ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 22. září 2004
o státní podpoře, kterou Spojené království zamýšlí poskytnout společnosti British Energy plc
(oznámeno pod číslem K(2004) 3474)
(Pouze anglické znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2005/407/ES)
KOMISE EVROPSKÝCH SPOLEČENSTVÍ,
s ohledem na Smlouvu o založení Evropského společenství, a zejména na čl. 88 odst. 2 první pododstavec této smlouvy,
s ohledem na Dohodu o Evropském hospodářském prostoru, a zejména na čl. 62 odst. 1 písm. a) této dohody,
po výzvě zúčastněných stran k předložení připomínek v souladu s výše uvedenými ustanoveními (1) a s ohledem na tyto připomínky,
vzhledem k těmto důvodům:
I. POSTUP
(1)
Dne 9. září 2002 uvedla vláda Spojeného království („UK“) v platnost soubor podpor na záchranu britské elektrárenské společnosti British Energy plc („BE“). Komise přijala dne 27. listopadu 2002 rozhodnutí, že k tomuto případu nebude mít námitky (2). Na základě tohoto rozhodnutí měly orgány UK do 9. března 2003 předložit plán restrukturalizace nebo likvidace BE, nebo doložit, že podpora byla splacena.
(2)
Dne 7. března 2003 oznámily orgány UK Komisi plán restrukturalizace. Oznámení vlády UK bylo registrováno jako státní podpora pod číslem případu NN 45/03, protože některá opatření na restrukturalizaci, která zřejmě obsahují státní podporu, již vstoupila v platnost. Další informace byly předloženy dne 13. března 2003. Dne 28. března 2003 se uskutečnilo setkání zástupců Komise a orgánů UK. Dne 21. dubna 2003 odeslala Komise orgánům UK žádost o informace, na kterou orgány UK odpověděly dne 2. května 2003.
(3)
Komise informovala dopisem ze dne 23. července 2003 Spojené království, že se s ohledem na poskytnutou podporu rozhodla zahájit postup stanovený v čl. 88 odst. 2 Smlouvy o ES.
(4)
Rozhodnutí Komise o zahájení postupu bylo zveřejněno v Úředním věstníku Evropské unie (3). Komise vyzvala zúčastněné strany, aby podaly své připomínky.
(5)
Orgány UK předaly Komisi své připomínky k zahájení postupu dopisem ze dne 22. srpna 2003, který Komise zaregistrovala ve stejný den.
(6)
Komise obdržela připomínky od zúčastněných stran. Předala je Spojenému království, které dostalo příležitost reagovat; jeho připomínky byly přijaty dopisem ze dne 29. října 2003, zaregistrovaným Komisí dne 30. října 2003.
(7)
Komise se setkala s orgány Spojeného království dne 7. října 2003. Po tomto setkání předalo Spojené království informace dopisem ze dne 5. listopadu 2003, který byl zaregistrován dne 10. listopadu 2003. Další setkání se uskutečnilo dne 28. listopadu 2003. Komise dne 5. prosince 2003 odeslala Spojenému království požadavek na poskytnutí informací, na který Spojené království odpovědělo dne 22. prosince 2003. Další setkání se uskutečnilo dne 2. února 2004. Spojené království předalo informace dne 4. února 2004. Dne 10. března 2004 byly Spojeným královstvím předány nové informace. Dne 22. března 2004 se uskutečnilo setkání. Komise odeslala nový požadavek dne 19. dubna 2004, na který Spojené království odpovědělo dne 11. května 2004. Dne 7. června 2004 se uskutečnilo setkání. Dne 1. července 2004 byly předány nové informace a dne 29. července 2004 se uskutečnilo setkání. Další informace poskytlo Spojené království dne 23. srpna 2004.
II. PODROBNÝ POPIS PODPORY
1. Příjemce podpory
a) Skupina British Energy plc
(8)
BE je společnost vyrábějící elektrickou energii. V roce 1996 byla privatizována orgány UK. S výjimkou tří speciálních podílů držených orgány UK (jeden v BE a po jednom v každé ze dvou jejích hlavních dceřinných společností v UK) je nyní BE ve vlastnictví výlučně soukromých investorů.
(9)
V době privatizace byla hlavní součástí podnikání BE výroba elektrické energie v šesti jaderných elektrárnách v Anglii a ve dvou jaderných elektrárnách ve Skotsku. BE tyto elektrárny stále provozuje, jejich celková registrovaná kapacita je 9 820 MW, z toho 7 281 MW je v Anglii a Walesu a 2 539 MW je ve Skotsku. BE je jedinou společností ze soukromého sektoru v UK, která vlastní jaderné elektrárny. Společnost dodává elektrickou energii na velkoobchodní trh a některým velkým průmyslovým a komerčním zákazníkům, avšak jinak než v maloobchodním prodeji.
(10)
Po privatizaci vstoupila BE jako akcionář s podílem 50:50 na trh USA (pod názvem Amergen) s cílem nakoupit a provozovat jaderné elektrárny v USA a získala 82,4 % podílu v pronájmu společnosti Bruce Power LP v Ontariu, Kanadě. Ve Spojeném království získala BE v roce 1999 zakázku na maloobchodní dodávku elektrické energie pro společnost South Wales Electricity (následně prodána v roce 2000) a v roce 2000 koupila uhelnou elektrárnu Eggborough s výkonem 1 970 MW za účelem získání větší flexibility a jako bezpečnostní opatření pro případ výpadku jejích jaderných elektráren.
(11)
Z osmi jaderných elektráren v UK vlastněných společností BE je sedm vybaveno technologií „pokročilý plynem chlazený reaktor“ („advanced gas-cooled reactors“ - „AGR“), což je provedení a technologie používané unikátně v UK. Osmá elektrárna, Sizewell B, je vybavena tlakovodním reaktorem („pressurised water reactor“ - „PWR“), což je provedení a technologie běžně používané i v zahraničí.
(12)
Hlavní dceřinné společnosti BE v UK jsou:
-
British Energy Generation Ltd („BEG“), která vlastní a provozuje šest jaderných elektráren v Anglii a vlastní licenci na dodávku elektrické energie pro přímé obchodování,
-
British Energy Generation (UK) Ltd („BEGUK“), která vlastní a provozuje dvě jaderné elektrárny ve Skotsku,
-
Eggborough Power (Holdings) Ltd („EPL“), která vlastní a provozuje uhelnou elektrárnu Eggborough v Anglii,
a
-
British Energy Power & Energy Trading Ltd („BEPET“), která prodává všechny výstupy společnosti BE (všechny, které nesouvisí s přímou dodávkou) a spravuje tržní rizika.
b) Nedávný vývoj
(13)
Následkem výrazného poklesu cen elektrické energie na trhu, na kterém BE působí, spolu s nedostatkem finančního zajištění společnosti BE a s neplánovaným výpadkem elektráren v roce 2002 značně poklesly příjmy vytvořené elektrárnami společnosti BE. Vysoký podíl nevyhnutelných nákladů (4) ve struktuře BE a v jejích jaderných elektrárnách také poskytnul malou možnost reagovat na nižší ceny snížením nákladů.
(14)
Pokles ceny o 8,56 GBP/MWh, který nastal během dvou let před rokem 2002 se při roční produkci 75 TWh (výkon generovaný společností BE za finanční rok) rovná ročnímu snížení příjmů o 642 milionů GBP. Na příjmy BE neměly zmírňující efekt ani smlouvy o prodeji elektrické energie, ani její přímý prodej.
(15)
Z důvodu těchto faktorů se v létě roku 2002 výrazně zhoršila likvidita společnosti BE, pokladní hotovost se snížila z 231 milionů GBP na začátku dubna roku 2002 na pouhých 78 milionů GBP na konci srpna roku 2002, přičemž pokles se urychloval od konce června roku 2002. Kromě významného snížení pokladní hotovosti předpokládala BE významné výdaje v období od září roku 2002 do března roku 2003. Tyto výdaje zahrnovaly platby společnosti British Nuclear Fuel Limited („BNFL“) v rámci smluv o likvidaci vyhořelého paliva, významné investiční náklady v elektrárně Bruce Power, kterou společnost BE vlastní v Kanadě a splátka první tranže jejích dluhopisů, které jsou splatné dne 25. března 2003.
(16)
Dne 5. září 2002, s ohledem na neúspěch nabídky dluhopisů, učiněné v létě, a v obavách o své schopnosti přístupu k nečerpaným bankovním prostředkům, obdrželo představenstvo společnosti BE právní radu, ve které je řečeno, že společnost nebude schopna získat úvěrové prostředky. Protože členové představenstva opravdu nebyli schopni konstatovat, že společnost je schopna tyto úvěrové prostředky splatit, jejich čerpání by se rovnalo obchodování bez rozumných vyhlídek na zabránění konkurzu z důvodu nesolventnosti. To vedlo společnost BE k tomu, že hledala finanční podporu u orgánů UK za účelem zabránit opatřením, která by na společnost byla uvalena z důvodu její nesolventnosti. Tato finanční podpora byla rozhodnutím Komise ze dne 27. listopadu 2002 schválena jako podpora na záchranu.
(17)
Toto rozhodnutí se odvolávalo na závazek vlády UK oznámit Komisi, nejpozději do 6 měsíců od schválení podpory na záchranu, plán likvidace nebo plán restrukturalizace nebo podat důkaz, že prostředky byly splaceny v plné výši a/nebo že byla zrušena záruka. Dne 7. března 2003 oznámila vláda UK Komisi plán restrukturalizace společnosti BE.
2. Plán restrukturalizace
a) Původ obtíží společnosti BE
(18)
Vláda UK identifikovala původ obtíží společnosti BE následovně:
(19)
Na rozdíl od jiných velkých soukromých elektrárenských společností neobchoduje BE s maloobchodními zákazníky. Takové obchodování by poskytlo přirozené finanční zajištění rizika velkoobchodních cen za elektrickou energii. Společnost BE namísto toho prodává svou elektrickou energii primárně na velkoobchodním trhu a malý podíl prodává velkým průmyslovým a komerčním spotřebitelům.
(20)
Pozice společnosti BE na trhu pro maloobchodní dodávky velkým průmyslovým a komerčním spotřebitelům neposkytuje finanční zajištění proti poklesu velkoobchodních cen. Tento trh je plně otevřen pro hospodářskou soutěž od roku 1994. Je konkurenceschopný se spotřebiteli citlivými na ceny. Ceny na tomto trhu také poklesly a jsou z velké části předávány přímo zákazníkům. Proto tedy nedošlo k takovému růstu v maloobchodním rozsahu, který by kompenzoval účinek poklesu velkoobchodních cen.
(21)
Struktura nákladů jaderných elektráren je charakterizována velmi vysokým podílem nevyhnutelných nákladů a nízkým podílem nákladů, kterým se lze vyhnout (5).
(22)
Některé z nevyhnutelných nákladů společnosti BE jsou náklady specifické pro jaderné elektrárny. Za prvé, závazky spojené s ukončením jaderného provozu jsou nezávislé na výkonech, s výjimkou jejich časového rozvržení, které závisí na časovém rozvržení uzavření elektrárny. Za druhé, náklady na likvidaci vyhořelého paliva - což jsou náklady na regeneraci, skladování a konečné uložení vyhořelého paliva - jsou také nevyhnutelné náklady pro palivo, které již bylo vloženo do reaktoru.
(23)
Na druhé straně jsou nevyhnutelné náklady jaderných elektráren nižší než stejné náklady ostatních elektráren v systému, včetně elektráren pro dodávku energie pro pokrytí základního výkonu.
(24)
Pokles tržních cen vedl k velkému snížení rozpětí zisku BE, který byl nad rámec jejích nevyhnutelných nákladů. Následkem toho se výrazně snížily dostupné fondy pro pokrytí nevyhnutelných nákladů a jaderných závazků vyplývajících z předcházející činnosti. To vedlo k obtížnému plnění plateb věřitelům, což vyvolalo požadavky na restrukturalizaci podniku.
(25)
Kromě dlouhodobých nevyhnutelných nákladů vyplývajících z jaderných závazků prodělala BE také na krátkodobějších nevyhnutelných nákladech ve formě finančních výdajů, zvýšených z důvodu navrácení kapitálu akcionářům a z důvodu pořízení elektráren v Eggborough a v severní Americe, a z důvodu ceny smluv o nákupu energie.
(26)
Ušlé příjmy společnosti BE po snížení velkoobchodních cen elektrické energie byly dále zhoršeny významnými neplánovanými výpadky elektráren Torness 2 a Dungeness B. Dne 13. srpna 2002 BE oznámila, že po neplánovaných výpadcích v Torness byla cílová produkce jaderné elektrické energie ve Spojeném království snížena z 67,5 TWh na 63 TWh (± 1 TWh).
b) Restrukturalizační opatření
(27)
Balíček na restrukturalizaci obsahuje následujících 7 opatření, která byla dohodnuta mezi společností BE, jejími největšími věřiteli (včetně státem vlastněné společnosti pro zpracování jaderného paliva BNFL) a vládou UK:
- Opatření A
:
Opatření zaměřené na financování závazků vyplývajících z jaderných aktivit.
- Opatření B
:
Opatření zahrnující palivový cyklus dohodnutý s BNFL.
- Opatření C
:
Opatření pro stabilizaci.
- Opatření D
:
Restrukturalizační balíček pro významné věřitele.
- Opatření E
:
Zavedení nové obchodní strategie.
- Opatření F
:
Prodej aktiv za účelem pomoci financování restrukturalizace.
- Opatření G
:
Odklad platby místních daní.
(28)
Tato opatření jsou popsána v bodech 29 až 102.
(29)
Závazky vyplývající z jaderných aktivit primárně vyvstávají z potřeby regenerace, skladování a konečného uložení vyhořelého jaderného paliva („závazky konečné garance“) a z potřeby vyřazení jaderných elektráren z provozu na konci jejich komerčního života („závazky vyřazení z provozu“).
(30)
Pro některé závazky konečné garance má BE uzavřeny smlouvy se společností BNFL na likvidaci vyhořelého paliva („smluvně pokryté závazky“). Smluvně pokryté závazky představují částku, kterou je BE smluvně povinna v budoucnu zaplatit společnosti BNFL za regeneraci a/nebo skladování vyhořelého paliva z reaktoru typu AGR a za další služby v souvislosti s likvidací vyhořelého paliva. Smlouvy zahrnují regeneraci a skladování vyhořelého paliva a s tím spojených odpadů a týkají se paliva z elektráren s reaktorem typu AGR nejméně do roku 2038 nebo 2086. Tyto smlouvy jsou uzavřeny na pevnou cenu se všemi technickými riziky pro BNFL, spojenými se skladováním a regenerací vyhořelého jaderného paliva. Nárok na veškeré vyhořelé palivo a na většinu s tím spojených odpadů zůstává společnosti BE po celou dobu platnosti smlouvy.
(31)
Existují další závazky konečné garance, které mohou nebo nemusí být spojeny se stejným vyhořelým palivem, a které nejsou v současné době podchyceny smlouvou („smluvně nepokryté závazky“). Smluvně nepokryté závazky se v principu vztahují ke konečné likvidaci vyhořelého paliva, plutonia, uranu a odpadů vznikajících při regeneraci paliva z reaktorů typu AGR, skladování a konečné likvidace vyhořelého paliva z reaktorů typu PWR, včetně výstavby suchého skladiště v Sizewell B, a skladování a likvidace provozních odpadů.
(32)
Závazky vyřazení z provozu se týkají nákladů na odstranění paliva, dekontaminaci a demontáž jaderných elektráren po ukončení výroby elektrické energie v těchto elektrárnách. Vyřazení z provozu se běžně popisuje jako proces ve třech fázích:
-
fáze 1: odstranění paliva z reaktoru krátce po uzavření stanice a odvoz paliva z elektrárny.
-
fáze 2: demontáž nepotřebných pomocných staveb a celkové zabezpečení komplexu reaktoru, včetně ochrany proti vlivům počasí, který je následně udržován a monitorován, zpravidla během dlouhého časového období, a
-
fáze 3: demontáž reaktoru, aby bylo možno znovu využít pozemek (nejméně 85 roků po ukončení výroby elektrické energie v případě elektráren s reaktorem typu AGR a 50 roků v případě elektráren s reaktorem typu PWR).
(33)
Doposud byly provedeny některé kroky pro financování závazků vyplývajících z jaderných aktivit. V období privatizace byl založen samostatný fond s názvem Fond pro vyřazení jaderných zařízení z provozu („Nuclear Decommissioning Fund“ -„NDF“), ve formě akciové společnosti s akciemi vlastněnými nezávislou společností. Účelem tohoto fondu je akumulovat samostatný fond, který bude použit na oblast vykládky paliva patřící do závazků vyřazení z provozu. Očekávalo se, že financování všech ostatních závazků vyplývajících z jaderných aktivit bude zajištěno mimo provozní peněžní toky z běžného obchodování společnosti BE. Avšak z důvodu poklesu celkových příjmů BE nejsou tyto stávající úpravy pro financování závazků vyplývajících z jaderných aktivit dostatečné.
(34)
Vláda UK zahrnula do svého plánu restrukturalizace řadu nástrojů, aby převzala finanční odpovědnost za financování alespoň části závazků vyplývajících z jaderných aktivit. Tyto nové nástroje budou zavedeny spolu s novými úpravami pravidel pro vklady společnosti BE do fondů ve vztahu k nákladům na závazky vyplývající z jaderných aktivit, společně se správou těchto závazků společnosti BE.
(35)
Plán restrukturalizace předpokládá, že stávající NDF bude rozšířen do nového fondu, nebo nahrazen novým, s názvem Fond na závazky vyplývající z jaderných aktivit („Nuclear Liabilities Fund“ - „NLF“). NLF je zamýšlen jako akciová společnost s akciemi vlastněnými nezávislou společností. NLF má hradit výlohy na smluvně nepokryté závazky a závazky na vyřazení z provozu za:
a)
veškeré palivo pro reaktory typu AGR, které bylo do reaktorů společnosti BE vloženo ještě před datem, kdy byly splněny všechny podmínky předcházející restrukturalizaci, včetně rozhodnutí Komise o plánu restrukturalizace („datum účinnosti restrukturalizace“), za veškeré palivo reaktoru typu PWR, jakož i za skladování a likvidaci provozních odpadů z elektráren;
b)
veškeré závazky vyřazení z provozu BE z fáze 1;
a
c)
veškeré závazky vyřazení z provozu BE z fáze 2 a 3 až do rozsahu, kdy časově rozlišenou hodnotou NDF není možno pokrýt závazky vyřazení z provozu fáze 2 a 3 pokud trvá výpadek plateb.
(36)
Jakmile bude zahájena restrukturalizace, bude BE přispívat do NLF následujícími platbami:
a)
fixní příspěvek na vyřazení z provozu ve výši 20 milionů GBP ročně -indexováno podle Indexu spotřebitelských cen („RPI“) - částka se však bude snižovat po uzavření elektráren;
b)
150 000 GBP, indexováno podle RPI, za každou tunu paliva pro reaktor typu PWR uloženou do reaktoru v elektrárně Sizewell B po datu účinnosti restrukturalizace. Podle orgánů UK je částka 150 000 GBP za tunu srovnatelná s mezinárodními cenami za likvidaci vyhořelého paliva;
c)
275 milionů GBP nových obligací pro NFL. Nové obligace budou mít vysokou hodnotu a nebudou zajištěny;
d)
platby zpočátku v částce 65 % výše konsolidovaného čistého finančního toku BE po zdanění a po odečtení finančních nákladů a po úhradě finančních rezerv („platby NLF“). Tyto platby se po dohodě nazývají „vyčištění hotovosti“. Správci NLF budou mít také právo, čas od času, přeměnit všechny platby NLF nebo jejich část za určitý počet akcií BE. Tak dlouho, pokud budou tyto akcie ve vlastnictví NLF, budou bez hlasovacího práva, a to až do rozsahu, který by jinak znamenal 30 % nebo více hlasovacího práva BE.
(37)
Procentní část finančního toku, podle kterého se budou určovat platby NLF, se může občas upravit na poctivém a rozumném základu, tak, aby akcionáři měli zisk z nerozděleného finančního toku a z nových úpisů akcií BE a tak, aby NLF ani podílníci nebyli nepříznivě ovlivněni jakýmkoliv rozštěpením, vydáním cenných papírů akcionářům nebo jinými akcemi společnosti.
(38)
Platba fixních příspěvků ve výši 20 milionů GBP ročně (indexováno a sníženo po uzavření elektráren) fondu NLF nebo NDF na závazky vyřazení z provozu bude zrychlena na základě současné čisté hodnoty (diskontováno na diskontní sazbu přiměřenou pro NLF nebo NDF, podle okolností) a bude okamžitě splatná a vyplatitelná v případě nesolventnosti BEG nebo BEGUK. Zrychlená platba (zrychlené platby) bude garantována všemi hlavními společnostmi sdruženými v BE Group a zajištěna jejich jměním.
