden aanzienlijk kunnen afwijken van de expliciet of impliciet gedane toekomstgerichte verklaringen.

Op basis van de voornaamste veronderstellingen die hierna worden beschreven, verwacht de Groep een aangepast rendement op eigen vermogen (bepaald als de nettowinst toewijsbaar aan gewone aandelen (gewone aandeelhouders) gedeeld door het eigen vermogen toewijsbaar aan eigenaren van gewone aandelen en aangepast om rekening te houden met de waarde van forward contracten (afdekkingsreserves)) te behalen aan de lage kant van de beoogde doelstellingen van 6,25 procent en 7,25 procent. Dit stemt overeen met een aangepast rendement op het eigen vermogen op het niveau van de Groep van 7,56 procent voor 2021. Het aangepaste rendement op eigen vermogen is afhankelijk van het rendement op eigen vermogen van de gereguleerde activiteiten in België en Duitsland, maar ook van het niet-gereguleerde segment en Nemo Link. De vooruitzichten houden geen rekening met mogelijkse M&A-transacties. De grondslag voor de opstelling voor de verschillende segmenten wordt hierna beschreven.

Deze vooruitzichten voor 2022 zijn naar behoren opgesteld op een basis die zowel vergelijking mogelijk maakt met eerdere financiële informatie en die in overeenstemming is met de grondslagen voor financiële verslaggeving van de Vennootschap

De Groep verwacht, op basis van de belangrijkste veronderstellingen die hieronder worden uiteengezet, dat ze eind 2022 een Regulatory Asset Base van 11,2 miljard EUR zal hebben. De RAB op groepsniveau omvat 100 procent van de RAB van ETB en 80 procent van de RAB van 50Hertz. Nemo Link is niet opgenomen in de RAB omdat het vergoed wordt onder een specifiek reguleringskader. De vooruitzichten voor 2022 zijn gebaseerd op:

* De realisatie van respectievelijk 425 miljoen EUR aan investeringen in België en 850 miljoen EUR aan investeringen in Duitsland;

* Afschrijving van activa volgens waarderingsgrondslagen en wijzigingen in het werkkapitaal gerelateerd aan de normale bedrijfsvoering;

* ETB verwacht een kapitaalsubsidie (75 miljoen EUR) van het Europese herstelfonds voor de bouw van het energie-eiland. In overeenstemming met het reguleringskader wordt de subsidie afgetrokken van de vaststelling van de gereguleerde activabasis.

In België wordt er een rendement op eigen vermogen (bepaald als de nettowinst gedeeld door het eigen vermogen) tussen 5 procent en 6 procent verwacht. Dat staat in verhouding tot een rendement op eigen vermogen voor 2019, 2020 en 2021 van respectievelijk 5,67 procent, 5,51 procent en 5,36 procent. Deze vooruitzichten voor 2022 zijn gebaseerd op de volgende veronderstellingen:

* Het kapitaal werd verhoogd alsof er volledig op de aanbieding zou zijn ingeschreven en er 300 miljoen EUR door de Vennootschap zou zijn ingebracht in een kapitaalverhoging van ETB;

* Factoren voor het bepalen van de nettowinst zoals beschreven in de rubriek “De activiteiten van de Groep – tarieven van toepassing voor de periode 2020-2023”:

– De billijke vergoeding op basis van (i) de vooruitzichten voor de OLO op 10 jaar geschat door het Federaal Planbureau (2,40 procent voor de periode 2020-2023), waarop een risicopremie gewogen met een betafactor wordt toegepast, (ii) de ontwikkeling van het gemiddelde gereguleerde eigen vermogen in de veronderstelling van de inbreng van de opbrengst van deze aanbieding en (iii) de gemiddelde gereguleerde activabasis op basis van een geschatte realisatie van het investeringsprogramma van 425 miljoen EUR;

– De huidige tariefmethodologie bepaalt diverse stimuli die voornamelijk gekoppeld zijn aan de operationele prestaties.

– In het algemeen zijn de gebudgetteerde kosten en het investeringsprogramma (zoals hierboven vermeld) gebaseerd op ramingen die door het projectteam zijn gemaakt en door het management zijn gecontroleerd en die kunnen worden beïnvloed door externe factoren waarover ETB geen controle heeft.

* Behalve het gereguleerde rendement op eigen vermogen (Belgische GAAP), wordt het resultaat ook beïnvloed door het resultaat vandeelnemingen verwerkt onder de vermogensmutatiemethode en een aantal andere IFRS-aanpassingen die voornamelijk betrekking hebben op verplichtingen uit hoofde van pensioenverplichtingen, financieringskosten op activa in aanbouw en de afschrijving van software die vóór 2020 werd aangeschaft en die vanuit het oogpunt van de regelgeving niet in aanmerking worden genomen.