(39)
Správci NLF nebudou mít žádnou roli ani žádné povinnosti kromě správy fondu a jeho investic a provádění plateb oprávněných výdajů. To bude zahrnovat posouzení, zda pro NLF bude výhodné odložit některé platby NLF nebo přeměnit platby NLF na kmenové akcie. Správci NLF nebudou mít žádné oprávnění revidovat závazky, požadavky na financování nebo stanovovat příspěvky od BE.
(40)
Vláda UK přijme v souvislosti s financováním závazků vyplývajících z jaderných aktivit čtyři následující opatření:
- Převzetí odpovědnosti za závazky společnosti BE z historických smluv ohledně vyhořelého paliva
(41)
Vláda UK se zavazuje převzít zodpovědnost za závazky společnosti BE ze smluv uzavřených mezi BE a BNFL („historické smlouvy ohledně vyhořelého paliva“) o i) regeneraci a/nebo uskladnění vyhořelého paliva z reaktorů typu AGR, uloženého do těchto reaktorů před datem účinnosti restrukturalizace a ii) jiných službách souvisejících s údržbou baněk, zacházení s oxidy a dopravou po železnici na základě stávajících smluv s BNFL.
(42)
Tyto závazky nepokrývají platby za palivo uložené do reaktorů typu AGR po datu účinnosti restrukturalizace a náklady, které budou vznikat u BE na základě nových smluv, které budou výsledkem nových obchodních jednání mezi BE a BNFL. Závazky nepokrývají ani platby za palivo pro reaktory typu PWR, protože BNFL neprovádí regeneraci takového paliva, které je spravováno přímo - co se týká uskladnění - společností BE.
- Závazek pokrýt jakýkoliv schodek ve financování NLF pro fázi 1 závazků vyřazení z provozu a smluvně nepokrytých závazků
(43)
Vláda UK se zavazuje pokrýt jakýkoliv schodek ve financování NLF pro fázi 1 závazků vyřazení z provozu a smluvně nepokrytých závazků (včetně nákladů na výstavbu suchého skladiště Sizewell B a na konečnou likvidaci paliva).
- Závazek pokrýt schodek ve financování NLF pro fázi 2 a 3 závazků vyřazení z provozu
(44)
Vláda UK se zavazuje pokrýt jakýkoliv schodek ve financování NLF v souvislosti s fází 2 a 3 vyřazení z provozu.
- Odpuštění specifické daně
(45)
Výše uvedené závazky vlády UK budou v rozvaze BE vyúčtovány jako aktiva s odpovídajícím úvěrem na účtu zisků a ztrát. Za normálních okolností by závazky byly zdanitelné. Podle vyjádření vlády UK by to vyžadovalo „zvýšit“ úroveň podpory poskytnuté společnosti BE v procesu restrukturalizace o částku daně vyplývající z poskytnutí záruky pro zajištění toho, aby BE byla solventní i po restrukturalizaci.
(46)
Aby tomu zabránily, jsou orgány UK v procesu zavádění legislativy o odpuštění specifické daně prostřednictvím zákona o elektrické energii. Bez takové legislativy o odpuštění specifických daní by vzniknul zdanitelný příjem ve výši přibližně 3 152 milionů GBP. Podle vyjádření vlády UK byl připraven návrh legislativy o odpuštění daní v tom smyslu, který má za cíl zajistit, aby v budoucnu BE nezískala nesymetrickou daňovou úlevu. Každé další zvýšení hodnoty závazků, ať z důvodu změny cen nebo z důvodu revalorizace, bude zdanitelné, čímž se vyrovnají daňové úlevy pro BE, pokud se na účtu zisků a ztrát objeví mimořádné výdaje.
(47)
Tabulka 1 níže obsahuje ocenění nástrojů výše popsané podpory, provedené orgány UK. Tyto odhady hodnoty jsou značně nejisté. Jak náklady spojené se zbavením se závazků vyplývajících z jaderných aktivit, tak příspěvek BE k těmto nákladům jsou značně nejisté. Ke zproštění závazků opravdu bude docházet v průběhu extrémně dlouhého období. Například od BE se nečeká, že se zahájením demontáže reaktoru typu AGR začne dříve než 85 roků po ukončení výroby elektrické energie, zatímco likvidace vyhořelého paliva musí probíhat neustále. Kromě toho existuje mnoho úkolů, včetně vyřazení reaktorů typu AGR z provozu, s nimiž v současné době neexistuje přímá zkušenost. Předpokládaná hodnota podpory se od oznámení změnila. Hlavními důvody jsou zvýšené výnosy z vyčištění hotovosti z důvodu zlepšení očekávané výkonnosti BE, dopad inflace, aktualizace vyplácených obnosů vyplývajících ze závazků z historických smluv ohledně vyhořelého paliva, vyšší objem historického vyhořelého paliva v reaktorech typu AGR z důvodu pozdějšího data účinnosti restrukturalizace a zvýšení hodnoty aktiv držených ve fondu pro vyřazení jaderných elektráren z provozu („Nuclear Generation Decommissioning Fund“) jako reakce na nejnovější tržní hodnotu.
Tabulka 1
Ocenění nástrojů podpory opatření A na základě předpokladů z července roku 2004 (6)
(v milionech GBP)
Původní návrh
Současné předpoklady
Čistá současná hodnota
(diskontováno na 5,4 % nominální sazby (7))
Celkové budoucí platby v hotovosti
(nediskontováno)
Čistá současná hodnota
(diskontováno na 5,4 % nominální sazby (7))
Celkové budoucí platby v hotovosti
(nediskontováno)
Závazky vyplývající z historických smluv ohledně vyhořelého paliva
2 185
3 218
2 377
3 067
Smluvně nepokryté závazky
750
3 166
951
3 375
Závazky vyřazení z provozu
879
4 917
1 115
5 062
Částky vložené společností BE do NLF
- 1 432
- 1 845
- 2 007
- 2 510
Čisté částky splatné ministerstvem zahraničí-
197
6 238
59
5 927
Odpuštění daní
916
946
1 047
1 077
Celkem
3 298
10 402
3 483
10 071
Původní návrh: Platby v hotovosti byly oceněny v březnu roku 2003 na základě cen z prosince roku 2002.
Současné předpoklady: Platby v hotovosti byly oceněny v březnu roku 2004 na základě cen z března roku 2004.
(48)
Společnost BNFL jednak poskytuje společnosti BE jaderné palivo pro všechny její reaktory typu AGR a jednak zpracovává nebo ukládá toto palivo, pokud je vyhořelé (8).
(49)
V rámci plánu restrukturalizace se společnost BNFL, která je největším samostatným věřitelem BE, dohodla, že upraví svoje smlouvy s BE jak v souvislosti s dodávkou paliva, tak v souvislosti se zpracováním vyhořelého paliva.
(50)
Smlouvy o dodávce paliva, uzavřené mezi BE a BNFL před sestavením plánu restrukturalizace, jsou datované od roku 1997 v případě BEG nebo od roku 1995 v případě BEGUK. Předpokládalo se, že budou v platnosti do 31. března 2006, avšak se záměrem tyto smlouvy po uvedeném datu znovu projednat a prodloužit jejich platnost v případě BEG a s možností prodloužit jejich platnost v případě BEGUK.
(51)
Ceny za dodávku paliva obsahovaly roční fixní poplatky a přídavné proměnné poplatky za dodaný palivový článek. Výše těchto poplatků byla dohodnuta s tím, že poplatky budou valorizovány v souladu s indexem inflace.
(52)
Formou dodatku k předcházejícím smlouvám vstoupily od 1. dubna 2003 v platnost nově dohodnuté podmínky pro dodávku paliva. Tyto nové podmínky také budou tvořit základ nových dohod pro celý životní cyklus dodávky paliva pro reaktory typu AGR po 31. březnu 2006, které vstoupí v platnost od 1. dubna 2006.
(53)
V nových podmínkách budou fixní roční platby podle dřívějších ujednání sníženy o 5 milionů GBP za rok a bude poskytnuta další sleva, v závislosti na základních cenách elektrické energie, avšak se stropem 15 milionů GBP (v cenách roku 2003 a na základě indexu spotřebitelských cen). Jinak zůstanou ceny stejné jako v předcházejících smlouvách.
(54)
S ohledem na dodávku paliva od 1. dubna 2006 a s výhradou, že zůstanou otevřené nejméně 4 ze 7 elektráren s reaktorem typu AGR, bude fixní poplatek splatný společností BE 25,5 milionů GBP, snížené o slevu popsanou výše, s proměnným poplatkem (podle stávajících smluv) rovnajícím se částce 191 000 GBP za jednu tunu uranu. Tyto ceny mají peněžní hodnotu k červenci 2002 a budou indexovány podle indexu spotřebitelských cen.
(55)
V období, kdy zůstanou otevřeny pouze tři nebo méně elektráren, mohou být ceny stanoveny na základě doporučení společného týmu společností BE a BNFL, s ohledem na studii programu optimalizace konce životnosti závodu společnosti BNFL pro výrobu paliva.
(56)
Právní předchůdci společností BEG a BEGUK (Nuclear Electric a Scottish Nuclear) uzavřeli v roce 1995 dlouhodobé smlouvy s BNFL o uskladnění a regeneraci radioaktivního paliva z reaktorů typu AGR a s tím související služby. BEGUK (Scottish Nuclear) uzavřela v roce 1995 další smlouvu o dlouhodobém uskladnění veškerého paliva z reaktorů typu AGR, které vzniká navíc nad rámec již dohodnutého množství pro regeneraci. Společnost BEG také v roce 1997 podepsala další smlouvu o službách souvisejících s likvidací vyhořelého paliva, která se zabývala celým životním cyklem radioaktivního paliva z reaktorů typu AGR, přesahujícího množství z reaktorů BEG dohodnuté ve smlouvě z roku 1995. Všechny smlouvy uvedené výše budou dále nazývány jako „stávající smlouvy o likvidaci vyhořelého paliva“. Tyto smlouvy zaručují služby pro období do roku 2038 nebo 2086 (v závislosti na kategorii odpadu).
(57)
V rámci stávajících smluv o likvidaci vyhořelého paliva zůstává BE nárok na veškeré vyhořelé palivo. BEG a BEGUK budou případně požádány, aby přijaly ze skladů BNFL vysoce aktivní odpad, vyhořelé palivo, určitý odpad z meziproduktů a zpracovaný uran a plutonium tak, aby splnily svoji zodpovědnost za likvidaci těchto produktů.
(58)
Ceny za tyto smlouvy jsou v podstatě fixní, jejich úpravy proběhnou podle inflace a, v případě závazků pro skladování a regeneraci, závisí na hmotnosti dodaného paliva. Stanovené ceny původních smluv z roku 1995 také zahrnují částky za vyřazení z provozu THORP (Thermal Oxide Reprocessing Plant - Tepelná elektrárna pro regeneraci oxidu) v Sellafieldu, v níž probíhá regenerace paliva z reaktoru typu AGR. S ohledem na podstatu služeb poskytovaných společností BNFL je společnost BE povinna provádět trvalé platby za dodané množství paliva bez ohledu na to, zda ukončí smlouvy z důvodu nedodaného paliva.
(59)
Platby za uskladnění a regeneraci paliva podle smluv z roku 1995 jsou fixní a probíhají až do ukončení platnosti smluv v roce 2086. Platby se provádí měsíčně. Platby podle smluv z roku 1997 jsou závislé na načasování a hmotnosti dodávek paliva do BNFL. Tyto fixní platby odpovídají paušální částce, placené podle pevného časového harmonogramu.
(60)
Smlouvy o likvidaci recyklovaného vyhořelého paliva (dále nazývané jako „nové smlouvy o likvidaci vyhořelého paliva“) se použijí různě, podle toho, zda likvidované palivo bylo uloženo před datem účinnosti plánu restrukturalizace nebo po tomto datu.
(61)
V případě paliva uloženého před datem účinnosti plánu restrukturalizace budou provedeny tyto významné revize:
a)
naplánované platby budou zkráceny tím způsobem, že čistá současná hodnota budoucích plateb, vypočtená za pomoci diskontní sazeb veřejného sektoru v UK, zůstane nezměněna;
b)
články o ukončení platnosti smluv budou změněny tak, že pokud se BE i přes provedenou restrukturalizaci stane nesolventní, budou smlouvy ukončeny bez postihu společnosti BE. Orgány UK uvedly, že v tomto případě bude pravděpodobně nutné pokračovat v likvidaci tohoto paliva v závodě BNFL v Sellafieldu a bude třeba, aby vláda UK nebo společnost NLF vstoupily do smluvního vztahu se společností BNFL nebo s její nástupnickou společností, aby toto bylo zajištěno. Orgány UK uvedly, že v takovém případě by očekávaly, že takové nové smlouvy by byly založeny na revizi všech relevantních okolností v dané době, včetně stávajících smluvních podmínek.
(62)
V případě paliva uloženého k datu účinnosti plánu restrukturalizace nebo po tomto datu budou provedeny tyto významné revize:
a)
nárok na vyhořelé palivo přejde na společnost BNFL v okamžiku, kdy převezme riziko za likvidaci vyhořelého paliva (to znamená při dodávce vyhořelého paliva do BNFL), po tomto okamžiku nebude mít BE žádnou další zodpovědnost za toto palivo;
b)
platby za služby poskytované v souvislosti s vyhořelým palivem budou splatné v souvislosti s vložením nevyhořelého paliva do reaktorů společnosti BE, spíše než v některém pozdějším období (například při dodávce vyhořelého paliva společnosti BNFL) a budou závislé na plánu vkládání a budou odsouhlaseny pro každý rok;
c)
základní cena za vyhořelé palivo bude 150 000 GBP za jednu tunu uranu, splatná v okamžiku vložení nevyhořelého paliva do reaktoru, v cenách roku 2003. Následně bude cena indexována podle indexu spotřebitelských cen. Každý rok se také provede navýšení nebo snížení ceny podle vzorce založeného na množství elektrické energie vyrobené v jaderných elektrárnách s reaktory typu AGR a na základě ceny elektrické energie pro pokrytí základního výkonu v Anglii a Walesu, což představuje ochranu společnosti BE před změnami ceny elektrické energie. Základní cena za likvidaci vyhořelého paliva se blíží hodnotě 0,6 GBP/MWh, před navýšením nebo snížením ceny.
(63)
Tabulka 2 ukazuje vlivy na společnost BE v souvislosti se změnami smluv se společností BNFL o dodávce paliva, jak je očekávají orgány UK podle tří možných scénářů vývoje trhu s elektrickou energií.
Tabulka 2
Vlivy změn smluv se společností BNFL o dodávce paliva
(v milionech GBP)
Výpočet úspor za dodávky paliva
Rok ke dni 31. března
2004
2005
2006
2007
2008
Náklady před restrukturalizací
-
Banka a zvýšení ceny
221
247
232
203
213
-
Snížení ceny
216
241
227
198
208
Náklady po restrukturalizaci
-
Banka
206
231
218
188
201
-
Zvýšení ceny
207
231
227
198
207
-
Snížení ceny
200
220
205
176
186
Úspory
-
Banka
15
16
14
15
12
-
Zvýšení ceny
14
16
5
5
6
-
Snížení ceny
16
21
22
22
22
(64)
Orgány UK uvedly, že uvedení přesných předpokladů úspor BE po roce 2006 je obtížné, protože ukončení platnosti smluv o dodávce paliva uzavřených před restrukturalizací bylo naplánováno na rok 2006. Stanovení předpokládaných přínosů pro BE ze změn proto tedy musí vzít určitým způsobem v úvahu přínosy i pro BNFL z prodloužení smluv do konce životnosti elektráren společnosti BE, což se odráží v cenách nových smluv. Orgány UK s uvážením těchto nejistot uvedly, že interní předpoklady BE o úspoře nákladů během životního cyklu elektráren jsou 239 milionů GBP (nediskontováno) a 140 milionů GBP (diskontováno reálnou sazbou 3,5 % (9)). Tabulka 3 ukazuje vliv na společnost BE v souvislosti se změnami smluv o vyhořelém palivu z reaktorů typu AGR, uzavřených se společností BNFL, které očekávají orgány UK, při stejných třech možných scénářích (10). Čistá současná hodnota (NPV) je vypočítána s použitím reálné diskontní sazby veřejného sektoru v UK ve výši 3,5 %. Tato tabulka ukazuje pouze dopady změn cen ve smlouvách o uloženém palivu k datu účinnosti plánu restrukturalizace nebo po tomto datu. Dopady změn ve smlouvách o palivu uloženém před datem účinnosti plánu restrukturalizace je obtížné stanovit, protože mohou být materializovány pouze v tom případě, že se BE stane nesolventní. Kromě toho je, podle orgánů UK, těžké odhadnout prospěch BE z přenosu nároku na vyhořelé palivo a s tím spojených povinností na společnost BNFL. Orgány UK nicméně uvedly, že subjektivní odhady přínosu pro BE z tohoto přenosu jsou přibližně 1 421 milionů GBP (nediskontováno) a 148 milionů GBP (diskontováno nominální sazbou 5,4 %). Tento přínos není v tabulce 3 zahrnut.
Tabulka 3
Dopad změn NPV na budoucí smlouvy o vyhořelém palivu z reaktorů AGR (11)
(v milionech GBP)
Čistá současná hodnota
Nediskontované celkové platby
Před restrukturalizací
-
Banka
592
1 117
Po restrukturalizaci
-
Banka
418
558
-
Zvýšení ceny
881
1 204
-
Snížení ceny
3
4
Úspory
-
Banka
174
559
-
Zvýšení ceny
- 289
- 87
-
Snížení ceny
589
1 113
(65)
Původně společnosti, které jsou nyní BEG a BEGUK, samy nakoupily uran pro jeho přeložení do BNFL a použily jej pro výrobu jaderného paliva pro své elektrárny s reaktory typu AGR. Společnost, která je nyní BEGUK, potom převedla své smlouvy o pořizování uranu na společnost BNFL. Tyto předcházející smlouvy byly uzavřeny na dlouhou dobu a byly, v každém případě, postačující pouze pro relativně malá množství materiálu požadovaného společností BEGUK, a proto tato změna dala společnosti BNFL pouze omezené možnosti rozvoje obchodu v souvislosti s nákupem a prodejem uranu.
(66)
Součástí nového jednání mezi BE a BNFL o smlouvách o budoucích dodávkách vyrobeného jaderného paliva ve společnosti BNFL společnosti BE bylo dohodnuto, že také společnost BEG musí převést svoje smlouvy o pořizování uranu na společnost BNFL, která se tak stane zodpovědná za tvorbu nových dohod o pořizování uranu pro výrobu jaderného paliva pro elektrárny BEG s reaktory typu AGR.
(67)
Ve stejném okamžiku odkoupí společnost BNFL zásoby uranu společnosti BEG, jejichž předpokládaná účetní hodnota je 67 milionů GBP.
(68)
Jako součást plánu restrukturalizace dosáhla BE dohod („stabilizační dohody“) o stabilizaci, spojených s určitými podmínkami plateb, splatných společnosti BNFL a řadě významných finančních věřitelů („významní věřitelé“), mezi které patří držitelé většiny obligací splatných v roce 2003, 2006 a 2016 v librách šterlinků a vydaných společností BE („držitelé obligací“), syndikát banky „Eggborough Bank“ včetně Royal Bank of Scotland jako poskytovatele akreditivu („RBS““) (společně „bankovní věřitelé“) a protistrany ke třem neproplaceným Dohodám o nákupu energie („PPA“) a smlouvám na rozdíly (contracts for differences): Teaside Power Limited („TPL“), Total Fina Elf („TFE“) a Enron (dále nazývaní společně jako„protistrany PPA“).
(69)
Podle stabilizačních dohod začne období stabilizace dne 14. února 2003 a skončí nejdříve dne 30. září 2004 nebo při zániku nebo po dokončení restrukturalizace. BNFL a významní věřitelé se s BE dohodli, že během tohoto období nepodniknou žádné kroky pro způsobení nesolventnosti a nebudou po společnosti BE požadovat ani zvyšovat její dlužné a splatné částky.
(70)
Povinnosti společností BE a BNFL a významných věřitelů ve smyslu stabilizačních dohod jsou popsány v bodech 71 až 73.
(71)
Podle stabilizačních dohod:
a)
Bude pokračovat platba úroků držitelům obligací a bankám syndikátu Eggborough Bank v souladu se stávajícími úmluvami.
b)
Bance RBS bude vyplácen roční úrok ve výši 6 % (s ohledem na její akreditiv) z částky 34 milionů GBP a protistranám PPA z jejich nárokovaných částek (RBS 37,5 milionů GBP; TPL 159 milionů GBP; TFE 85 milionů GBP; Enron 72 milionů GBP).
c)
EPL bude vyplácena částka odpovídající jejím provozním a investičním nákladům.
d)
BE bude dále až do dokončení restrukturalizace nakupovat energii od společnosti TPL za fixní ceny na úrovních odpovídajících běžné křivce vývoje cen za elektrickou energii.
e)
Společnosti BNFL bude od 1. dubna 2003 nabíhat úrok s ohledem na částky podle stávajících smluv o likvidaci vyhořelého paliva a bude odpuštěn, pokud dojde k restrukturalizaci. Částky, které vzešly ze stávajících dohod o likvidaci vyhořelého paliva v souvislosti s palivem uloženým před datem účinnosti plánu restrukturalizace budou zmrazeny, pokud překročí částky, které by byly splatné v případě nabytí účinnosti nové smlouvy o likvidaci vyhořelého paliva ode dne 1. dubna 2003 a budou odpuštěny, pokud dojde k restrukturalizaci.
(72)
Podle stabilizačních dohod:
a)
BNFL zmrazí od listopadu roku 2002 do 31. března 2003 všechny platby splatné podle stávajících smluv o likvidaci vyhořelého paliva ze dne 1. dubna 2003, BNFL zastaví zvyšování rozdílu mezi platbami splatnými podle stávajících a nových smluv o likvidaci vyhořelého paliva.
b)
Držitelé obligací zmrazí jistiny splatné na základě obligací roku 2003.
c)
Banky syndikátu „Eggborough Bank“ zmrazí hlavní splátky a jiné platby splatné podle Smlouvy o kapacitách a poplatcích na údržbu („CTA“) kromě plateb zahrnutých do trvalých povinností společnosti BE.
d)
Banka RBS zmrazí veškeré částky související s odškodněním RBS, jejími smíšenými garancemi nebo s jejím akreditivem;
a
e)
Protistrany PPA zmrazí veškeré částky vzniklé v rámci PPA kromě trvalých povinností BE.
(73)
Povinnosti významných věřitelů podle jejich stabilizačních dohod o platbách pozbudou platnosti, pokud nastane některý z následujících případů a významný věřitel předá společnosti BE zprávu o ukončení:
a)
Vznikne prodleva v platbě časově nerozlišených plateb tomuto významnému věřiteli, která trvá déle než 20 pracovních dnů.
b)
Likvidace společnosti BE nebo vydání návrhu nebo příkazu na správní dozor nad BE nebo některou její pobočkou.
c)
Vláda UK vznese písemný požadavek na vyrovnání dluhu společností BE a jejích poboček vyplývajícího z Dohody o poskytnutí úvěru nebo z některé smlouvy s komerčními bankami garantované vládou UK.
d)
Zástupce „Eggborough Credit Facility“, RBS, bankovní syndikát TPL nebo společnost Enron nevydají náležitá schválení.
e)
Společnost BE nebo některá její pobočka vydá dokumentaci, která předpokládá distribuci významným věřitelům za jiných podmínek, než které jsou uvedeny v podmínkách schválených významnými věřiteli.
(74)
Tabulka 4 stanovuje úroveň hotovosti, která by podle orgánů UK mohla být uspořena společností BE díky stabilizačním dohodám, pokud by datum účinnosti plánu restrukturalizace bylo 31. března 2004.
Tabulka 4
Hotovost uspořená společností BE díky stabilizačním dohodám
(v milionech GBP)
Rok končící v březnu20 03
Rok končící v březnu 2004
BNFL
132
265
Držitelé obligací
110
0
Eggborough Bank
47
40
TPL
13
33
TFE
3
14
Enron
4
19
Dopad na DPH
0
- 8
Dopad na úroky
- 9
- 21
Dopad stabilizace
300
342
Kumulovaná hotovost
300
642
(75)
Kromě stabilizačních dohod předpokládá plán restrukturalizace také požadavky na restrukturalizaci a změnu časového plánu pohledávek významných věřitelů. Dne 14. února 2003 dosáhla BE nezávazné dohody s významnými věřiteli o kompromisu a rozložení jejich pohledávek.
(76)
Pasiva významných věřitelů, u kterých je třeba dosažení kompromisu, jsou podle neauditované účetní uzávěrky společnosti za období šesti měsíců ke dni 30. září 2002 následující:
-
Držitelé obligací: 408 milionů GBP
-
Bankovní věřitelé: 490 milionů GBP
-
Protistrany PPA: 365 milionů GBP
(77)
Podle hlavních podmínek již byly pro účely restrukturalizačního balíčku stanoveny nárokované částky PPA ve výši 316 milionů GBP.
(78)
Pasíva budou restrukturalizována a znovu časově rozložena takto:
a)
budou vydány nové obligace v hodnotě 275 milionů GBP, které budou rozděleny mezi držitele obligací, bankovní věřitele, RBS, TPL, TFE a Enron;
b)
s bankami syndikátu Eggborough Bank bude uzavřena nová CTA s finanční návratností pro banky, která se rovná hodnotě 150 milionů GBP nových obligací;
c)
pro držitele obligací, bankovní věřitele, RBS, TPL, TFE a Enron budou vydány kmenové akcie BE;
(79)
Společnost BE provedla revizi své obchodní strategie s cílem snížit rizika závislosti na výstupech a na změnách cen. Provedená revize tvoří jeden z prvků restrukturalizačního balíčku, který zvýší finanční odolnost společnosti BE.
(80)
Společnost BE je jedním z největších výrobců elektrické energie ve Spojeném království, přispívající 20 % k celkové výrobě elektrické energie v UK. Toto portfolio výroby elektrické energie se skládá z výroby v jaderných elektrárnách (83 % kapacity) a v uhelných elektrárnách (17 % kapacity). Všechny elektrárny mohou vyrobit přibližně 75 TWh ročně.
(81)
Obchodní odnož společnosti BE, společnost BEPET, je odpovědná za prodej portfolia generované elektrické energie společností BE, řízení závislosti BE na kolísání cen elektrické energie na trhu a za zajištění co nejvyšších prodejních cen, kterých společnost BE dosáhne na trhu. Protože 83 % kapacity výroby společnosti BE představuje elektřina z jaderných elektráren, je hlavním záměrem BEPET prodej této téměř nepřetržité dodávky elektrické energie.
(82)
V obchodním portfoliu je také klíčovým prvkem uhelná elektrárna v Eggborough. Tato elektrárna nabízí flexibilní dodávku energie pro uspokojení měnících se požadavků zákazníků a také hodnotnou „pojistku“ pro případ výpadku jaderné elektrárny. Elektrárna je flexibilní s ohledem na požadavky velkých průmyslových a komerčních zákazníků a je také částí jejich velkoobchodního prodeje.
(83)
Aby mohla společnost BEPET řídit závislost společnosti BE na kolísání cen a současně maximalizovat své prodejní ceny na trhu, prodává své výstupy dopředu. V okamžiku, kdy je elektrická energie vyráběná, snaží se BEPET, společně s ostatními výrobci, mít prodáno 100 % své vyrobené energie, aby zabránila své závislosti na typicky proměnných cenách v mechanismu vyrovnávajícím odchylky v soustavě (Balancing Mechanism). Díky prodeji v předstihu je společnost schopna zaručit, že budoucí generované výkony jsou prodány za ceny běžné v dané době a, v některých případech, také to, že ceny za budoucí produkci jsou fixní.
(84)
Společnost BEPET má velké množství cest, kterými může prodávat produkci společnosti BE a 32 % její celkové produkce prodává formou tzv. přímého prodeje (Direct Supply Business „DSB“). DSB vznikl organicky a představuje klíčový prvek obchodní strategie společnosti BE.
(85)
Pozice společnosti BE na maloobchodním trhu je vzhledem k jejímu generovanému výkonu relativně malá ve srovnání s ostatními významnými producenty ve Velké Británii. Růst BE na tomto trhu je motivován spíše cílem rozšířit distribuční možnosti pro dodávku elektrické energie než obsadit maloobchodní trh jako takový. BE dosahuje vzhledem k soutěžní podstatě tohoto trhu hrubého rozpětí svého přímého prodeje ve výši přibližně 2 % (12).
(86)
Důvodem finančních obtíží, kterým musela BE v září roku 2002 čelit, byly tři významné neproplacené dohody o nákupu elektrické energie a smlouvy na rozdíly, které společnost uzavřela jako součást své dřívější podnikové obchodní aktivity. Každá z nich byla zahrnuta do dohody o kompromisu uzavřené s významnými věřiteli jako součást restrukturalizačního balíčku.
(87)
První z nich je smlouva se společností TFE. Ve srovnání se současnými běžnými tržními cenami je cena uplatněná podle této smlouvy velmi vysoká. Dohoda byla uzavřena v roce 1997, v době, kdy ceny byly v průměru mnohem vyšší než v současné době. Dohoda je pro společnost BE v podstatě neproplacená a nárokovaná částka k výplatě pro společnost TFE je 85 milionů GBP.
(88)
Další dohoda se týká swapového kontraktu se společností Enron ze dne 1. dubna 1996, což je nástroj pro finanční vyrovnání, založený na rozdílu mezi špičkovými a mimošpičkovými cenami. BE uzavřela tuto smlouvu před nákupem elektrárny v Eggborough. Byla míněna jako ochrana proti rizikům vyplývajícím ze změn v narůstajícím obchodování s průmyslovými a komerčními zákazníky. Nárokovaná částka k výplatě pro společnost Enron, uznaná v restrukturalizačním balíčku, je 72 milionů GBP.
(89)
Třetí smlouva se týká dohody s TPL, kterou BE převzala s nákupem společnosti SWALEC. Tato smlouva byla původně podepsána dne 26. června 1991. Jedná se v podstatě o neproplacenou smlouvu. Nárokovaná částka k výplatě pro společnost TPL, uznaná v restrukturalizačním balíčku, je 159 milionů GBP.
(90)
Společnost BE se rozhodla, že jako součást restrukturalizačního balíčku pro restrukturalizaci zabezpečí více střednědobých fixních prodejních cen za své výstupy. Podle vlády UK sníží zavedení této strategie nestálost toku hotovosti a posílí dlouhodobou finanční životaschopnost společnosti.
(91)
Podle této nové strategie způsobí pevné ceny za prodej budoucí produkce to, že společnost prodá dopředu větší podíl své produkce v příštích 3-5 letech za pevnou cenu, takže společnost BEPET stanoví cenu vetší části budoucí produkce.
(92)
Hlavní záměry nové obchodní strategie jsou i) omezit cenová rizika zajištěním budoucích smluv za pevné ceny, ii) udržovat životaschopné obchodní kanály pro významné objemy vyráběné elektrické energie a iii) zajistit další hotovost pro udržení adekvátních finančních rezerv.
(93)
Od okamžiku, kdy byla začátkem prosince roku 2002 vyhlášena nová obchodní strategie, byla společnost BE úspěšná v prodeji nebo rozšíření prodeje o dalších 14,8 TWh v přímém prodeji pro období roků 2003 až 2006. Toho bylo dosaženo obnovením ročních smluv a některých rozšíření víceletých dohod. K datu 6. března 2003 vedla BE také jednání s řadou velkoobchodních partnerů na téma strukturovaných nákupů.
(94)
Dne 6. února 2003 byly podepsány významné smlouvy se společností British Gas Trading Limited o ročním prodeji přibližně 10 TWh až do 1. dubna 2007, z něhož je více než polovina za pevnou cenu.
(95)
Nové smlouvy se společností BNFL také poskytují určitý prvek ochrany pro BE před změnami ceny elektrické energie s ohledem na cenu, která bude zaplacena, v závislosti na ceně elektrické energie, za dodávku paliva pro generátory typu AGR a za likvidaci vyhořelého paliva z reaktorů typu AGR. Při současných tržních cenách poskytuje nová dohoda s BNFL částečnou ochranu přibližně 60 % výstupu generátorů typu AGR společnosti BE, což je roční produkce přibližně 58 TWh.
(96)
BE navrhuje soustředit se ve své střednědobé strategii na tyto úkoly:
a)
Zajistit, aby jaderné elektrárny společnosti BE pracovaly z hlediska bezpečnosti a výkonu na světové úrovni.
b)
Zvýšit bezpečnost při současném zvýšení produktivity a konkurenceschopnosti.
c)
Omezit závislost na velkoobchodních cenách elektrické energie ve Spojeném království a současně dále udržovat spolehlivé cesty na trh. Toho se dosáhne smluvními podmínkami, možností proměnné výroby elektrické energie v Eggborough a pomocí přímého prodeje, se zaměřením primárně na průmyslový a komerční zákaznický sektor.
d)
Rozvíjet ziskový obnovitelný prodej pro podporu konkurenceschopnosti přímého prodeje.
e)
Stále dodržovat závazky o podpoře aktivit spojených s bezpečností, které jsou financované EU v bývalém Sovětském svazu a v zemích východní Evropy.
(97)
Dne 23. prosince 2002 oznámila BE, že začala připravovat tento koncept dohody o prodej svého 82,4 % podílu ve společnosti Bruce Power: prodej 79,8 % konsorciu složenému ze společností Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust a TransCanada PipeLines Limited (dále jen „konsorcium“) a 2,6 % společnosti Power Workers’ Union Trust No1 and The Society. Konsorcium se dále dohodlo, že nakoupí 50 % podíl společnosti BE v Huron Wind, což je projekt větrných turbín v Ontariu. Prodej společností Bruce Power a Huron Wind konsorciu se uskutečnil dne 14. února 2003. Při uzavření obchodu obdržela společnost BE 678 milionů CAD v hotovosti. Dále společnost BE očekává, že obdrží až 140 milionů CAD při novém spuštění dvou jednotek Bruce A a z účtů založených u třetí osoby.
(98)
První výtěžek ve výši 275 milionů GBP, snížený o určitou částku za náklady spojené s převodem, byl proplacen na účet odsouhlasený společností DTI a byl v její prospěch zaúčtován na základě smlouvy o podřízeném dluhu (Credit Facility Agreement - „CFA“).
(99)
Společnosti Exelon Generation Company, LLC („Exelon“) a British Energy Investment Ltd. činily v souvislosti s jejich zájmy ve společnosti AmerGen návrhy ohledně prodeje společnosti AmerGen. Dne 22. prosince 2003 schválili akcionáři společnosti BE prodej jejího 50 % podílu v AmerGen společnosti Exelon Generation Company LLC. BE obdržela přibližně 277 milionů USD v hotovosti.
(100)
Několik místních orgánů souhlasí s bezúročným odkladem platby obchodních poplatků, které si nárokují vůči společnosti BE.
(101)
Podle informací poskytnutých orgány UK se jedná o tyto organizace:
-
Rada města Lancaster City, ohledně elektrárny Heysham, částka 1 775 240 GBP,
-
Okresní rada Shepway, ohledně elektrárny Dungeness, částka 578 524 GBP,
-
Rada městského okresu Hartlepool, ohledně elektrárny Hartlepool, částka 447 508 GBP,
-
Rada města North Ayrshire, ohledně elektrárny Hunterston, částka 735 947 GBP,
-
Rada města East Lothian, ohledně elektrárny Torness, částka 765 986 GBP.
(102)
Celkově byly posunuty platby v úhrnné výši 4 303 205 GBP a to z termínu platby listopad 2002 na termín únor 2003. Částky podle opatření G zaplatila BE v plné výši v únoru roku 2003 a úrok za pozdní platbu ve výši 65 656,24 GBP byl zaplacen dne 7. října 2003. Výpočet úroku byl proveden podle referenčních sazeb Komise, které byly pro Spojené království 6,01 % do 31. prosince 2002 a 5,42 % po tomto datu.
c) Finanční dopady restrukturalizačního balíčku
(103)
Orgány UK předtím, než uvedly účinky plánu restrukturalizace na životaschopnost BE, popsaly ekonomiku výroby elektrické energie v jaderných elektrárnách. Při odhadu ekonomiky aktivit BE při výrobě elektrické energie rozlišuje tento popis mezi nevyhnutelnými náklady v současné době pracujících elektráren společnosti BE a mezi náklady, kterým se lze vyhnout. Jaderné elektrárny jsou charakteristické velmi vysokými nevyhnutelnými náklady a poměrně nízkými náklady, kterým se lze vyhnout, zejména krátkodobými mezními náklady. Protože rozhodnutí vyrábět elektrickou energii je motivováno výší nákladů, kterým se lze vyhnout a na základě faktu, že jaderné elektrárny mají nejnižší krátkodobé mezní náklady, jsou podle orgánů UK jaderné elektrárny, pokud jsou v provozu, ekonomicky hospodárné.
(104)
Orgány UK potom argumentují tím, že pokud bude restrukturalizace společnosti BE úspěšná, nebude podnik strukturálně vytvářet ztrátu. Podle orgánů UK je plán schopen stanovit problematiku vzniku obtíží společnosti BE a je schopen vést k dlouhodobé životaschopnosti. Konkrétně, plán zlepší obchodní strategii BE při snaze o kompenzaci své nezajištěné pozice, zprostí BE od některých velmi vysokých fixních nákladů při přebírání historických jaderných závazků a umožní vytvořit dostatečně vysoké finanční rezervy pro zajištění jejích aktivit.
(105)
Cílem plánu restrukturalizace BE je restrukturalizovat náklady a závazky BE a zavést do praxe stabilní kapitálovou strukturu, aby BE mohla dlouhodobě pokračovat v činnosti jako finančně životaschopná entita. Aby BE mohla být považována za finančně životaschopnou, předpokládá vláda UK, že se během určité doby společnost musí stát ziskovou, s pozitivním finančním tokem a musí být schopná nepřetržitě financovat svoje aktivity.
(106)
Za účelem dosažení cíle finanční životaschopnosti byly rozvinuty následující komponenty plánu restrukturalizace:
a)
prodej podílů BE ve společnostech Bruce Power a AmerGen, aby se vytvořily hotovostní zdroje podniku, zvýšila odolnost a aby se snížil rozsah obchodování;
b)
snížení stávající základny nákladů společnosti BE obchodními jednáními se stávajícími významnými věřiteli o kompromisu při jejich historických nárocích a uzavřením Dohody o stabilizaci při restrukturalizaci, výměnou za kombinaci nových dluhů a nového jmění BE po dokončení restrukturalizace;
c)
převzetí nákladů na některé závazky vyplývající z jaderných aktivit vládou UK; nová komerční jednání o úvodních a konečných smlouvách o jaderném palivu se společností BNFL; nové obchodní úmluvy s BNFL také snížily závislost BE na nepříznivých pohybech cen elektrické energie;
d)
zavedení nové obchodní strategie pro snížení závislosti BE na objemu velkoobchodního trhu s elektrickou energií a cenového rizika.
(107)
Podle orgánů UK byl plán restrukturalizace vytvořen tak, aby byly vzaty v úvahu klíčové požadavky finanční životaschopnosti, konkrétně schopnost společnosti financovat svoje aktivity. Protože společnost očekává, že bude čelit potížím při získání finančních prostředků od banky nebo z trhu s obligacemi, zejména při uvážení relativně malého počtu věřitelů připravených poskytnout finanční prostředky společnostem vyrábějícím jadernou energii, je plán restrukturalizace považován za alternativu ke hledání externích finančních prostředků. Plán předpokládá vytvoření a vybudování finančních hotovosti. Tyto finanční rezervy mohou být využity k tomu, aby společnosti umožnily uzavřít smlouvy o prodeji elektrické energie vyžadující záruční krytí a udržely schodky hotovosti bez nutnosti spoléhat se na externí financování. Plán restrukturalizace proto předpokládá vytvoření dvou rezerv: hotovostní rezerva na záruky a rezerva na výpadky a likviditu. Ačkoli jsou identifikované dva samostatné typy rezerv, předpokládá se, že tyto rezervy budou zaměnitelné a bude možno čerpat finance z rezervy na výpadky a likviditu pro splnění dodatečných požadavků na záruky a naopak. To má společnosti BE poskytnout dodatečnou odolnost.
(108)
BE podnikla různé akce pro zlepšení svého stavu hotovosti formou:
a)
snížení dopadu sezónnosti řízením profilu plateb tam, kde je to možné;
b)
dalších iniciativ pro úsporu nákladů;
c)
zajištění pohledávek za přímé platby.
(109)
Kromě toho BE prošla procesem obchodního plánování, jehož výsledkem byly aktualizované finanční odhady, a provedla podrobnou revizi záležitostí ohledně činnosti svých elektráren.
(110)
Během období, které skončilo dne 31. března 2004, byly ze dvou finančních zdrojů vytvořeny finanční rezervy: Dohody o stabilizaci (opatření C) a prodej aktiv (Opatření F), po splátce nevyrovnaných závazků z podpory na záchranu v rámci smlouvy o podřízeném dluhu.
(111)
Orgány UK zpracovaly tři finanční scénáře, aby byly zohledněny proměnné, na nichž je finanční pozice společnosti BE obzvláště citlivá: generovaný výkon a ceny elektrické energie. Finanční předpoklady byly přezkoumány společností Deloitte & Touche, působící jako konzultant vlády UK v oblasti ekonomického a energetického trhu. Předpoklady o výstupním výkonu a kapacitě zahrnuté do případů obchodního plánování byly přezkoumány společností WS Atkins, působící jako technický poradce společnosti BE a Citigroup, a společností Stone & Webster Management Consultants, Inc., působící jako technický poradce vlády UK.
(112)
Přezkoumání bralo v úvahu tři hlavní změny, které nastaly od původního oznámení v březnu roku 2003, konkrétně úroveň cen elektrické energie, program na zlepšení činnosti (Performance Improvement Programme - PIP), zaměřený na zlepšení spolehlivosti jaderných elektráren, a obchodní záruky.