In Duitsland wordt er een rendement op eigen vermogen (bepaald als de nettowinst gedeeld door het eigen vermogen en aangepast om rekening te houden met de waarde van de forward contracten (afdekkingsreserves)) tussen 8 procent en 10 procent verwacht. Dat staat in verhouding tot een rendement op eigen vermogen voor 2019, 2020 en 2021 van respectievelijk 11,48 procent, 11,8 procent en 9,85 procent. Deze vooruitzichten voor 2022 zijn opgesteld op basis van de volgende veronderstellingen:

* Een verhoging van het kapitaal van Eurogrid GmbH met 250 miljoen EUR na de Aanbieding, in de veronderstelling dat er volledig op de Aanbieding zou worden ingeschreven en er 200 miljoen EUR door de Vennootschap zou worden ingebracht in een kapitaalverhoging van Eurogrid GmbH en in de veronderstelling van een verdere evenredige participatie van KfW voor een bedrag van 50 miljoen EUR. De Vennootschap begrijpt dat KfW momenteel de opties onderzoekt van een mogelijke participatie via Selent Netzbetreiber GmbH (een 100%-dochteronderneming van KfW) in een overwogen inbreng in de kapitaalreserves van Eurogrid GmbH, die na de Aanbieding zou plaatsvinden.

* Factoren die bijdragen tot de nettowinst (zie de rubriek “De activiteiten van de Groep –

Tariefbepaling in Duitsland”) zijn:

– Voor de gereguleerde activabasis verbonden aan het basisjaar 2016, is het rendement op het eigen vermogen geplafonneerd op 40 procent en bepaald op 5,12 procent (voor belastingen) voor investeringen die vóór 2006 zijn gedaan en op 6,91 procent (voor belastingen) voor investeringen die na 2006 zijn gedaan.

– Voor de investeringsmaatregelen in verband met de onshore/offshore investeringen, die niet in de in 2016 vastgestelde gereguleerde activabasis zijn opgenomen, is het toegerekende rendement van 6,91 procent (voor belastingen) gedefinieerd op 40 procent van de boekwaarde. De realisatie van het CAPEX-programma is geschat op 850 miljoen EUR;

– De meerprestatie op de beïnvloedbare kosten, die worden gedekt door de opbrengsten uit het basisjaar, is onder controle van 50Hertz en wordt geschat op basis van de ervaring van 50Hertz en gealigneerd met het budget;

– Vergoedingsregeling voor het beheer van de EEG en gelijkaardige toeslagen die 50 procent van de vergoeding vertegenwoordigen alsof deze activa zouden zijn vergoed via de vergoeding in het basisjaar;

– Xxxxxxx overschrijdingen van de rentevoet zijn mogelijk, aangezien de effectieve rentevoet lager zou kunnen zijn dan de rentevoet die door het BnetzA is vastgesteld in de tariefbepaling voor het jaar 2019;

Het niet-gereguleerde segment en Nemo Link, inclusief het rendement van Nemo Link, het rendement van de niet-gereguleerde activiteiten (voornamelijk re.alto en EGI) en de operationele kosten die gepaard gaan met het management van een holdingvennootschap, zullen naar verwachting voor €10 miljoen tot €15 miljoen bijdragen aan het resultaat van de Groep. De uiteindelijke prestaties van dit segment zullen in ruime mate afhankelijk zijn van de bijdrage van Xxxx Xxxx, dat onderhevig blijft aan volatiliteit in de marktspread van de grondstofprijs voor elektriciteit en de beschikbaarheid van de interconnector. Deze vooruitzichten voor 2022 zijn naar behoren opgesteld op basis van de volgende veronderstellingen:

* Het kapitaal werd verhoogd alsof er volledig op de aanbieding zou zijn ingeschreven en er €100 miljoen zou zijn aangewend voor algemene bedrijfsdoeleinden van de Vennootschap;

* Het rendement op eigen vermogen van Xxxx Xxxx werd gedefinieerd rekening houdend met de parameters zoals beschreven in de rubriek “De activiteiten van de Groep – Reguleringskader voor de interconnector Nemo Link”. Nemo Link werd in januari 2019 in dienst genomen en voor deze vooruitzichten vormen de gebudgetteerde cijfers, die tussen de gecumuleerde cap en de floor liggen, de basis voor de schatting van het aangepaste rendement op het eigen vermogen op groepsniveau; en

* Het rendement op de niet-gereguleerde activiteiten (voornamelijk re.alto en EGI) en de operationele kosten die gepaard gaan met het management van een holdingvennootschap. De bijdrage aan het nettoresultaat zal in de lijn liggen van 2021.

De voornaamste factoren die het resultaat van het aangepaste rendement op eigen vermogen voor 2022 zouden kunnen veranderen en waarop de leden van de administratieve, bestuurs- of toezichthoudende organen een invloed kunnen uitoefenen, zijn:

* Voor België, (i) de tijdige realisatie van de investeringsuitgaven, aangezien de investeringsuitgaven bepalend zijn voor het niveau van de gereguleerde activabasis in de berekening van de billijke vergoeding, en (ii) de realisatie van de diverse stimuli;

* Voor Duitsland, (i) de tijdige realisatie van de investeringsuitgaven, aangezien de investeringsuitgaven het niveau van de Regulated Asset Bases (RAB) in de berekening van de investeringsmaatregelen bepalen, en (ii) de operationele outperformance op de operationele kosten van de onshore opex-kosten in vergelijking met de toegestane kosten die in het opbrengstenmaximum zijn opgenomen; en

* Het niveau van de operationele kosten om een holdingvennootschap te beheren.