(113)
Ceny elektrické energie se v současných měsících výrazně vyvíjely. Podle orgánů UK jsou ceny elektrické energie v současné době vyšší než 28 GBP/MWh, v porovnání s 16,4 GBP/MWh v březnu roku 2003. Hlavními faktory prognózy změn ceny elektrické energie jsou pohyby cen základních paliv (uhlí, plyn, nafta), stanovení ceny uhlíku, zavedené schématem European Emissions Trading, a objem rozpětí rezerv.
(114)
Jaderný park společnosti BE byl historicky méně výkonný než jeho mezinárodní protějšky. Nejstarší elektrárny trpěly nedostatečnými investicemi a všechny elektrárny mají významný potenciál pro zlepšení a vysoké krátkodobé riziko výpadku. BE proto zpracovala plán obnovy elektráren. Přínosy PIP se musí odvíjet od kulturní a organizační změny a od zvýšených investic v oblasti kapitálu a zaměstnanců. Plán musí vyústit, během času, do snížení nespolehlivosti elektráren a do zvýšení produkce elektrické energie.
(115)
BE také vzala v úvahu současné významné zvýšení požadavků na záruky vyplývající ze zvýšení tržních cen.
(116)
Aby se určil dopad alternativních odhadů generovaného výkonu a cen elektrické energie na finanční pozici BE, uvážila BE jednu výhodnou a jednu nevýhodnou citlivost, které berou v úvahu vývoj cen elektrické energie, přínosy PIP a očekávané souběžné předpoklady:
a)
„výhodný případ“ (Upside Case), který je základem pro roční rozpočet BE a je použit pro stanovení výkonnostních cílů; obecně je ekvivalentní „výhodnému případu“ popsanému v rozhodnutí o zahájení řízení;
b)
„případ nového seznamu“ (Re-listing Case), který je základem pro uvedení ve veřejných prohlášeních a v prospektu, který bude v seznamu uveden; musí se na něj pohlížet jako na „bankovní případ“. Ceny „případu nového seznamu“ jsou odvozeny od termínové křivky, která používá tržní model a která zahrnuje názor BE na náklady za palivo a na stanovení cen za uhlík;
c)
„rozumný nejhorší případ“ (Reasonable Worst Case - RWC), který je ekvivalentní nejnevýhodnějšímu případu a který bere v úvahu nejistoty cen a výstupu; ceny RWC jsou založeny na cenové křivce sestavené společností BE.
(117)
Vláda UK vzala jako základ pro ověření životaschopnosti BE údaje o rezervách společnosti. Na jejich základě došla pro období roků 2005-2010 k následujícímu hodnocení:
Tabulka 5
Údaje o rezervách
(v milionech GBP)
Případ nového seznamu/Bankovní případ
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Rezerva na likviditu
[…] (14)
Dopad sezónnosti a pohledávek
Rezervy po sezóně
Kumulativní dopad nejistot hotovosti, výstupu a záruk (13)
Rezervy po nejistotách
Kumulativní dopad akcí managementu ohledně hotovosti a záruk
Rezervy po akcích managementu
RWC/Nejnevýhodnější případ
Rezerva na likviditu
Dopad sezónnosti a pohledávek
Rezervy po sezóně
Kumulativní dopad nejistot hotovosti, výstupu a záruk
Rezervy po nejistotách
Kumulativní dopad akcí managementu ohledně hotovosti a záruk
Rezervy po akcích managementu
(118)
Orgány UK v souvislosti s případem nového seznamu také poskytly očekávanou výsledovku zisků a ztrát pro období roků 2005/2009.
Tabulka 6
Výkaz zisků a ztrát v případě nového seznamu
Předpověď na pět let
Výkaz zisků a ztrát
2005
2006
2007
2008
2009
Výroba jaderné energie v TWh
[…]
Příjmy
Prodej vyrobené energie
Ostatní prodej
Celkové příjmy
Provozní náklady
Náklady za palivo
Osobní náklady
Materiál a služby
Kapitál zaúčtovaný do zisků a ztrát (P/L)
Pokles ceny a amortizace
Celkové provozní náklady
Provozní zisk/(ztráty)
Příspěvek z nových obchodních aktivit (New Business Activities - PBIT):
AmerGen (před přehodnocením)
Zisk před finančními odvody a před zdaněním
Finanční odvody
Revalorizace (netto)
Čistý úrok a jiné finanční odvody
Celkové finanční odvody
Zisk před zdaněním
17
171
186
336
355
Menšinová účast (podíl v PBT)
0
0
0
0
0
Zisk před zdaněním (a pojistné plnění HMG)
17
171
186
336
355
Změny v pojistném plnění HMG
0
- 96
- 133
- 206
- 156
Zisk před zdaněním (a mimořádné události)
17
75
53
130
199
Mimořádné události
4 068
0
0
- 40
0
Zisk před zdaněním (po mimořádných událostech)
4 085
75
53
90
199
Daň
0
0
0
- 26
- 87
Zisk po zdanění a mimořádných událostech (Před zdaněním mimořádných událostí)
4 085
75
53
64
112
Zdroj: BE
Poznámka: Údaje pro období roků 2004/2005 byly připraveny jen předběžně (tj. aby bylo možné snadněji provést porovnání, pro účely účtování berou náklady za palivo a na opětovné zhodnocení v úvahu nové smlouvy o palivu, i když se neuplatní dříve než k datu účinnosti restrukturalizace).
(119)
Tyto odhady ukazují, že zisk před zdaněním, menšinovou účastí, závazky vlády UK a mimořádnými událostmi se zvýší ze 17 milionů GBP v roce 2005 až na rozsah od 171 milionů GBP do 355 milionů GBP v následujících létech. Mimořádné události v roce 2005 se týkají zahrnutí závazků vlády UK financovat závazky vyplývající z jaderných aktivit podle opatření A do účetnictví.
(120)
Zisk před zdaněním je výrazně snížen příspěvkem do NLF od roku 2005. Avšak 65 % těchto příspěvků jsou toky hotovosti dostupné po zaplacení úroků z dluhu a nejsou splatné, pokud je tok hotovosti negativní nebo pokud jsou vyžadovány převody za účelem udržení cílové finanční rezervy.
(121)
Analýza finančních předpokladů společnosti BE demonstruje, že v případě nového seznamu se očekává restrukturalizované obchodování, které má vytvořit zisk a peněžní tok pro uspokojení požadavků různých akcionářů, a že jsou očekávány významné příspěvky vedoucí ke zrušení smluvně nepodchycených závazků a závazků na vyřazení z provozu ještě před jakýmkoliv odvodem akcionářům.
3. Důvody pro zahájení řízení
(122)
Ve svém rozhodnutí o zahájení řízení Komise uvedla, že plán restrukturalizace poskytnul selektivní konkurenční výhodu společnosti BE v sektoru, ve kterém dochází uvnitř Společenství k obchodu. Opatření A a G se přímo týkají rozpočtů ústředních nebo místních orgánů Spojeného království, a tedy státních zdrojů. Jsou tedy státní podporou ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy. Je také možné, že i opatření B, a, přinejmenším částečně, opatření C se týkají státních zdrojů z důvodu, že veřejně vlastněná společnost BNFL se nebude chovat jako soukromý investor působící v tržním ekonomickém hospodářství. Proto se zdá, že tato opatření také představují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy.
(123)
Komise analyzovala podporu ve smyslu obecných pokynů Společenství pro státní podporu na záchranu a restrukturalizaci podniků v obtížích (15) (dále jen „pokyny“).
(124)
Tato analýza zvýšila následující pochybnosti o kompatibilitě podpory se společným trhem:
(125)
Komise měla pochybnosti o tom, zda plán může vyústit v obnovení životaschopnosti BE v rozumném časovém období. Některá opatření mají skutečně velmi dlouhé časové rozpětí (nejméně do roku 2086). Dále se zdá, že zlepšení pozice BE může nastat spíše jen díky externí podpoře, schválené vládou a hlavními věřiteli, než po vnitřní fyzické restrukturalizaci. Kromě toho, pokud by to byla státní podpora, opětovné jednání o cenách za dodávku paliva a za likvidaci vyhořelého paliva se společností BNFL může být považováno za dlouhodobou operační podporu jaderných elektráren, což by bylo nekompatibilní s požadavkem, že BE musí po restrukturalizaci čelit tržním podmínkám vlastními silami, na základě zásady „znečišťovatel platí“.
(126)
Komise měla pochybnosti o tom, zda podpora může být autorizována bez jakýchkoliv kompenzačních opatření, navržených za účelem kompenzace účinků podpory na konkurenci. V tomto ohledu Komise uznala, že na relevantním trhu neexistuje žádná nebo jen velice malá nadbytečná kapacita. Komise se však domnívala, že, s ohledem na velice konkurenční povahu tohoto trhu a na vysoký objem podpory by bylo třeba přijmout nějaký druh kompenzačních opatření, aby podpora byla kompatibilní, i když takové kompenzační opatření neobsahuje nevratné uzavření elektráren.
(127)
Komise měla pochybnosti o tom, zda podpora byla omezena na nutné minimum. V tomto ohledu Komise vzala na vědomí, že plán stanovil mechanismus, kterým by se BE mohla podílet na nákladech na restrukturalizaci formou procentního podílu ze svých volných peněžních toků. Avšak zejména vzhledem k velké nejistotě o objemu poskytované podpory nebyla Komise schopna posoudit, zda tato podpora byla omezena na minimum.
(128)
S ohledem na předcházející úvahy učinila Komise závěr, že existují pochybnosti o tom, zda plán restrukturalizace splňuje kritéria uvedená v zásadách a zda poskytnutá podpora a podpora, která má být ještě poskytnuta vládou UK společnosti BE, může být považována za kompatibilní se společným trhem. Komise se proto rozhodla zahájit postup podle čl. 88 odst. 2 Smlouvy.
(129)
Ve stejném rozhodnutí Komise také dodala, že rozhodnutí zahájit řízení bylo přijato, aniž by byla dotčena Smlouva o Euratomu. Některá opatření, zejména opatření A a B, musí být posuzována z hlediska cílů Smlouvy o Euratomu. Proto Komise požádala Spojené království, aby poskytlo všechny informace, které by mohly pomoci posoudit opatření, především opatření A a B, ve smyslu cílů Smlouvy o Euratomu.
III. PŘIPOMÍNKY OD ZAINTERESOVANÝCH STRAN
(130)
Po zveřejnění rozhodnutí o zahájení řízení a ve stanoveném termínu uvedeném v tomto rozhodnutí obdržela Komise připomínky od 20 třetích stran, včetně samotné BE. Tyto připomínky mohou být shrnuty takto:
(131)
BE zdůrazňuje, že případ je neobvyklý díky způsobu, jak se chová trh s elektrickou energií a díky ekonomické struktuře jaderných elektráren.
(132)
BE zdůrazňuje skutečnost, že náklady z minulosti představující závazky vyplývající z jaderných aktivit společnosti BE už nemohou být společností BE dále plněny při tak významném poklesu cen elektrické energie, jaký nastal ve Spojeném království. V rámci plánu restrukturalizace se také požaduje, aby BE významně přispívala k nákladům z minulosti. S ohledem na náklady na vyřazení z provozu a na jiné závazky vyplývající z jaderných aktivit nepokryté novými smlouvami s BNFL bude příspěvek prováděn přes NDF/NLF. Další opatření týkající se BE a jejích investorů obsahuje prodej aktiv společnosti BE v severní Americe, ztrátu akcionářů z celé jejich investice, vyrovnání se s dřívějšími investory a také vydání nových dluhopisů.
(133)
BE zdůrazňuje, že jednorázová platba pro příjemce by nebyla realizovatelná, především z toho důvodu, že některé z těchto nákladů vzniknou ve velmi vzdálené budoucnosti. Odmítnutí plánu restrukturalizace BE kvůli tomu, že by byla jednou provždy zbavena určitých definovaných, i když v současnosti nekvantifikovatelných závazků, by vytvořilo precedens proti schválení podpory na restrukturalizaci, která byla vynucena existencí nákladů z minulosti.
(134)
BE je toho názoru, že není možno vyvozovat závěry z porovnání dohod se soukromými věřiteli. Zejména v případě BNFL by byla ohrožena důležitá část její hlavní činnosti a snad i její životaschopnost, pokud by elektrárny společnosti BE nebyly životaschopné.
(135)
BE zdůrazňuje, že BNFL zastává extrémně neoblomné stanovisko, které mohlo být případně změněno pouze obavami, že BE by jinak byla nesolventní. O podmínkách, které byly dohodnuty, se BE domnívá, že byly z obchodního hlediska minimální, pokud mají zajistit odolnost po restrukturalizaci. Podle BE Komise možná neporozuměla komerční podstatě nových smluv s BNFL v důsledku nepochopení faktů a zejména jejich chronologie. BE připojila ke svému vyjádření přílohu, která zdůvodňuje, proč se společnost domnívá, že ceny podle nových smluv pro ni nejsou nijak zvlášť příznivé.
(136)
BE připomíná, že problém, který má plán restrukturalizace řešit, spočívá především v tom, že po výrazném snížení velkoobchodních cen elektrické energie už BE nemůže déle udržet „„náklady z minulosti“. Podle BE plán restrukturalizace tento problém dostatečně řeší.
(137)
Ohledně dopadu balíčku podpory na konkurenci argumentuje BE tím, že z důvodu mnohem nižších krátkodobých mezních nákladů (SRMC) jaderných elektráren společnosti BE než ostatních dodavatelů elektrické energie pro pokrytí základního výkonu jaderné elektrárny BE většinou musí být v provozu. Avšak přesná úroveň SRMC společnosti BE není relevantní pro stanovení ceny elektrické energie, která odráží vyšší SRMC marginálních dodavatelů.
(138)
BE vysvětluje, že jaderné elektrárny jsou technicky a ekonomicky nepružné a že provoz těchto elektráren pro účely jiné než výrobu elektrické energie pro pokrytí základního výkonu není ekonomický. Co se týče dané obchodní strategie, vysvětluje BE, že ekonomika výroby jaderné elektrické energie má tendenci vést BE směrem k prodeji svého výstupu na dlouhodobější trhy.
(139)
Z pohledu BE neexistuje v oblasti výroby elektrické energie ve Velké Británii nadbytečná kapacita. Co se týče příslušných kompenzačních opatření, argumentuje BE tím, že požadavek na předčasné uzavření některé její jaderné elektrárny by byl ekonomicky neefektivní, protože účelem balíčku podpory je zachovat jadernou kapacitu BE, která má, pokud jde o výrobu elektrické energie s minimálními náklady, kterým se lze vyhnout, nákladově nejefektivnější produkci na britském trhu. Kromě toho by to zasáhlo do snahy vlády UK o uplatnění její kompetentnosti v oblasti zdrojů pro dodávku energie ve Spojeném království a došlo by ke zvýšení emise ekologicky škodlivých plynů do atmosféry.
(140)
BNFL je společnost ve vlastnictví státu, podnikající v jaderném sektoru. Společnosti BE dodává a regeneruje nebo skladuje její jaderné palivo pro reaktory typu AGR. Kromě svých aktivit v oblasti palivového cyklu společnost BNFL také provozuje některé jaderné elektrárny Magnox a je aktivní i jako projektant jaderných elektráren.
(141)
Připomínky BNFL se zaměřují na otázky existence podpory pro společnost BE v opatřeních B a C. BNFL uvádí, že všechny intervence společnosti BNFL do plánu restrukturalizace BE byly provedeny na principu tržně jednajícího soukromého investora, a proto neobsahují prvky podpory.
(142)
BNFL vysvětluje, že společnost na doporučení svých finančních poradců (NM Rothschild & Sons Limited - „Rothschild“) již v dubnu roku 2002 usoudila, že „řádný balíček pro záchranu“ pro ni bude výhodnější než to, aby se společnost BE stala nesolventní, což by přivedlo společnost BNFL jako největšího věřitele společnosti BE do velice zranitelné pozice z důvodu nedostatku zabezpečení a slabé právní pozice. BNFL dodává, že její předsednictvo však souhlasilo s restrukturalizací stávajících smluv s BE za podmínky, že BE nebude udržována solventní za každou cenu a že jakýkoliv balíček navržený společnosti BE bude znamenat vzhledem k jejímu vlastnímu rozvahovému deficitu komerční výhody pro BNFL.
(143)
BNFL uvádí podrobnosti o každém z postupných návrhů a protinávrhů, a názor poradců Rothschild na tyto návrhy. BNFL také velice podrobně vysvětluje chronologii a obsah rozhovorů, které proběhly mezi BE a BNFL, což ukazuje, že BNFL sama vyjádřila svoji vůli pomoci BE ještě před tím, než se BE obrátila na vládu UK, avšak pochopila, že to nebude možné bez globálního plánu restrukturalizace. Rozhovory byly zahájeny již v březnu roku 2000, když BE poprvé požádala - bez úspěchu - o aplikaci článku o nesnázích, obsaženého ve smlouvách. Nové rozhovory byly zahájeny během roku 2002.
(144)
BNFL také zdůrazňuje, že se to neprojevilo v rozhovorech mezi BE a vládou UK. Na základě analýzy svých nezávislých právních a finančních poradců BNFL usoudila, že další pokračování se solventní restrukturalizací je její nejlepší komerční zájem a dne 28. listopadu 2002 uzavřela s BE dohodu o konečných podmínkách. Teprve až po uzavření této dohody o konečných podmínkách s BE se BNFL dověděla o přesných podrobnostech účasti UK.
(145)
Z porovnání dohody o podmínkách ze dne 3. září a dohody o konečných podmínkách, které provedla BNFL, vyplývá, že existuje významná podoba mezi těmito dvěma dohodami a že konečný výstup byl významně bližší výchozí pozici BNFL než pozici BE.
(146)
BNFL uvádí podrobnosti o svém odhadu komerčního přínosu restrukturalizace solventnosti pro sebe v porovnání k nesolventnosti BE, který je založen na analýze provedené finančními a právními poradci. V případě nesolventnosti BE byla identifikována významná rizika pro BNFL, zejména z důvodu, že BE měla velká nezdokumentovaná vnitropodniková salda půjček mezi různými společnostmi skupiny BE a že smluvní dohody BNFL se společností BE byly v mnoha směrech unikátní a z předcházejících platebních neschopností nebylo možno vyvodit žádný precedens. Kromě toho by vláda UK jako jediný věřitel, který měl prospěch z bezpečnosti jaderných elektráren BE, měla hlavní roli při vzniku nesolventnosti. Avšak BNFL netušila, jaké kroky by vláda UK během případných jednání o nesolventnosti zvolila.
(147)
I když by se dalo čekat, že BNFL jako klíčový dodavatel společnosti BE mohla být v případě nesolventnosti BE v silné vyjednávací pozici, byly její možnosti vyjádřit přesvědčivé vyhrůžky o zastavení dodávky zboží a služeb pro BE oslabeny mnoha faktory. BNFL zejména uvádí, že jakožto největší samostatný věřitel BE by utrpěla největší finanční ztráty, pokud by při uskutečnění takové hrozby byly jaderné elektrárny společnosti BE uzavřeny. Dále je nejisté, zda je možno zákonně ukončit smlouvy a vrátit společnosti BE vyhořelé palivo a odpady, které již byly přijaty, protože by to nepovolovala legislativa UK o jaderné bezpečnosti. Konečně, BNFL jako jaderná servisní organizace, nesoucí svou zodpovědnost, musí pokračovat v poskytování služeb společnosti BE v takovém rozsahu, aby to, že je poskytovat přestane, nezpůsobilo nebezpečí nebo aby nebyla považována za nebezpečnou pro třetí strany.
(148)
Analýza BNFL o nesolventnosti BE se zaměřila na tři možné výsledky, konkrétně na uzavření jaderných elektráren společnosti BE, které by vedlo k minimálnímu odškodnění, převzetí jaderných elektráren společnosti BE do vlastnictví BNFL a tím převzetí všech jaderných závazků společnosti BE, což je velice rizikové a nezajímavé, a převzetí do vlastnictví vládou UK a požádání stávajících věřitelů o akceptování významného snížení hodnoty.
(149)
Z tohoto důvodu se zdá, že navrhovaná restrukturalizace solventnosti je komerčně více zajímavá, protože snižuje závislost BNFL na BE a nabízí vyšší a jistější tok příjmů pro BNFL než její nesolventnost. Na BNFL je tedy třeba nahlížet, jako by konala stejně jako kterýkoliv jiný soukromý věřitel.
(150)
BNFL na závěr porovnala výnos jiných hlavních věřitelů se svým vlastním výnosem, aby bylo zaručeno, že dané podmínky jsou pro BNFL rozumným obchodem. Aby ochránila svou pozici v budoucnu, prosadila BNFL, aby byl do dohody o konečných podmínkách zahrnut také článek umožňující stažení navrhované koncese v případě, že by jinému věřiteli byly nabídnuty výhodnější podmínky než BNFL. Jakmile byly stanoveny podrobné podmínky, které si dohodla BE s jinými hlavními věřiteli, aktualizovala společnost Rothschild svou analýzu a ta potvrdila, že ujednání společnosti BNFL se nezdají být horší než ujednání jiných hlavních věřitelů. Dále žádné z upravených smluvních ujednání nevstoupí v platnost, pokud nedojde k restrukturalizaci a jejímu ukončení.
(151)
BNFL v souvislosti s opatřením C uvádí, že si, s pomocí společnosti Rothschild, ověřila, že nepovolila větší úlevy při stabilizaci dluhů než jiní významní věřitelé. Když BNFL zjistila, že jiní věřitelé získali v rámci stabilizačních dohod výhodnější podmínky než BNFL (i když pozice BNFL nebyla přímo srovnatelná s jinými hlavními věřiteli společnosti BE), zvažovala, zda má vyvolat nová jednání a požadovat úroky. Došla k závěru, že je nepravděpodobné, že by BE mohla během období stabilizace platit úroky společnosti BNFL a vytvořit dostatečný přebytek hotovosti, který by umožnil pokračování restrukturalizace solventnosti. A i přes svou pozici v rámci stabilizačních dohod dosáhne BNFL lepší celkové návratnosti, pokud bude restrukturalizace solventnosti pokračovat.
(152)
BNFL uvádí, že její rozhodnutí uzavřít dohody s BE bylo nezávislé rozhodnutí společnosti BNFL a nebylo přijato v žádné souvislosti s vládou UK. Skutečnost, že BNFL je státní společnost, není postačující k tomu, aby bylo možno uvažovat tak, že rozhodnutí BNFL lze přisuzovat vládě UK. Ačkoliv vláda UK je jediným akcionářem společnosti BNFL, je BNFL nezávislá na vládě UK s ohledem na každodenní obchodní činnost a požaduje se, aby působila na obchodním základě. BNFL předkládá dokument, ve kterém svůj právní status vysvětluje. BNFL dodává, že během jednání s BE informovala svého akcionáře (DTI) o svých rozhovorech s BE. Popisuje to jako typickou komerční situaci v případě, že společnost má akcionáře s výlučnou kontrolou. DTI oznámila společnosti BNFL, že by schválila pouze revidované (na základě společných dohod BNFL s DTI) úmluvy se společností BE, které by byly pro BNFL postaveny na komerčním základu.
(153)
Společnost Greenpeace Limited je odnož společnosti Greenpeace International, působící v UK. Dvě hlavní oblasti, ve kterých provádí svou kampaň, jsou ukončení využívání jaderné energie a podpora využívání čistých a obnovitelných zdrojů energie ve Spojeném království.
(154)
Greenpeace uvádí, že omezením příspěvku BE na financování jaderných závazků představuje opatření A neomluvitelnou provozní podporu společnosti BE a/nebo akcionářů BE jako prostředek pro zvýšení atraktivity BE na trhu pro investory.
(155)
Podle vyjádření Greenpeace představují opatření B a C neomluvitelnou provozní podporu, protože udělují průběžnou podporu společnosti BNFL, jež působí nebo může být považována jako by působila jako stát nebo na příkaz státu za okolností, kdy:
a)
BNFL je churavějící podnik, který přežívá pouze díky státní podpoře;
b)
BNFL byla součástí jednání v rámci tripartity s vládou a se společností BE, která vedla k formulaci plánu restrukturalizace BE, ihned poté, kdy BNFL sama odmítla změnit podmínky svých smluv s BE; Greenpeace proto požádala Komisi, aby požádala BNFL o předložení kopií vnitřních dokumentů BNFL, aby bylo zřejmé, zda BNFL byla zasvěcená do diskusí společnosti BE s vládou UK;
c)
úmluvám v každém případě chybí pravý komerční charakter; podle Greenpeace smlouvy BNFL se společností BE od začátku nejsou a nebyly komerčními úmluvami a vypadají spíše jako umělý nástroj, vytvořený proto, aby se BNFL poskytnul zaručený přísun příjmů; balíček podpory na restrukturalizaci dále pokračuje v přísunu těchto příjmů pro BNFL;
d)
znovu dohodnuté podmínky pro stanovení cen neodráží aktuální náklady spojené s poskytovanými službami, avšak jsou vázány na velkoobchodní ceny; protože výhoda udělená smlouvami je průběžná a podle časově neohraničené úmluvy podpora představuje dlouhodobou podporu společnosti BE a ne jednorázovou výhodu určenou pro obnovení životaschopnosti této společnosti; výhoda je proto „provozní“ a nejedná se o „podporu na restrukturalizaci“ a nemůže být kompatibilní se společným trhem.
(156)
Greenpeace podporuje všechny pochybnosti Komise a usuzuje, že podpora není kompatibilní se Smlouvou o ES. Zdůrazňuje zejména to, že podpora na restrukturalizaci by neměla dopady pouze na stávající operátory, ale odstrašila by také nové konkurenty od vstupu na trh, protože jiným účastníkům a novým soutěžícím by bylo zabráněno v rozvoji jejich vlastní výkonnosti. Podporovaní jaderní operátoři by dále byli v rozporu s deklarací vlády o různorodosti zdrojů energie, včetně obnovitelných zdrojů.
(157)
Pokud se jedná o nadbytečnou kapacitu, je Greenpeace toho názoru, že „plánovací rozsah“, použitý národní sítí pro plánování potřeby výroby elektrické energie v budoucnosti za účelem udržení bezpečné kapacity, nedává vhodné údaje pro odhad toho, zda na trhu existuje nadbytečná kapacita. Podle Greenpeace je pravděpodobné, že na relevantním trhu již existuje významná strukturální nadbytečná kapacita a že se bude zvyšovat.
(158)
Greenpeace pochybuje o tom, že uzavření některých elektráren společnosti BE by bylo pro daňové poplatníky dražší, protože schopnost BE přispívat k úhradám splátek za své současné závazky je nejistá. Greenpeace dodává, že v krátkodobé perspektivě není důvod věřit tomu, že Spojené království by nebylo schopno dosáhnout cílů vyplývajících z protokolu z Kjóta.
(159)
Greenpeace uvádí, že podle jejích zpráv je praktické i bezpečné okamžitě nebo postupně uzavřít jaderné elektrárny. Greenpeace usuzuje, že částečné nebo postupné uzavření elektráren společnosti BE nebo může mít ten důsledek, že bude požadován menší objem podpory.
(160)
Greenpeace je toho názoru, že Smlouva o Euratomu předem nevylučuje analýzu státní podpory podle Smlouvy o ES. Při absenci oborových pravidel ve Smlouvě o Euratomu, použitelných pro podporu poskytnutou jadernému průmyslu, se tedy použijí ustanovení o státní podpoře zakotvená ve Smlouvě o EU. Greenpeace cituje spojené věci 188 a 190/80, Francie a další v. Komise (16). Greenpeace dále tvrdí, že opatření podpory se vztahují k věcem, které mohou být regulovány Smlouvou o Euratomu pouze v rozsahu, kdy se týkají aspektů bezpečnosti jaderných instalací v oblasti vyřazení z provozu. Greenpeace uvádí, že příslušná opatření nejsou nutná pro dosažení stanovených cílů a že pokračující provozní podpora jakéhokoliv druhu nemůže být považována za nutnou pro zachování bezpečnosti za okolností, kdy existuje bezpečná, schůdná možnost postupného úplného nebo částečného uzavření elektrárny společnosti BE. Podle Greenpeace by měla Komise brát ohled na pokyny Společenství pro poskytování státní podpory na ochranu životního prostředí (17)
(161)
Společnost Powergen je jedním z největších hráčů v sektoru elektrické energie v Anglii a Walesu. Má 11 % podíl na kapacitě výroby elektrické energie (BE má 14 %) a zajišťuje významnou dodávku velkým průmyslovým a komerčním zákazníkům a také malým a středním podnikům a obyvatelstvu. Je ve vlastnictví společnosti E-ON.
(162)
Společnost Powergen je proti balíčku pro podporu. Uvádí, že podpora umožní společnosti BE pokračovat v provozování jejích jaderných elektráren, které by se jinak uzavřely. Z tohoto pohledu Powergen zpochybňuje názor orgánů UK, že elektrárny by byly v každém případě v provozu. Powergen se obává, že podpora by společnosti BE umožnila nabízet uměle nízké ceny za účelem zvýšit podíl na trhu dodávek velkým zákazníkům a vstoupit do obchodování s dodávkami pro domácnosti. BE by také mohla být schopna financovat investice pro výrobu nejaderné elektrické energie.
(163)
Ohledně kompenzačních opatření si Powergen přeje, aby s ním byla konzultována všechna kompenzační opatření, která by se mohla uskutečnit, a navrhuje tři možná opatření:
(164)
Zaprvé přistoupit na uzavření jaderného reaktoru v Dungeness B do dubna roku 2004. Podle společnosti Powergen by, pokud by toto uzavření bylo oznámeno v dostatečném předstihu, byl poskytnut trhu čas pro vytvoření odpovídající kapacity pro udržení dostatečného rozpětí.
(165)
Zadruhé omezit pomoc, zákazem interních subvencí mezi majetkem BE, který vytváří ztráty (elektrárny s reaktory typu AGR) a jinou obchodní činností BE, vytvořit obchodní činnosti BE pro výrobu a dodávku elektrické energie jako samostatné jednotky se samostatným účetnictvím, a zavést zvláštní dozor na využívání hotovosti společností BE, aby se zajistilo, že se nepřesměrují hotovostní platby státu na financování jaderných závazků na jiné účely. Tato opatření mají zůstat v platnosti tak dlouho, dokud bude v platnosti plán restrukturalizace.
(166)
Zatřetí zabránit narušení hospodářské soutěže na maloobchodním trhu s elektrickou energií zákazem společnosti BE prodávat pod cenou (cena za nákup energie na velkoobchodním trhu plus další náklady související s nákupem), omezit podíl dodávek společnosti BE průmyslovým a komerčním zákazníkům (uvádí se podíl 20 %) a zakázat vstup společnosti BE na nové maloobchodní trhy. Tato opatření by měly zůstat v platnosti tak dlouho, dokud bude platit plán restrukturalizace a jejich účinek má být posouzen Komisí po 5 létech od jejich zavedení.
(167)
Powergen ohledně obnovení životaschopnosti uvádí, že scénáře uvažované orgány UK pro prokázání budoucí životaschopnosti BE jsou příliš optimistické, zejména s ohledem na dostupnost elektráren společnosti BE v porovnání s minulými měřítky.
(168)
Na závěr se Powergen domnívá, že „je zavedeno, že pravidla státní pomoci obsažená ve Smlouvě o ES se vztahují na jaderný průmysl, navzdory existenci Smlouvy o Euroatomu“. Společnost odkazuje na stejný případ z roku 1990 jako společnost Greenpeace.
(169)
Společnost InterGen je globální firma zabývající se výrobou elektrické energie a má svoje aktivity na všech kontinentech. Její podíl na kapacitě výroby elektrické energie v Anglii a Walesu je 2 %, se dvěma elektrárnami v provozu a jednou ve výstavbě (BE má 14 %). Většinu své elektrické energie prodává na velkoobchodní trh a část z toho prodává formou dlouhodobých smluv. Společnost je také aktivní na trhu s prodejem plynu. Jejím společným vlastníkem jsou firmy Shell a Bechtel.
(170)
Společnost InterGen uvádí, že ve Spojeném království existuje jistota dodávky, a že jaderná bezpečnost může být řízena správcem společnosti. Společnost upozorňuje Komisi na skutečnost, že podpora pro společnost BE poškozovala a poškozuje InterGen, a na skutečnost, že ostatní konkurenti InterGen, jako Teeside Power Limited, kteří jsou mezi věřiteli společnosti BE, jsou ve srovnání s InterGen plánem restrukturalizace zvýhodněni. InterGen uvádí, že pokud by Komise podporu schválila, společnost a její přidružené společnosti by měly obdržet kompenzaci za utrpěné škody.
(171)
Tato třetí strana uvádí, že dřívější tiskové zprávy před restrukturalizací BE navrhují cenu za regeneraci ve výši přibližně 1 000 GBP/kg těžkého kovu (HM). Po restrukturalizaci BE byla mezi BNFL a BE dohodnuta cena přibližně 150 GBP/kg HM, což je o 85 % méně, než bylo v původní dohodě. Třetí strana dodává, že původní smlouvy o regeneraci mezi BNFL a BE stanovovaly ceny jako cenu za náklady plus přidanou hodnotu, což znamená, že odběratelé základního výkonu mohou v rámci smlouvy získat regeneraci pouze pokud akceptují (poměrně) předpoklad plných nákladů na regeneraci plus zisk. Oproti těmto úvahám stojí to, že pokud náklady na regeneraci dohodnuté s odběrateli základního výkonu pokrývají náklady pouze do ceny ve výši 1 000 GBP/kg HM, znamená to, že nové ceny, nyní dohodnuté s BE, se v žádném případě nemohou blížit cenám na pokrytí nákladů. Dokonce i v případě nových smluv se ceny rovnají částce 1 000 GBP/kg HM (ceny platné v roce 2003).
(172)
Třetí strana usuzuje, že tyto ceny ukazují na fakt, že BNFL se při svých jednáních s BE nechovala jako soukromý investor v tržní ekonomice, pokud by však BNFL nechtěla uplatnit tyto výhodné podmínky i na jiné zákazníky.
(173)
Společnost Drax je největší výrobce elektrické energie v uhelných elektrárnách v západní Evropě. Dříve byla součástí korporace AES Corporation, což je energetická skupina založená USA s podílem na výrobě, distribuci a dodávce elektrické energie po celém světě. Dne 5. srpna AES Corporation postoupila správu společnosti Drax jejím věřitelům. Dne 30. srpna 2003 oznámila společnost Drax, že uzavřela exkluzivní smlouvu se společností International Power plc o spoluúčasti na restrukturalizaci společnosti Drax.
(174)
Podle společnosti DRAX jsou opatření státní podporou ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES. DRAX souhlasí s tím, že opatření D, E a F státní podporou nejsou. DRAX je toho názoru, že lze těžko odhadnout objem podpory. Ohledně opatření A se DRAX domnívá, že celkový objem může být výrazně vyšší než se v současné době předpokládá, zejména z důvodu, že nejsou ve Spojeném království zmapovány závazky na vyřazení z provozu a že je nepravděpodobné, že BE bude přispívat na náklady spojené s jadernými závazky. Vláda UK vždy zůstane zodpovědná za konečné závazky a za závazky na vyřazení z provozu. Vláda UK nikdy nenechá společnost BE padnout. DRAX je toho názoru, že samotný odklad platby daní musí být chápán jako podpora.
(175)
Ohledně nových jednání o smlouvách BNFL se DRAX domnívá, že žádný soukromý investor by se nikdy nedohodnul na takovýchto nekomerčních podmínkách, připouštějících významné ztráty v současnosti i v budoucnosti, nehledě na článek o nesnázích a na skutečnost, že BE je největší zákazník BNFL. Je jasné, že nová jednání výrazně znevýhodňují pozici BNFL. To povede ke snížení fixních ročních plateb podle smluv o dodávce paliva o 5 milionů GBP až 20 milionů GBP za rok. Tento názor potvrzuje zpráva o účetnictví BNFL za rok 2004. Kromě toho se zdá, že i kdyby BE byla pod nucenou správou, její elektrárny by nadále zůstaly v provozu a měly by stejnou potřebu dodávky paliva a služeb na provoz, zpracování a likvidaci paliva po jeho použití. Otázkou je, zda by administrátor byl schopen získat tyto podmínky od BNFL. Kromě toho by BNFL mohla provádět jiné obchodní činnosti, pokud by její obchod s BE byl omezen. BNFL není organizována na tržním principu. Proto je opatření B státní podporou.
(176)
Společnost DRAX je toho názoru, že stabilizační dohoda s BNFL zahrnutá do opatření C také tvoří státní podporu, protože BNFL nedostane během stabilizačního období na rozdíl od jiných zúčastněných věřitelů úrok.
(177)
Společnost Drax dále komentovala kompatibilitu balíčku pro podporu. DRAX nezpochybňuje skutečnost, že BE je podnik v obtížích. Je však toho názoru, že nezajištěná pozice BE byla způsobena pouze nezvyklým rozhodnutím části jejího managementu o prodeji maloobchodního prodeje. Kromě toho mohla BE zredukovat svoje náklady uzavřením některých nebo všech svých elektráren, protože je mnohem dražší provozovat některé jaderné elektrárny, než tyto elektrárny přechodně uzavřít.
(178)
Ohledně obnovení životaschopnosti je společnost DRAX toho názoru, že navrhovaný plán ve skutečnosti není plán restrukturalizace. Kromě toho BE je a vždy bude oproti svým konkurentům v odlišné pozici. Bude pokračovat ve výrobě elektrické energie a v jejím prodeji na trhu za jakoukoliv cenu a bude trvale uplatňovat tlak na snížení ceny na úkor všech ostatních konkurentů.
(179)
DRAX má námitky proti použití krátkodobých mezních nákladů vládou UK jako vhodného opatření pro životaschopnost BE. Restrukturalizace zbavuje BE závazků za hlavní náklady výrobce jaderné elektrické energie. Rozhodnutí společnosti o tom, zda vstoupí nebo nevstoupí na dílčí trh nebo zda vůbec bude pokračovat v soutěži na tomto trhu, bude založeno na tom, zda může, během rozumného období, pokrýt svoje průměrné náklady plus vytvořit rozumný zisk svých investic. To není případ BE, která byla zbavena veškerého komerčního rizika.
(180)
Ohledně doby trvání podpory je DRAX toho názoru, že financování nejednoznačných závazků tak daleko do budoucnosti není kompatibilní s pokyny. Společnost také argumentuje tím, že pokračující provozní podpora nemůže být považována za podporu omezenou na nezbytné minimum. Dále DRAX ohledně vlastního příspěvku BE uvádí, že existuje nejistota o příjmech z prodeje majetku a že příspěvek BE pro NLF se odvozuje z podporovaného finančního toku, který však nemůže být brán v úvahu.
(181)
Ohledně otázky nadbytečné kapacity a kompenzace věřitelů DRAX poznamenává, že rozpětí kapacity ve výši 20 % citované v rozhodnutí o zahájení řízení se týká pouze potřeby v období zimních špiček. Podle NGC činí přebytek kapacity nad průměrnou zimní špičkovou spotřebou 20,3 %. Podle společnosti DRAX by racionálním přístupem ke každému provozovateli společnosti BE bylo uzavření poměrné části jeho kapacity během letních měsíců. To by přineslo čisté úspory.
(182)
Společnost DRAX se domnívá, že existuje řada kompenzačních opatření a/nebo doplňků k plánu restrukturalizace, které by nějakým způsobem zajistily, že restrukturalizace bude v souladu s pokyny a že nabídly by kompenzace pro konkurenty, kterým nebyla poskytnuta žádná podpora. DRAX navrhuje toto:
a)
Odstranění společnosti BE z konkurenčního trhu vytvořením systému povinného nákupu jaderné energie za pevnou cenu, která by se blížila obnovitelným závazkům. BE nemůže být nikdy řádně restrukturována tak, aby mohla soutěžit za stejných podmínek s ostatními účastníky na trhu, kterým nebyla poskytnuta žádná podpora. Nejlepším řešením v případě, kdy výroba elektrické energie společností BE nemůže být odstraněna z trhu, je oddělení výstupu BE od konkurenčního trhu. Cena vyráběné jaderné elektrické energie by musela být regulována a mohla by se stanovit podle kapitálových nákladů a podle jiných tradičních parametrů pro regulaci ceny. To by splnilo zájmy vlády UK v oblasti zaručení dodávky a jaderné bezpečnosti a nedocházelo by k žádnému narušení hospodářské soutěže.
b)
Zredukování podmínek a nové vyrovnání rizik smluv BNFL ve prospěch BNFL.
c)
Odebrání elektrárny v Eggboroug.
d)
Zákaz akvizicí v budoucnu nebo působení jako vůdce na trhu.
e)
Získání závazku vlády UK o uplatnění principu „jednou a dost“.
(183)
Společnost DRAX také komentovala vztah ke Smlouvě o Euratomu. DRAX je toho názoru, že Smlouvy o Euratomu a o ES se spíše doplňují, než aby byly v konfliktu.
(184)
Svoje komentáře předložili také Odborová organizace pro bezpečnou jadernou energii (v rámci Vyrovnané energetické politiky) - TUSNE (18), pan Robert Freer (19), asociace UK Chemical Industries Association („CIA“) (20), společnost John Hall Associates („JHA“) (21), skupina Energy Intensive Users Group („EIUG“) (22), společnosti Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy („TVO“) (25), National Grid Transco (26), Royal Academy of Engineering (27), Enfield Energy Centre Limited („EECL“) (28), energetické informační centrum Energy Information Centre Ltd („EIC“) (29), společnost Major Energy Users' Council Ltd („MEUC“) (30) a druhá třetí strana, která si přála zůstat v anonymitě.