Bovendien zijn er factoren die het resultaat van het aangepaste rendement op eigen vermogen voor 2022 zouden kunnen veranderen en waarop de leden van de administratieve, bestuurs- of toezichthoudende organen geen invloed kunnen uitoefenen. Het betreft:

* Voor Nemo link, het prijsverschil voor elektriciteit tussen België en het Verenigd Koninkrijk en de beschikbaarheid van de interconnector; en

* Bepaalde IFRS-aanpassingen zoals hierboven beschreven, in het bijzonder in verband met hogere rentevoeten die leiden tot een hogere gedisconteerde waarde en bijgevolg een lagere netto contante waarde van de betreffende IFRS-verplichtingen.

Gemiddeld voorgeschreven rendement op eigen vermogen voor ETB voor de periode 2024 tot 0000

Xx Xxxxxx, op basis van de parameters zoals momenteel beschreven in de ontwerpmethodologie voor ETB voor de periode van 2024 tot 2027 (zie rubriek “De activiteiten van de Groep – Het Belgische wettelijke kader – Tarieven van toepassing voor de tariefperiode 2024-2027”), wordt momenteel verwacht dat het gemiddelde regulatoire rendement op eigen vermogen voor ETB (op basis van Belgian GAAP) voor die periode ongeveer 5,7% zal bedragen. Ter vergelijking: het gemiddelde regulatoire rendement op eigen vermogen voor ETB (eveneens op basis van Belgian GAAP) voor de periode 2020-2023 bedraagt ongeveer 6% (zie rubriek “Activiteiten van de Groep – Het Belgische wettelijke kader – Tarieven van toepassing voor de tariefperiode 2020-2023”). Dit is verschillend van het (aangepast) rendement op eigen vermogen waarnaar verwezen wordt in de rubriek “Vooruitzichten 2022”, dat gebaseerd is op de IFRS-rekeningen. Het regulatoire rendement op eigen vermogen voor ETB is afgeleid van de Belgian GAAP-rekeningen voor ETB en is gebaseerd op een samenvoeging van de verschillende componenten van de tariefmethodologie zoals uiteengezet in het meest recente ontwerp van de CREG dat werd gepubliceerd op 21 april 2022.

Dit gemiddelde regulatoire rendement op eigen vermogen is gebaseerd op de Belgische GAAP- boekhoudkundige beginselen, is naar behoren samengesteld op een basis die zowel vergelijkbaar is met historische financiële informatie als consistent is met de grondslagen voor financiële verslaggeving van ETB, en is samengesteld op basis van de volgende veronderstellingen:

* Eind 2021 bedraagt de gereguleerde activabasis (RAB) van ETB 5,4 miljard EUR. Deze RAB zal naar verwachting stijgen, rekening houdend met een geraamde uitvoering van het investeringsprogramma van 4 miljard EUR voor de periode 2022-2026, de afschrijving van activa overeenkomstig de boekhoudkundige beginselen en veranderingen in het werkkapitaal die verband houden met de normale bedrijfsvoering;

* De billijke vergoeding wordt bepaald door (i) het perspectief van de door het Federaal Planbureau geraamde OLO op 10 jaar (1,68 procent voor de periode 2024-2027), waarop een risicopremie (3,5 procent), gewogen met een beta-factor (0,69) wordt toegepast. Deze vergoeding wordt toegepast op een eigenvermogenscomponent die overeenstemt met 40 procent van de gereguleerde activabasis;

* Diverse stimulansen, voornamelijk gekoppeld aan operationele prestaties die in de tariefmethodologie zijn gedefinieerd. Op basis van de prestatiehypothesen wordt de bijdrage van de stimulans geraamd op een nettovergoeding van 1,3 procent-1,4 procent, toe te passen op 40 procent van de RAB, zolang ETB erin slaagt een redelijke doelstelling van gemiddeld 65 procent - 70 procent van het maximumbedrag voor alle stimulansen te bereiken;

* Risicopremie voor Modular Offshore Grid (MOG) en MOG II (energie-eiland) van ongeveer 1,4 procent (van toepassing op 40 procent van de RAB voor MOG en MOG II). Voor MOG is de afschrijvingstermijn vastgesteld op 30 jaar, terwijl de CREG voor het energie-eiland een afschrijvingstermijn van 60 jaar voorstelt. Rekening houdend met de gerealiseerde investering in MOG en de verwachte investering in MOG II, wordt verwacht dat deze projecten een vergoeding van ongeveer 0,2 procent zullen genereren, toe te passen op 40 procent van de gereguleerde activabasis.

Document Metadata

Table of Contents

Keizerslaan 20, 1000 Brussel, België

Document Metadata