(185)
TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC a MEUC jsou společnosti zainteresované v zabezpečení dodávky ve Spojeném království a uvádí, že uzavření jaderných elektráren společnosti BE by způsobilo nebezpečí výpadků elektrického proudu a působilo by to proti zájmům spotřebitelů. Některé společnosti také zdůrazňují, že odstranění jaderných elektráren společnosti BE by mohlo znamenat, že Spojené království by velice obtížně plnilo závazky vyplývající z protokolu z Kjóta, protože elektrárny se podílí na různorodosti dodávky elektrické energie. Uvádí, že náklady na úpadek BE by vysoce převýšily cenu za restrukturalizaci této společnosti a že podpora je nutná.
(186)
Anonymní třetí strana uvádí, že BE využívá státní podporu za účelem agresivního ovládnutí trhu za dumpingové ceny. Cituje případy, kdy BE údajně navrhovala ceny o 10 až 15 % nižší než konkurence. Uvádí, že taková nabídka je neudržitelná bez státních subvencí, a nemůže proto být označována jako opatření pro obnovení životaschopnosti společnosti.
(187)
TVO uvádí, že z obtíží BE nemůže být vyvozováno to, že jaderná energie nemůže být na liberalizovaném trhu s elektrickou energií konkurenceschopná.
(188)
National Grid Transco uvádí, že současné rozpětí kapacity v Anglii a Walesu je menší než se původně předpokládalo, a nemůže být považováno za strukturální nadbytečnou kapacitu. National Grid Transco zmiňuje 20 % bezpečnostního rozpětí jako úroveň, jejíž překročení může být považováno za nadbytečnou kapacitu. National Grid Transco předpokládá, že bezpečnostní rozpětí bude nejméně do roku 2006 v lepším případě menší než 20 %. Pesimistické scénáře vidí bezpečnost vždy nižší než 20 %, dokonce blížící se hodnotě 8,5 % v roce 2009. National Grid Transco usuzuje, že pokud by se jako kompenzační opatření požadovalo uzavření některé elektrárny, muselo by se o tom s účastníky trhu jednat v dostatečném předstihu (3-4 roky), aby se mohly přizpůsobit tržní podmínky.
(189)
EECL uvádí, že výrobci elektrické energie (ne pouze BE) byli zasaženi nízkými velkoobchodními cenami elektrické energie ve Spojeném království. EECL zpochybňuje názor orgánů UK, že SRMC musí být měřítkem pro stanovení účinku podpory na narušení hospodářské soutěže, protože tyto náklady neodráží střednědobou až dlouhodobou životaschopnost elektrárny. EECL uvádí, že termínované tržní ceny jsou nejlepším indikátorem toho, že existuje strukturální nadbytečná kapacita na trhu.
IV. PŘIPOMÍNKY SPOJENÉHO KRÁLOVSTVÍ K ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ
(190)
Orgány UK informovaly Komisi o tom, že místní daně byly nakonec uhrazeny s normálním úrokem.
(191)
Jako předběžný komentář argumentují orgány UK, že dokonce i v případě, kdy Komise vyvozuje, že opatření B obsahuje podporu, způsob, jakým byly smlouvy pojaty, zajišťuje, že každý následný prospěch, přechodně získaný společností BE, bude automaticky eliminován zúročením, pokud balíček na podporu nebude autorizován. Nové smlouvy předpokládají, že nebudou mít trvalou platnost, pokud balíček na podporu nebude autorizován.
(192)
Spojené království se také vyjadřuje ke kontrole soukromých investorů. Spojené království uvádí, že BNFL jednala stejným způsobem, jako by jednal kterýkoli soukromý subjekt. Orgány UK argumentují zejména tím, že nelze tvrdit, že podmínky dohodnuté společností BNFL jsou velkorysejší než podmínky, které by za porovnatelných podmínek zaručil soukromý věřitel. Spojené království uvádí, že je nutno provést analýzu toho, zda BNFL při jednáních o svých smlouvách jednala podobným způsobem jako soukromí věřitelé, jak definoval Soudní dvůr ve svém rozsudku ve věci DM Transport (31).
(193)
Spojené království argumentuje tím, že se zdá, že Komise nepochopila spád událostí. Podle orgánů UK se společnost BNFL nebránila vyvolání článku o nesnázích, avšak oproti přesvědčení Komise vyjádřila svoji vůli zvážit možné dodatky ke stávajícím smlouvám ještě před oznámením, že BE zahájila jednání s vládou UK. Po rozhovorech s BE se však ukázalo, že pro vyřešení finančních problémů BE nebude možno učinit žádnou komerční nabídku, kterou by BNFL jako jediná mohla učinit za rozumných podmínek. Zpracování širšího plánu restrukturalizace umožnilo zahájit nová jednání mezi BE a BNFL a bylo dosaženo dohody o podmínkách, které byly velice podobné původní nabídce společnosti BNFL. Spojené království usuzuje, že akce BNFL jsou konzistentní s akcemi soukromého věřitele.
(194)
Spojené království dodává, že společnost BNFL, jako jediný zbývající komerční poskytovatel služeb v oblasti cyklů jaderného paliva v UK, by byla obzvláště silně ovlivněna nesolventností BE; neměla by bezprostřední tok příjmů na zabezpečení uložení nebo recyklace velkých množství paliva z reaktorů typu AGR, které je této společnosti dodáváno a také by měla omezené vyhlídky na oživení z důvodu nesolventnosti. Musela by vyvolat nová jednání s likvidátorem nebo s vládou o nové dohodě o likvidaci vyhořelého paliva s vysokou nejistotou o výši svých průběžných příjmů. Spojené království uvádí, že pokud by stejnému riziku, narušení systému a nejistotě čelil soukromý věřitel, potom by se určitě snažil být účasten na restrukturalizaci, která by určitě obsahovala i nová jednání o smlouvách s BE se záměrem maximalizovat celkové příjmy a zajistit obnovení životaschopnosti BE.
(195)
Spojené království dále uvádí, že skutečnost, že BNFL je společnost ve vlastnictví státu, neznamená, že akce BNFL byly v konečném důsledku nějakým způsobem méně komerční. Sděluje, že BNFL je veřejná akciová společnost, zaregistrovaná v obchodním rejstříku v roce 1985. BNFL má představenstvo složené z vedoucích pracovníků zainteresovaných na jejích komerčních aktivitách a nevýkonných ředitelů se zkušeností z jiných aktivit v privátním sektoru. Představenstvo BNFL má povinnost jednat nezávisle v zájmu společnosti. Spojené království dodává, že vláda UK neintervenuje na rozhodnutí BNFL v tom smyslu, aby na společnost vyvíjela nátlak jednat jinak než komerčně.
(196)
Nakonec Spojené království předložilo analýzu požadavků věřitelů a částky, u kterých byl dohodnut kompromis v rámci balíčku na restrukturalizaci.
(197)
Orgány UK usuzují, že opatření B nemůže být považováno za opatření obsahující státní podporu.
(198)
Spojené království uvádí, že mnoho stejných argumentů, uvedených 191 až 197 v souvislosti s opatřením B, lze stejně aplikovat i na opatření C. Spojené království argumentuje zejména tím, že je nutné nahlížet na akce BNFL v kontextu její výjimečné pozice hlavního věřitele společnosti BE, a na společnost BE jako největšího zákazníka společnosti BNFL. Vzhledem k průběžnému dlouhodobému obchodnímu vztahu mezi oběma společnostmi a k objemu závazků BE vůči BNFL nepřekvapuje, že stabilizace závazků vůči BNFL vysvětluje největší absolutní podíl dávek BE z titulu stabilizačních dohod. Soukromý věřitel ve stejné pozici jako BNFL - s největším dopadem v případě nesolventnosti BE - by měl jen omezené možnosti jednat jinak.
(199)
Spojené království také uvádí, že je špatné porovnávat stabilizační dohody BNFL na jedné straně se stejnými dohodami všech ostatních soukromých věřitelů na straně druhé. Bez účasti některého významného věřitele nemohou být smlouvy jako celek účinné. Spojené království porovnává všechny nezaplacené dluhy BE s příspěvkem každé strany ke stabilizačním dohodám a usuzuje, že BNFL se ve skutečnosti podílí menší procentní částí svých nesplacených závazků než většina soukromých věřitelů.
(200)
Orgány UK uvádí, že odstavec 32 pokynů nevyžaduje, aby podpůrná opatření měla omezenou dobu platnosti. Požaduje, aby plán restrukturalizace byl zpracován na co nejkratší dobu a aby dlouhodobá životaschopnost byla obnovena „během rozumného časového období“. Podle Spojeného království se zdá, že úmyslem pokynů je to, aby podpora byla poskytnuta pouze „jednou provždy“ a že to nesmí být průběžná provozní podpora. Není úmyslem zabránit podpoře, která by poskytla osvobození od dlouhodobých závazků.
(201)
Spojené království uvádí, že restrukturalizace bude kompletní, že životaschopnost bude obnovena během rozumného časového období a že podpora bude poskytnuta pouze jednou provždy, přestože závazky BE jsou dlouhodobého charakteru. BE bude schopna vytvářet finanční hotovost od roku 2004 a od roku 2005 bude mít kladný roční pohyb hotovosti. Podle scénáře nového seznamu se životaschopnost BE obnoví v roce 2005. Plán restrukturalizace je určen pro zabezpečení toho, že BE bude od data restrukturalizace samostatná bez další podpory ze strany vlády UK; plán restrukturalizace demonstruje, že taková úroveň rezerv vytvářená společností je dostatečná pro přežití při rozumných nevýhodných scénářích a z toho důvodu zaručuje životaschopnost.
(202)
V otázce průběžného osvobození od současných výdajů se vláda UK odvolává na to, že závazky vlády pokrývají pouze nasmlouvané historické závazky, závazky na vyřazení z provozu a smluvně nepodchycené závazky související s historickými problémy ohledně vyhořelého paliva z reaktorů typu AGR, veškerého vyhořelého paliva z reaktorů typu PWR a provozních odpadů a jiných doplňkových závazků. Spojené království uvádí, že nasmlouvané historické závazky ohledně vyhořelého paliva z reaktorů typu AGR se týkají paliva uloženého do reaktorů před datem účinnosti restrukturalizace. BE má povinnost, v rámci licence udělené jaderné elektrárně, likvidovat toto palivo a tedy vynakládat za tímto účelem prostředky. Takovým nákladům se nelze vyhnout.
(203)
Podobně lze argumentovat ohledně vyřazení elektráren z provozu. BE bude za tímto účelem přispívat Jadernému fondu pro vyřazení z provozu na vyřazení reaktorů z provozu a bude tím významně přispívat na celkové náklady na vyřazení z provozu.
(204)
Co se týče smluvně nepodchycených závazků, týkají se historických povinností ohledně vyhořelého paliva z reaktorů typu AGR a Spojené království uvádí, že tyto závazky se týkají pouze paliva uloženého do reaktorů před datem účinnosti restrukturalizace. Závazky týkající se vyhořelého paliva z reaktorů typu PWR obsahují všechny závazky ohledně paliva uloženého do reaktoru Sizewell B. Pro budoucí závazky bude BE přispívat částkou 150 000 GBP za každou tunu paliva uloženého do reaktoru Sizewell B po datu účinnosti restrukturalizace. Výše příspěvku byla stanovena na základě porovnatelných nákladů na likvidaci vyhořelého paliva v zahraničí s výhledem na pokrytí všech nákladů na palivo pro reaktory typu PWR v budoucnosti. Zbývající smluvně nepodchycené závazky se týkají různých odpadů, jiných než vyhořelé palivo, spojených s provozem elektráren BE a neočekává se, že budou významné.
(205)
Náklady na vyřazení z provozu a na smluvně nepodchycené závazky jsou z větší části fixní a existuje pouze malý prostor, aby se při běžném provozu elektráren výrazně zvýšily. Kromě toho zvýšené materiálové závazky z důvodu změny provozních postupů provedené za účelem ekonomického zisku BE nebo vyplývající z porušení minimálních výkonových norem bude muset hradit BE. Dále je důležité poznamenat, že i kdyby vláda přímo platila nasmlouvané závazky za BE, je podpora vlády na závazky na vyřazení z provozu a na smluvně nepodchycené závazky ve formě podmíněné garance. Spojené království uvádí, že opatření A proto nemůže být zařazeno jako průběžné osvobození od stávajících výdajů. Tomuto závěru odpovídá účetní zpracování opatření A, které je účtováno v rozvaze BE jako aktivní položka. BE není příjemcem žádné průběžné dotace, protože opatření A není žádným způsobem spojeno s průběžnou činností BE a náklady, pokryté opatřením A, vzniknou bez ohledu na dobu a rozsah budoucí činnosti BE.
(206)
Co se týče opatření B, Spojené království neuznává, že představuje státní podporu.
(207)
Spojené království také uvádí, že není vhodné považovat opatření A za nepřijatelné z toho důvodu, že zbavuje BE části jejích povinností na „platby za znečištění“. Podle plánu restrukturalizace bude BE hradit náklady za znečištění vyplývající z budoucí činnosti. Dále bude přispívat na historické náklady za znečištění formou hotovostní úhrady a formou dalšího příspěvku NLF. Bez záruky vlády by se BE stala nesolventní a nebyla by schopna hradit svoje budoucí povinnosti na „platby za znečištění“.
(208)
Spojené království dále reaguje na pochybnosti vyjádřené Komisí v jejím rozhodnutí o zahájení řízení ohledně toho, zda lze říci, že obnovení životaschopnosti BE bylo provedeno především z vnitřních zdrojů. Spojené království vysvětluje, že hlavním důvodem současných obtíží BE je neschopnost této společnosti splnit nevyhnutelné historické závazky a regulační a minimální bezpečností požadavky. Přesto Spojené království uvádí, že vnitřní opatření přijatá BE nejsou nevýznamná. Společnost prodala svůj podíl ve společnostech Bruce Power a Amergen a provádí významnou interní restrukturalizaci, která bude obsahovat […]. Společnost také zvýšila podíl střednědobých smluv s pevnými cenami, zahrnujících i velké průmyslové a komerční zákazníky, za účelem omezení rizika změny cen na velkoobchodním trhu. Dalším z nejvýznamnějších interních opatření jsou nová jednání s BNFL o smlouvách o dodávce paliva a o likvidaci vyhořelého paliva.
(209)
Dále se Spojené království domnívá, že pokyny požadují vyváženost mezi státními příspěvky, soukromými příspěvky a vlastními příspěvky společnosti avšak to neznamená, že společnost musí být schopna se vzpamatovat bez zásahu státu.
(210)
Po připomenutí toho, proč není možné přesně kvantifikovat náklady na závazky vyplývající z jaderných aktivit, uvedly orgány UK, že není v tomto případě nutné znát přesnou výši podpory nebo stanovit, která opatření lze pokládat za podporu pro získání přehledu o tom, zda je balíček omezen na potřebné minimum. Závazek vlády pokrývající definované kategorie závazků je pro balíček restrukturalizace a pro obnovení životaschopnosti BE rozhodující. Orgány UK argumentují tím, že úroveň podpory pro společnost BE je strukturálně minimalizovaná prodejem aktiv (Bruce Power a Amergen), redukcí závazků vůči věřitelům, pokračujícím přispíváním BE na financování jejích jaderných závazků, jinými vnitřními opatřeními pro redukci nákladů a mechanismem, kterým bude BE přispívat v budoucnu 65 % svého volného finančního toku na financování svých jaderných závazků.
(211)
Orgány UK připomněly argumenty uvedené v oznámení, podle kterých nemá podpora dopad na konkurenci, protože nemá vliv na krátkodobé mezní náklady BE, které vymezují každodenní provoz elektrárny. Připomněly, na základě aktualizovaných údajů a porovnání s jinými členskými státy, že na trhu není nadbytečná strukturální kapacita a prohlásily, že z tohoto důvodu by neměla být uložena žádná kompenzační opatření.
V. PŘIPOMÍNKY SPOJENÉHO KRÁLOVSTVÍ K PŘIPOMÍNKÁM ZAINTERESOVANÝCH STRAN
(212)
Ve svých připomínkách se orgány UK soustředí na ty poznámky, které polemizují s jejich názorem, zatímco poznámky, které podporují jejich názor, nekomentují.
(213)
Orgány UK nejdříve připomínají své úvahy ohledně krátkodobých mezních nákladů společnosti BE a svůj názor, podle kterého podpora nebude mít vliv na konkurenty. Tento argument je dále podpořen čísly o nabídce BE na trhu s přímým prodejem, která ukazují, že BE nemá motivaci nezvyšovat svůj zisk stanovením cen za mezní náklady. Orgány UK pokračují oznámením, že BE nemá motivaci ponechávat elektrárny na trhu, který nedokáže amortizovat její náklady, kterým se lze vyhnout. V tomto ohledu uvádí analýzu nákladů zaměřenou na prokázání, že elektrárna Dungeness B pokrývá své náklady, kterým se lze vyhnout, rozumným odhadem cen na trhu s elektrickou energií.
(214)
Orgány UK dále připomínají svůj názor na skutečnost, že na trhu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita. Uvádí, že společnost Powergen v zimě roku 2003-2004 uvedla do provozu dříve zakonzervované elektrárny, což může znamenat, že samotná společnost Powergen usuzuje, že na trhu není nadbytečná strukturální kapacita. Orgány UK připomínají svůj názor na bezdůvodnost kompenzačních opatření a uvádí svůj názor na každé opatření navržené společností Powergen.
(215)
Orgány UK potom připomínají svůj názor na opatření B a C a zdůrazňují, že především sama BNFL jednala na doporučení externích poradců. Tvrdí, že názory Powergen na tato opatření jsou založeny na špatných odhadech údajů.
(216)
Ohledně životaschopnosti orgány UK popírají názor společnosti Powergen na spolehlivost elektráren BE a předložily Komisi zprávu od externího konzultanta o prověření hypotézy o životnosti.
(217)
Orgány UK na závěr konstatují, na rozdíl od toho, co tvrdí Powergen, že pokud dojde k zotavení cen elektrické energie, zajistí mechanismus postupného odnětí, že společnosti BE nebude poskytnuta nepotřebná podpora.
(218)
Orgány UK nepřijímají názor organizace Greenpeace, že podpora musí být přezkoumána jako podpora poskytnutá akcionářům. Taková teorie by znamenala, že každá podpora kótované společnosti by byla podporou jejích akcionářů. Orgány UK uvádí, že akcionáři BE vložili až 97,5 % svých úroků do kmenového kapitálu BE.
(219)
Orgány UK znovu uvedly, že si nemyslí, že by společnost BNFL při nových jednáních o svých smlouvách s BE jednala pod nátlakem vlády a uvedly, že vlastní podrobné účetní výkazy BNFL, které byly paralelně odeslány Komisi, demonstrují opak. Výpis ze zprávy společnosti BE za období roků 2002/2003 a článek v periodiku „The Business“, týkající se neúspěchu rozhovorů mezi BNFL a BE v srpnu/na začátku září roku 2002, byly organizací Greenpeace špatně pochopeny jako náznak toho, že BNFL později jednala pod tlakem vlády. Právě naopak, tyto podklady ukazují, že BNFL nebyla ochotna účastnit se plánu BE bez jiných věřitelů, kteří by měli podobnou spoluúčast. Orgány UK uvádí, že BNFL již předala interní dokumenty, které od ní měla podle Greenpeace Komise požadovat. Ohledně smluv mezi BE a BNFL, které jsou podle Greenpeace vytvořeny tak, aby BNFL zaručily garantovaný příjem, uvádí orgány UK, že většina z těchto smluv byla podepsána nebo znovu projednána po privatizaci BE, a proto tyto smlouvy nemohly být vládou společnosti BE vnuceny. Na závěr orgány UK uvádí, že vazba mezi koncesí BNFL a cenami elektrické energie je důkazem toho, že BNFL se chovala komerčně tím, že požadovala, aby se s ní BE rozdělila o část možného zisku a ne naopak.
(220)
Orgány UK připomínají svůj názor na použití principu plateb za znečištění. Nemyslí si, že by Greenpeace v tomto ohledu uvedl nějaké další skutečnosti nebo argumenty.
(221)
Ohledně dopadu podpory na hospodářskou soutěž nesouhlasí orgány UK s námitkou Greenpeace, že účinkem balíčku pro podporu je udržet na trhu neschopného výrobce. BE nelze považovat za neschopného výrobce, protože jeho náklady, kterým se lze vyhnout, patří mezi nejnižší na trhu. Problémy této společnosti jsou vázány pouze na historické závazky. Dále orgány UK připomínají svůj názor na to, že podpora nenarušuje hospodářskou soutěž, a proto nikomu nebrání vstoupit na trh.
(222)
Orgány UK uvádí, že připomínky Greenpeace k nadbytečné kapacitě na trhu byly chybné, protože byly založeny na zastaralých prognózách, organizace špatně interpretovala měřítka společnosti NGTransco pro stanovení rozpětí kapacity, používala špatná čísla pro současné rozpětí kapacity, brala v úvahu pouze nejoptimističtější ze tří možných scénářů pro budoucnost a ignorovala problémy při návratu některých zakonzervovaných elektráren na trh.
(223)
Orgány UK dále zpochybňují ekonomické argumenty Greenpeace o dopadu možného uzavření elektráren BE na daňové poplatníky. Vysvětlují, že samotná Greenpeace potvrdila, že toto uzavření by zvýšilo ceny elektrické energie. Kromě toho studie zpracovaná společností Deloitte and Touche ukázala, že předčasné uzavření jedné jaderné elektrárny si může vyžádat dodatečné náklady. Předčasné uzavření více než jedné elektrárny by přineslo úměrně vyšší náklady z důvodu omezení v elektrárně v Sellafieldu, která se používá pro zpracování radioaktivního materiálu. Na závěr orgány UK zmiňují, že obě zprávy, přiložené k připomínkám organizace Greenpeace (od společnosti Large & Associates a ILEX), vychází ze zastaralých údajů o kapacitě od společnosti NGTransco a z velice optimistických hypotéz. Ke svým připomínkám orgány UK přikládají expertízu zpráv, kterou zpracovali George Yarrow a Tim Keyworth ze společnosti DKY Limited a která dochází k opačným závěrům.
(224)
Na závěr na základě výše uvedených faktů orgány UK odmítají názor společnosti Greenpeace, že podpora není přiměřená.
(225)
Orgány UK nejprve odmítají názor společnosti Drax, že balíček pro podporu ukazuje, že vláda UK nikdy nenechá BE padnout. Připomínají, že balíček podléhá schválení perspektiv životaschopnosti BE vládou.
(226)
Ohledně opatření A připomínají orgány UK, že vláda UK nepřevezme všechny závazky BE na vyřazení z provozu, ale uhradí pouze schodek v NLF. V otázce odhadu nákladů v patření A Spojené království poznamenává, že požadovat, aby neexistovala absolutně žádná nejistota ve výpočtech, by znemožnilo zaručit úlevy pro dlouhodobé závazky, což by vedlo ke zvrácené aplikaci pravidel pro poskytování státní podpory a působilo by to proti cílům Smlouvy o Euratomu. Orgány UK také zavrhují tvrzení společnosti Drax, že skutečnost, že vláda UK nese konečnou zodpovědnost za jadernou bezpečnost podle mezinárodních dohod, tvoří státní garanci, a připomínají, že angažování Národního kontrolního úřadu (National Audit Office) je v tomto ohledu irelevantní, protože úřad je nezávislý na vládě.
(227)
Ohledně opatření B orgány UK uvádí, že připomínky BNFL jsou v rozporu s názorem společnosti Drax, že pro BNFL by situace byla výhodná, i kdyby BE byla nesolventní. Také připomínají, že nová jednání s BE o dohodách BNFL byla vedena velice striktně. Ohledně opatření C orgány UK uvádí, že na neplacení úroků společností BE společnosti BNFL během stabilizace musí být nahlíženo jako na součást celkového zainteresování BNFL do plánu restrukturalizace a ne jako na samostatný prvek, protože celý balíček byl projednáván jako celek. Balíček jako celek neznevýhodňuje BNFL v porovnání s jinými věřiteli BE.
(228)
Ohledně opatření G připomínají orgány UK, že již dříve předložily důkaz o tom, že obchodní sazby byly společností BE splaceny, včetně řádného úroku.
(229)
V souvislosti s kompatibilitou plánu restrukturalizace s pokyny odmítají orgány UK názor společnosti Drax, že plán neobnoví životaschopnost BE, protože BE nepokryje všechny svoje náklady, kterým se lze i nelze vyhnout. Spojené království připomíná, že aby BE mohla přežít, je z ní třeba od části břemen z minulosti - nevyhnutelných nákladů - odlehčit. Jakmile se to však uskuteční, stane se BE znovu životaschopnou, protože bude nejen schopna splatit všechny svoje trvající náklady, ale také bude schopna významně přispívat na své nevyhnutelné náklady z minulosti. Proto je ekonomicky výhodnější provozovat jaderné elektrárny společnosti BE a získat tak příspěvek na platbu nevyhnutelných nákladů z minulosti. Uzavření elektráren BE by aktuálně znamenalo vyšší náklady.
(230)
Orgány UK odmítají argument společnosti Drax, že podpora způsobí, že BE bude prodávat na trh za jakoukoliv cenu. Tvrdí, že BE jako výrobce základního výkonu nemá rezervu ve výrobě elektrické energie, kterou by mohla prodávat navíc za mimořádně nízkou cenu. Naopak, jejím zájmem je prodávat svou výrobu za maximální cenu. Majitelé obligací a akcií BE také zaručí, že BE bude maximalizovat svůj zisk, protože z jeho části budou mít prospěch.
(231)
Orgány UK také odmítají argument společnosti Drax, že plán restrukturalizace má příliš dlouhou dobu trvání. Vysvětlují, že aktuální požadavek vycházející z pokynů je, aby životaschopnost BE byla obnovena během rozumného období. Podle orgánů UK se účinek opatření A, o kterém tvrdí, že je to jediné opatření tvořící státní podporu, okamžitě projeví v rozvaze BE.
(232)
Ohledně existence nadbytečné kapacity na trhu orgány UK uvádí, že hodnocení společnosti Drax je založeno na zastaralých údajích a na chybě měřítka NGTransco použitého pro rozmezí kapacity. Návrh společnosti Drax na uzavření jaderných elektráren v létě by byl ekonomicky nejistý a mohl by také zvýšit obavy o jadernou bezpečnost a o zabezpečení dodávky energie. Orgány UK potom prověřují každé ze čtyř navrhovaných kompenzačních opatření a odvozují, že jejich zavedení by ohrozilo vyrovnanost plánu restrukturalizace nebo ovlivnilo vyhlídky na životaschopnost BE.
(233)
Orgány UK vysvětlují, že cena uváděná třetí stranou (přibližně 1 000 GBP/kgU) se týká ceny základních smluv o likvidaci vyhořelého paliva z dodávky pro pokrytí základního výkonu. Tyto smlouvy byly první skupinou smluv podepsaných BNFL s BE nebo se společnostmi, které nyní tvoří součást BE. Byly určeny pro pokrytí převážně fixních nákladů zařízení BNFL pro likvidaci vyhořelého paliva. Později BNFL podepsala s BE nebo se společnostmi, které nyní patří BE, dodatečné smlouvy, které se netýkaly dodávky pro pokrytí základního výkonu a které už neobsahovaly nákladové složky vázané na novou platbu fixních nákladů. Cena v těchto nových smlouvách byla stanovena […], což je mnohem nižší cena než cena, jakou uvedla třetí strana. Každé smysluplné porovnání cen účtovaných BNFL společnosti BE před novým jednáním o jejich stanovení a po něm by muselo být založeno na cenách dodatečných smluv, které v době těsně před novým jednáním převažovaly, a ne na cenách základních smluv.
(234)
Orgány UK neakceptují tvrzení EECL, že oznámení balíčku pro pomoc zhoršilo pokles velkoobchodních cen. Podle orgánů UK okamžité ceny kolísaly před i po oznámení vlády UK o její spoluúčasti na záchraně BE, které bylo vydáno dne 9. září 2002. Ceny však nevykazovaly ostrý pokles. Pokud jde o stanovené ceny, ty byly relativně nedotčeny. Ostatně předem stanovené ceny pro základní odběr v létě roku 2004 se od září roku 2003 zvýšily, a to navzdory dohodnutému balíčku pro restrukturalizaci.
(235)
Orgány UK potom vznesly námitku proti připomínce EECL, že svoje předpoklady založily špatně na předpokladu, že BE by rozhodovala, zda uzavře svoje jaderné elektrárny, spíše na posouzení svých krátkodobých mezních nákladů než na posouzení nákladů, kterým se lze vyhnout. Orgány UK prověřily dopad balíčku na podporu na náklady BE, kterým se lze vyhnout a prokázaly, že jsou hluboko pod úrovní předem dohodnutých tržních cen, což je dobrý základ pro rozhodnutí provozovatele o tom, že svoje elektrárny neuzavře.
(236)
Na závěr orgány UK připomínají svoje argumenty o tom, že na trhu není nadbytečná kapacita.
(237)
Orgány UK vznesly námitku proti názoru společnosti Intergen, že příslušné jistoty dodávky může být dosaženo, i kdyby BE byla nesolventní, a to formou bezpečnostních dohod s nuceným správcem. Orgány UK dále oznamují, že pokyny nepředpokládají žádný typ momentální kompenzace takového typu, jaký navrhuje Intergen. A pokud jde o různé typy dohod uzavřených mezi BE a jejími věřiteli, mimo jiné i společností Intergen, TFE a Centrica, uvádí orgány UK, že se jedná o komplexní dohody, které byly všechny komerčně projednány před restrukturalizací a nesouvisí s balíčkem státní podpory.
(238)
Orgány UK předložily kvantitativní informace pro prokázání toho, že ceny BE jsou v sektoru přímého prodeje trvale vyšší než předem dohodnuté velkoobchodní ceny, a že BE získala méně než 20 % obchodních případů, o které se ucházela, což je v rozporu s obviněním třetí strany, že BE nabízela přehnaně nízké ceny. Orgány UK dále připomínají, že podle jejich názoru BE jako výrobce základního výkonu nemá motivaci nabízet uměle nízké ceny.
VI. POSOUZENÍ
(239)
Přinejmenším část příslušných opatření se týká otázek pokrytých Smlouvou o Euratomu, a proto musí být podle toho posuzovány (32). Avšak to, zda nejsou nutné nebo zda jdou nad rámec Smlouvy o Euratomu nebo zda narušují nebo hrozí, že by narušila hospodářskou soutěž na mezinárodním trhu, musí být posouzeno v rámci Smlouvy o ES.
1. Smlouva o Euratomu
(240)
Posuzovaná opatření, především opatření A a B, by měla dopad na financování jaderných závazků a likvidaci vyhořelého jaderného paliva. Administrace vyřazení z provozu a likvidace odpadů tvoří náklady, které jsou nutné pro správnou a zodpovědnou činnost jaderného průmyslu. V kontextu jaderného průmyslu tvoří potřeba adresovat rizika spojená s nebezpečím vznikajícím z ionizujícího záření jednu z hlavních priorit. Komise bere na vědomí, že tyto dva aspekty jaderného řetězce získávají na důležitosti a jsou nezbytné pro zajištění bezpečnosti pracovníků a populace.
(241)
Smlouva o Euratomu se zabývá zejména těmito úkoly a současně směřuje k vytvoření „podmínek pro rozvoj mocného jaderného průmyslu, který rozšíří zdroje energie…“. Tyto úkoly jsou dále zopakovány v článku 1 Smlouvy o Euratomu, který stanovuje, že „cílem Společenství je přispět vytvořením podmínek nezbytných pro rychlé vybudování a růst průmyslu ke zvýšení životní úrovně v členských státech…“. Závažnost tohoto úkolu byla podtržena v Zelené knize Komise „K evropské strategii za bezpečnou dodávku energie“ (COM (2002) 321 ze dne 22. června 2002). Dále ustanovení čl. 2 písm. b) Smlouvy o Euratomu stanoví, že Společenství musí k dosažení svých cílů stanovit jednotné bezpečnostní normy pro ochranu zdraví obyvatelstva a pracovníků a dbát na jejich dodržování. Ustanovení čl. 2 písm. e) Smlouvy o Euratomu také stanovuje, že Společenství musí zaručovat vhodným dohledem, aby jaderný materiál nebyl zneužíván k jiným účelům, než ke kterým je určen. Z tohoto důvodu Smlouva o Euratomu ustanovuje „Společenství Euratom“ a předpokládá, že tento institut bude mít potřebné nástroje a zodpovědnost, aby tyto úkoly byly splněny. V tomto ohledu, a jak bylo potvrzenou Soudním dvorem, je jaderná bezpečnost svěřena do kompetence Společenství a musí být spojena s ochranou před nebezpečím, které vyplývá z ionizujícího záření, podle článku 30 kapitoly 3 Smlouvy o Euratomu týkající se ochrany zdraví (33). Komise musí zajistit, aby byla aplikována ustanovení této Smlouvy a může proto přijmout rozhodnutí ve smyslu stanoveném v této Smlouvě nebo vydat stanoviska, pokud uváží, že je to nutné.
(242)
Komise bere na vědomí, že podklady poskytnuté orgány UK ukazují, že účinky zkoumaných opatření jsou, mimo jiné, zaměřeny na udržení bezpečnosti jaderných elektráren, na zajištění bezpečné administrace jaderných závazků, na zvýšení záruky dodávky udržováním rozmanitosti zdrojů paliva ve Velké Británii a také na vyloučení emisí oxidu uhličitého. Oddíly III a IV výše podrobně popisují argumenty předložené v tomto ohledu orgány UK a třetími stranami.
(243)
Při posouzení těchto informací a zejména při stanovení toho, zda tato opatření jsou nutná nebo zda spadají do oblasti úkolů Smlouvy o Euratomu, Komise poukazuje na to, že státní podpora a opatření jsou zaměřeny na rizika spojená se současnou situací ve společnost British Energy a na jejich případný dopad na uvedené úkoly vyplývající ze Smlouvy. Orgány UK se ve skutečnosti rozhodly poskytnout podporu společnosti British Energy, mimo jiné se záměrem zajistit kontinuitu podmínek pro bezpečnost a pro zajištění jaderného průmyslu, a zároveň udržovaly ve funkci jaderné elektrárny jako rozsáhlé zdroje energie. Tato intervence se uskutečnila v kontextu rizika úpadku hlavního jaderného operátora v UK. Kontinuita specifického ekonomického operátora není přímo spojena s kontinuitou jeho jaderných aktivit. V případě nesolventnosti se však musí brát v úvahu jak bezpečnost, tak i jistota dodávky. Komise proto považuje řešení orgánů UK bojující s těmito riziky za správné a zodpovědné a v souladu s úkoly stanovenými Smlouvou o Euratomu.
(244)
Tři kompenzační opatření, která jsou popsána níže, dokonce posilují splnění úkolů dle Smlouvy o Euratomu tím, že zajišťují, že zásahy státu nebudou použity pro jiné účely než pro úhradu jaderných závazků. Ostatně princip stropu a mezní hodnoty uplatněný pro tři typy úhrady historických závazků zajistí, že bude k dispozici dostatek finančních prostředků pro splnění těchto cílů při současném omezení intervence na minimum nutné pro jejich dosažení.
(245)
Komise usuzuje, že opatření, která orgány UK plánují zavést, jsou vhodná pro řešení všech požadovaných úkolů a že jsou plně podložena Smlouvou o Euratomu.
2. Podpora ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES
(246)
Podle čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES jsou státní podpory definovány jako podpory poskytované v jakékoli podobě státem nebo ze státních prostředků, které narušují nebo mohou narušit hospodářskou soutěž tím, že zvýhodňují určité podniky nebo určitá odvětví výroby a ovlivňují obchod mezi členskými státy.
(247)
Je zřejmé, že státní zásah do plánu restrukturalizace BE je selektivní, protože zvýhodňuje pouze jednu činnost.
(248)
Obchod s elektrickou energií mezi UK a ostatními členskými státy probíhá přes propojovací články ve Francii a v Irsku. S elektrickou energií se mezi členskými státy obchoduje již dlouhou dobu a zejména od zahájení platnosti Směrnice Evropského parlamentu a Rady 96/92/ES ze dne 19. prosince 1996 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou (34). Podle údajů předaných UK v oznámení je BE druhým největším výrobcem elektrické energie v Anglii a Walesu a třetím ve Skotsku. Státní zásah do plánu restrukturalizace tedy může jasně ovlivnit obchodování mezi členskými státy.
(249)
Tři ze sedmi restrukturalizačních opatření nečerpají ze státních zdrojů. Jsou to: opatření D („Restrukturalizační balíček pro významné věřitele“), opatření E („Zavedení nové obchodní strategie“) a opatření F („Prodej aktiv za účelem pomoci financování restrukturalizace“). Tato opatření nemohou být označena jako státní podpora podle čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(250)
Naproti tomu opatření A čerpá ze státních zdrojů, protože se skládá z řady plateb nebo kroků k provedení plateb vládou UK. Protože platby ze strany vlády UK budou přebírat část jaderných závazků, které by měla normálně plnit BE, poskytuje opatření A pro společnost BE také výhodu. S uvážením všeho, co bylo uvedeno výše, Komise usuzuje, že opatření A je státní podpora ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES. Spojené království tento názor nezpochybňuje.
(251)
Opatření B a C se týkají prostředků společnosti BNFL (pro opatření B to platí zcela, pro opatření C částečně), která je ve vlastnictví státu. Prostředky, které patří společnosti ve vlastnictví státu, jsou státní prostředky. Z tohoto pohledu představují opatření B a C státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES pokud a jen pokud poskytují konkurenční výhodu společnosti BE a udělení této výhody lze přisoudit státu. Protože tato otázka se objevila při rozhodování o zahájení řízení, bude důkladně analyzována v oddíle VI.2.b) níže.
(252)
Opatření G se týká také prostředků místních orgánů. Prostředky těchto orgánů tvoří státní prostředky. Opatření G je proto státní podpora ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES pokud a jen pokud poskytují konkurenční výhodu společnosti BE a udělení této výhody lze přisoudit státu. Protože i tato otázka se objevila při rozhodování o zahájení řízení, bude důkladně analyzována v oddíle VI.2.a) níže.
a) K existenci podpory v opatření G
(253)
Orgány UK prokázaly, že místní daně, kterých se týká opatření G, byly společností BE uhrazeny s úrokem vypočteným podle údajů a diskontních sazeb stanovených Komisí pro Spojené království. V zákonodárství UK neexistují žádná specifická ustanovení, která by vyžadovala používání vyšších úrokových sazeb v případě, že místní orgány odloží platby místních daní. Komise proto předpokládá, že sazba, která byla použita, je vhodné měřítko pro přijetí rozhodnutí o tom, zda odklad platby daní poskytuje společnosti BE konkurenční výhodu. Na základě výše uvedených skutečností Komise usuzuje, že opatření G není státní podporou ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
b) K existenci státní podpory v opatřeních B a C
(254)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení uvedla, že „v tomto stádiu hodnocení se Komise domnívá, že nová jednání o smlouvách mezi BNFL a BE mohou být považována za státní podporu“. To bylo založeno na skutečnosti, že BNFL, společnost ve vlastnictví státu, oznámila, že byla ochotna změnit obchodní podmínky svých stávajících smluv s BE až poté, co BE oznámila, že zahájila rozhovory s vládou UK s úmyslem získat finanční podporu. Nezdálo se pravděpodobné, že tyto smlouvy nebyly projednávány za nápadně nevýhodných podmínek. Komise došla ke stejnému předběžnému závěru jako v případě opatření C.
(255)
Komise s využitím údajů, které jí byly poskytnuty od zahájení řízení, provedla hlubší analýzu toho, zda opatření B a C splnila kritéria pro to, aby mohla být považována za státní podporu a zejména to, zda mají za následek konkurenční výhodu společnosti BE. Komise došla k následujícím závěrům:
(256)
Opatření B obsahuje nové projednání smluv mezi BNFL, společností ve vlastnictví státu, a BE. Komise zkoumala, zda opatření B neposkytuje společnosti BE výhodu, kterou by žádný soukromý provozovatel by za podobných okolností tomuto podniku v obtížích neposkytl. Jinými slovy, Komise posuzovala, zda BNFL, když souhlasila s opatřením B, postupovala podle zásad tržního hospodářství.
(257)
Za tímto účelem Komise posuzovala zejména to, zda nová jednání o smlouvách BNFL se společností BE nebyla vedena za nápadně nevýhodných podmínek a zda ústupky společnosti BNFL byly komerční povahy.
(258)
První otázka, kterou musela Komise posoudit, byla, zda nová ujednání mezi BNFL a BE nebyla vedena za nápadně nevýhodných podmínek. Je třeba připomenout, že BNFL je největším samostatným věřitelem BE a že BE je největší zákazník BNFL. Komise proto zkoumala, zda by podmínky přijaté společností BNFL mohly být přijatelné pro soukromého provozovatele nacházejícího se v podobné situaci. V kontextu dodavatele, čelícího obtížím svého největšího zákazníka, a to znamená zkontrolovat, zda BNFL jednala jako svědomitý soukromý věřitel tak, aby maximalizovala šance na získání svých nároků (35).
(259)
Komise zkoumala příslušné zprávy právních a finančních poradců BNFL a výpisy z jednání správní rady BNFL, které společnost BNFL dodala.
(260)
Komise bere na vědomí, že BNFL požádala svoje poradce, aby posoudili její pozici s ohledem na společnost BE na začátku roku 2002, už v době, kdy se BE poprvé odvolala na článek o potížích, zakotvený v jejích dohodách s BNFL. Nebylo možné učinit definitivní závěr, zda vskutku byly splněny podmínky pro uplatnění článku o potížích, avšak představenstvo dalo pokyn společnosti BNFL, aby zvážila možné úmluvy, které by řešily obtíže BE, avšak na základě explicitní podmínky, že každá úmluva musí být pro BNFL komerčně výhodná.
(261)
Zprávy poskytnuté společností BNFL, které byly zpracovány v té době, ilustrují přesnou situaci BNFL jako věřitele a dodavatele společnosti BE a analyzují dopad nesolventnosti BE na BNFL. Zprávy vyvozují, že z hlediska vysoké zainteresovanosti BNFL by pro tuto společnosti byla nejvýhodnější restrukturalizace solventnosti, avšak ne za každou cenu. Zprávy proto definují navrhovaný balíček ústupků vůči BE a dále sledují vývoj tohoto balíčku během jednání s BE. Z těchto zpráv je jasné, že BNFL během jednání stále zastávala svoji původní myšlenku, kterou byla snaha o nejlepší ochranu jejích zájmů při zabránění toho, aby na BE byla uvalena nucená správa, avšak ne za každou cenu, a na základě rovnocenné dohody.
(262)
Orgány UK uvedly, že nové dohody BNFL musí být posuzovány jako balíček a musí být srovnávány s pozicí, v jaké by se mohla BNFL nacházet, pokud by se BE stala nesolventní, a ne zdůrazňovat jednotlivé prvky. Zprávy předané orgány UK a společností BNFL činí závěr, že Konečné podmínky jsou pro BNFL výhodnější než kterýkoliv scénář nesolventnosti.
(263)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti došla Komise k prvnímu závěru, že v případě nesolventnosti BE by se společnost BNFL ocitla ve velice nejisté a nanejvýš nevýhodné situaci.
(264)
Je pravda, že nesolventnost BE by automaticky neznamenala to, že všechny její jaderné elektrárny by byly okamžitě uzavřeny, ani že by to ovlivnilo potřeby vyřazení stávajících elektráren z provozu a likvidaci historického vyhořelého paliva.
(265)
Avšak Komise se domnívá, že v případě nesolventnosti BE by se BNFL ocitla v obtížnější situaci pro jednání, protože následovníkem společnosti BE by se mohl stát kdokoliv, ať už v oblasti provozu elektráren nebo v oblasti jejich vyřazování z provozu. To by zahrnovalo velké množství rizik a nejistot, které musí vzít soukromý investor při zvažování nových jednání v úvahu, zejména při jednáních se svým hlavním zákazníkem. Skutečnost, že poradci BNFL pečlivě studovali tuto alternativu, je jasným náznakem, že BNFL jednala s uvážením těchto skutečností.
(266)
Snaha o restrukturalizaci solventnosti BE a její dosažení proto byly rozhodně komerčním zájmem BNFL.
(267)
Po učinění tohoto prvotního závěru posuzovala Komise dopad nově projednaných dohod na příjmy BNFL, zejména z hlediska připomínek třetích stran, aby tyto nově projednané dohody více přezkoumala v mikroekonomických podmínkách, zda mohou být přijatelné pro soukromou společnost nacházející se v podobné pozici.
(268)
Pokud se jedná o likvidaci vyhořelého paliva, jsou závazky dané pro toto palivo rozděleny na historické a budoucí závazky.
(269)
Pokud se jedná o historické závazky pro vyhořelé palivo, pak podle opatření A plánu restrukturalizace všechny tyto závazky převezme od BE vláda UK (36).
(270)
Ohledně otázky likvidace vyhořelého paliva v budoucnosti byly stávající úmluvy doplněny. BNFL předložila následující tabulku týkající se nových úmluv o likvidaci vyhořelého paliva, která ukazuje, že BE bude společnosti BNFL platit podle klouzavé sazby. Údaje psané kurzívou doplnila Komise:
Tabulka 7
Ceny stanovené v nových úmluvách o likvidaci vyhořelého paliva
Výnosové ceny elektrické energie (38) v GBP/MWh, reálné podmínky roku 2003
Jednotkové množství (slevy)/příplatky v GBP/MWh, reálné podmínky roku 2003
(v porovnání s cenami původních smluv)
Čisté jednotkové množství plateb za vyhořelé palivo v GBP/MWh, reálné podmínky roku 2003
Platba v GBP/kgU (37)
14,8 a méně
- 0,6
[…]
15
- 0,5
16
0
17
0,5
18
1
19
1,5
20
1,75
21 a více
2,0
(271)
Je důležité poznamenat, že slevy a příplatky v tabulce 7 jsou porovnávány s úmluvami o likvidaci vyhořelého paliva, které byly platné těsně před restrukturalizací, a ne se staršími úmluvami. To je správné měřítko pro analýzu ústupků BNFL ve prospěch BE, protože to reprezentuje to, co by BNFL dostala od BE, pokud by se BE nedostala do obtíží. Naopak porovnání nových úmluv se staršími smlouvami, jako jsou úvodní smlouvy o základním výkonu, smlouvy, na které se odvolává první anonymní strana, by nemělo žádný význam, pokud jde o analýzu aktuálních ústupků učiněných společností BNFL během jednání o plánu restrukturalizace.
(272)
Tabulka 7 ukazuje, že pokud bude výnosová cena elektrické energie nižší než uplatněná cena 16 GBP/MWh, zaručí BNFL slevu pro BE v porovnání s úmluvami o likvidaci vyhořelého paliva uzavřenými před restrukturalizací. Pokud bude cena elektrické energie vyšší než uplatněná cena, bude BNFL zaplacen příplatek v porovnání s platbami, které přijala podle původních úmluv o likvidaci vyhořelého paliva.
(273)
Jak bylo zmíněno v bodu 270, výše příjmů BNFL z likvidace budoucího vyhořelého paliva je závislá na velkoobchodních cenách elektrické energie v UK. To samo o sobě nemůže být vysvětlováno jako nekomerční. Je to poměrně normální v sektoru, kde jednotliví účastníci chtějí rozdělit rizika vázaná na možné velké změny cen.
(274)
Za účelem přezkoumání toho, zda by tyto ceny mohly být přijatelné pro soukromou společnost, prověřila Komise, do jaké míry tyto ceny umožní společnosti BNFL pokrýt její náklady, kterým se lze vyhnout, z pohledu předpokládaného vývoje cen elektrické energie. Protože pokud by soukromá společnost čelila nebezpečí, že ztratí takto významného zákazníka, jako je pro BNFL společnost BE, byla by připravena jít až na snížení cen na náklady, kterým se lze vyhnout, uzavřením svých provozů. A toto jsou náklady, kterým se lze vyhnout.
(275)
V tomto případě, na základě nových úmluv o likvidaci vyhořelého paliva, získá BNFL nárok na vyhořelé palivo, dodané společností BE. To znamená, že konečná likvidace tohoto paliva bude provedena společností BNFL, což nebyl případ podle předcházejících úmluv (39). Protože toto je v porovnání s předcházejícími úmluvami dodatečné zatížení BNFL, není možno se jednoduše spolehnout na porovnání mezi předcházejícími platbami a novými platbami a vyvozovat, že se BNFL vrátí její náklady, kterým se lze vyhnout, jakmile velkoobchodní cena elektrické energie bude vyšší než […] GBP/MWh. Na druhé straně nové úmluvy o vyhořelém palivu nepředepisují způsob, jakým BNFL musí zacházet s vyhořelým palivem, na které má nárok. BNFL si může zvolit, zda palivo bude nebo nebude před konečnou likvidací regenerovat.
(276)
Je nutno provést další analýzu založenou na skutečných nákladech BNFL, kterým se lze vyhnout, včetně nákladů za konečnou likvidaci vyhořelého paliva.
(277)
Komise požádala orgány UK, aby jí poskytly podrobný popis těchto nákladů. Dokumentace poskytnutá orgány UK uvádí, že BNFL pokryje svoje náklady, kterým se lze vyhnout, pokud se cena elektrické energie bude pohybovat v rozmezí od […] GBP/MWh do […] GBP/MWh, v závislosti na tom, zda BNFL připustí riziková opatření. Mírný rozdíl od údaje […] GBP/MWh v bodu 275 je způsoben tím, že v prostorách BNFL již existují jímky pro dlouhodobé uložení a v současnosti se používají pro uložení paliva před jeho regenerací. […].
(278)
Aby Komise přezkoumala tento vývoj, porovnala náklady, kterým se lze vyhnout, tak, jak byly vypočteny orgány UK, s náklady uvedenými v jiném zdroji.
(279)
Organizace Greenpeace zveřejnila na svých internetových stránkách zprávu Gordona MacKerron z National Economic Research Associates (40). V této zprávě jsou uvedena čísla 200 USD/kgU (110 GBP/kgU (41)) za přechodné uskladnění vyhořelého paliva a 400 USD/kgU (220 GBP/kgU) za konečné uskladnění. Podle autora této zprávy byla čísla získána z jedné americké studie (42). Existuje velký rozdíl mezi americkými typy reaktorů (LWR - lehkovodní reaktory) a reaktory používanými BE. Dále ze zprávy není jasné, zda náklady, na které je odkazováno, jsou náklady, kterým se lze vyhnout, nebo zda obsahují i fixní prvky, kterých by se netýkala následující analýza. Tato čísla také velice závisí na diskontních sazbách, protože většina konečných nákladů na likvidaci vznikne v daleké budoucnosti. Komise přesto použila tato čísla, protože se domnívá, že údaje zveřejněné třetí stranou byly relevantním zdrojem pro kontrolu údajů předaných orgány UK.
(280)
Vzhledem na čísla uvedená v bodu 279 by cena elektrické energie, při které by BNFL mohla znovu pokrývat svoje náklady, byla […] GBP/MWh. Tato čísla musí nyní být porovnána s předpokládaným vývojem cen elektrické energie.
(281)
Vhodné měřítko pro toto porovnání je vývoj cen elektrické energie v současnosti a v budoucnosti, jak jej očekávala BNFL při jednání o nových úmluvách mezi BNFL a BE. Při hodnocení ceny svých ústupků vůči BE vycházela BNFL z těchto údajů.
(282)
V dokumentech poskytnutých BNFL se jeví, že všeobecná očekávání byla taková, že ceny zůstanou v nejbližší budoucnosti v rozsahu mezi 16 GBP/MWh a 19 GBP/MWh a potom porostou k vyšším, více udržitelným hodnotám.
(283)
Ve svém hodnocení konečných podmínek plánu použila BNFL čtyři možné scénáře. Pouze nejpesimističtější z nich předpokládal, že ceny elektrické energie zůstanou průběžně pod hodnotou 17 GBP/MWh a ve střednědobé perspektivě dosáhnou pouze hodnoty přibližně 16,5 GBP/MWh. Další tři scénáře předpokládají, že tyto ceny dosáhnou již v roce 2007 úrovně 18 GBP/MWh a potom se budou postupně zvedat až na úroveň mezi 19,5 GBP/MWh a 23 GBP/MWh.
(284)
Hodnocení nových jednání BNFL s BE bylo proto provedeno na základě předpovídaného vývoje cen, který byl podle interního ocenění takový, že i za nejpesimističtějších předpokladů ceny umožní pokrýt náklady, kterým se lze vyhnout, a podle ocenění provedeném Gordonem MacKerron budou ceny schopny pokrýt náklady, kterým se lze vyhnout, ve všech případech kromě toho nejpesimističtějšího.
(285)
Aktuální vývoj cen elektrické energie byl nakonec vyšší než předpovídal i ten nejoptimističtější scénář BNFL. Některé agentury oznamující ceny uvedly hodnoty zimních cen základního výkonu v nejbližší budoucnosti ve výši více než 20 GBP/MWh, dokonce bylo dosaženo čísel téměř 27 GBP/MWh (43). Pokud se jedná o letní ceny, uváděly stejné agentury ceny přibližně 20 GBP/MWh. Scénáře, které použila BNFL, byly tedy spíše pesimistické.
(286)
Z výše uvedeného lze odvodit, že BNFL očekávala, že na základě nových úmluv bude schopna pokrýt svoje náklady, kterým se lze vyhnout, i navzdory skutečnosti, že by musela nést náklady na konečnou likvidaci vyhořelého paliva.
(287)
Podobně také analýza nových dohod o dodávce paliva, které jsou daleko jednodušší, protože obsahují proměnné poplatky, které nejsou indexovány na ceny elektrické energie, ukazuje, že BNFL pokryje svoje náklady, kterým se lze vyhnout, ve všech případech dodávky paliva.
(288)
Podrobné přezkoumání nákladů, kterým se lze vyhnout, proto neodhaluje nic, co by naznačovalo, že BNFL nejednala komerčně. Naopak, aktuální vývoj cen elektrické energie naznačuje, že BNFL může v porovnání s předcházející situací velice dobře zlepšit svoji pozici, a zároveň prokázala dostatečnou flexibilitu k tomu, aby umožnila svému hlavnímu zákazníkovi zůstat na trhu.
(289)
Po přezkoumání nových jednání z mikroekonomického hlediska Komise zjišťovala, zda k BNFL bylo přistupováno stejně jako k soukromým věřitelům BE. V tomto druhém typu analýzy Komise zjišťovala, zda ústupky, které BNFL provedla, jsou podobné jako ústupky soukromých věřitelů.
(290)
Informace poskytnuté Spojeným královstvím a BNFL ukazují, že:
a)
pokud BNFL dohodla s BE podmínky před jednáním BE o individuálních podmínkách s každým z jejích významných věřitelů, vyžadovala, aby do smluv byl zahrnut článek, umožňující odvolání předpokládaných ústupků v případě, že by některý jiný významný věřitel dostal nabídku na výhodnější podmínky, než má BNFL;
b)
BNFL v celém procesu jednání neustále kontrolovala, zda jsou jiní soukromí věřitelé BE žádáni, aby přispěli srovnatelným způsobem jako BNFL;
c)
podrobné kvantifikované porovnání nároků věřitelů a částek, u kterých bylo dosaženo kompromisu v rámci konečného schváleného balíčku pro restrukturalizaci, ukazuje, že BNFL se, relativně k jiným věřitelům, vzdala menší části vzniklých závazků. V tomto ohledu je také třeba poznamenat, že BNFL nemá jistotu získání svých dluhů z majetku BE.
(291)
Proto Komise usuzuje, že k BNFL bylo přistupováno stejně jako k soukromým věřitelům. Což také znamená, že BNFL se při jednáních o plánu restrukturalizace nechovala jinak než jiní soukromí věřitelé.
(292)
Komise usuzuje, že závěry uvedené výše jsou dostatečným důkazem toho, že BNFL jednala v souladu s principy tržně jednajícího věřitele, a tedy že opatření B neobsahuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(293)
Dále Komise usuzuje, že v tomto případě není žádný náznak toho, že by BNFL jednala na základě pokynů státu. Takové náznaky připomněl Soudní dvůr Evropských společenství ve svém rozsudku v případě Stardust (44). Podle soudu nelze automaticky předpokládat, že opatření je státní podpora jen proto, že bylo učiněno státním podnikem. To, že organizace poskytující podporu je státní podnik podle čl. 2 odst. 1 písm. b) dle Směrnice Komise 80/723/EHS ze dne 25. června 1980 o zprůhlednění finančních vztahů mezi členskými státy a veřejnými podniky (45), není dostatečné. Skutečnost, že veřejné orgány mohou mít přímý nebo nepřímý dominantní vliv, neprokazuje, že tento vliv v daném případě skutečně uplatnily. Jak vysvětlil generální advokát Jacobs ve svém stanovisku k případu Stardust (46), přičítání vlivu státu na podpůrná opatření provedená státním podnikem lze provádět jen na základě řady indikátorů vyplývajících z okolností případu a v kontextu, ve kterém byla opatření provedena. Generální advokát uvádí řadu faktů a okolností, o kterých lze z tohoto pohledu uvažovat, jako například důkaz toho, že opatření byla provedena na podnět státu, rozsah a podstata opatření, míra kontroly příslušného státního podniku ze strany státu a všeobecné postupy při plnění příslušných závazků pro ukončení jiných než komerčních závazků nebo ovlivnění rozhodnutí státního podniku.
(294)
Na základě podkladů předložených vládou UK a třetími stranami Komise přezkoumala, zda provádění opatření B (a opatření C) lze přičíst na vrub státu. Komise vzala v úvahu skutečnost, že BNFL se rozhodla dlouho před tím, než byly veřejně oznámeny finanční problémy BE a dlouho před tím, než vláda UK oznámila svou účast v možné restrukturalizaci solventnosti, protože bylo v jejím nejlepším zájmu provést ústupky v nastalé solventnosti BE. Z chronologického hlediska neexistují žádné důkazy toho, že nová jednání se konala na státní podnět. Naopak, skutečnost, že BNFL nakonec nesouhlasila s účastí v plánu restrukturalizace před tím, než vláda UK oznámila svou účast, může být považována jako důkaz toho, že BNFL nebyla ochotna zachránit BE za každou cenu, a že by dala přednost vyčkávání na intervenci státu, stejně jako to dělali všichni ostatní věřitelé.
(295)
Komise také vzala v úvahu to, že podle zákonodárství UK mají ředitelé BNFL povinnost jednat podle nejlepších obchodních zájmů BNFL tak, aby co nejvíce zvýšili její hodnotu a co nejvíce snížili její finanční zatížení na základě informací, které jsou jim v příslušném okamžiku dostupné. To je doloženo příslušnými výpisy ze zápisů jednání správní rady, které byly předloženy Komisi.
(296)
Komise na základě všech výše uvedených skutečností usuzuje, že opatření B nepředstavuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(297)
Opatření C obsahuje stabilizační dohody o platbách splatných společnosti BNFL a řadě významných finančních věřitelů společnosti BE, platné pro období od 14. února 2003 do přinejmenším 30. září 2004. Na rozdíl od jiných účastníků nedostane BNFL během období stabilizace žádný úrok.
(298)
Na základě dostupných informací Komise bere na vědomí, že zprávy finančních poradců společnosti BNFL, které byly zpracovány v období, kdy BNFL vedla jednání s BE, usuzují, že BNFL ve svém podílu na balíčku pro restrukturalizaci neprovedla větší ústupky než jiní věřitelé, což vyplývá z porovnání příspěvků jednotlivých významných věřitelů. Jak je uvedeno v bodu 290, nemá BNFL jistotu získání svých dluhů z majetku BE.
(299)
Komise dále usuzuje, že dohoda nepožadovat platbu úroků, z důvodu zachování dohodnuté restrukturalizaci solventnosti je v souladu s chováním soukromého věřitele a že jejím cílem je zajistit, aby byly zachovány nejlepší možné komerční alternativy. Analýzy finančních a právních poradců BNFL ukazují, že požadavek na nová jednání o stabilizačních dohodách by představoval riziko pro všechny dohody uzavřené s BE a především pro solventnost BE jako takovou. Riziko by bylo značné v tom smyslu, že požadování platby úroku by vedlo k nesolventnosti BE, což BNFL nepovažuje za výhodné z hlediska svých zájmů. Vzdáním se těchto úroků jednala BNFL způsobem shodným s postupem soukromého věřitele, který si přeje zajistit co nejlepší příjmy.
(300)
Když to shrneme, Komise nemůže prokázat, že část opatření C týkající se společnosti BNFL lze přičítat státu, a to z důvodů uvedených v posouzení opatření B v bodech 256 až 296.
(301)
Komise proto došla k závěru, že opatření C neobsahuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
3. Posouzení kompatibility v rámci Smlouvy o ES
(302)
Článek 87 odst. 1 Smlouvy o ES stanovuje základní pravidla pro zákaz státní podpory v rámci Společenství.
(303)
Článek 87 odst. 2 a odst. 3 Smlouvy o ES stanovuje výjimky z obecné neslučitelnosti uvedené v čl. 87 odst. 1.
(304)
Výjimečná ustanovení dle čl. 87 odst. 2 Smlouvy o ES se v tomto případě nepoužijí, protože podpory nejsou sociální povahy a nejsou poskytované individuálním spotřebitelům, ani neslouží jako podpory určené k náhradě škod způsobených přírodními pohromami nebo jinými mimořádnými událostmi a neslouží jako podpory poskytované hospodářství určitých oblastí Spolkové republiky Německo postižených rozdělením Německa.
(305)
Další výjimky stanovuje čl. 87 odst. 3 Smlouvy o ES. Výjimky v čl. 87 odst. 3 písm. a), písm. b) a písm. d) nejsou v tomto případě použitelné, protože podpory nenapomáhají hospodářskému rozvoji oblastí s mimořádně nízkou životní úrovní nebo s vysokou nezaměstnaností, nenapomáhají uskutečnění nějakého významného projektu společného evropského zájmu anebo nenapravují vážnou poruchu hospodářství některého členského státu, a také nejsou určeny na pomoc kultuře a zachování kulturního dědictví.
(306)
Proto lze aplikovat pouze výjimečná ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. c) Smlouvy o ES. Tento článek povoluje státní podpory, které mají usnadnit rozvoj určitých hospodářských oblastí, pokud nemění podmínky obchodu v takové míře, jež by byla v rozporu se společným zájmem.
(307)
Komise v pokynech vysvětlila podmínky pro příznivé provádění svých pravomocí podle čl. 87 odst. 3 písm. c) v případech podobných tomuto.
(308)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení vyjádřila řadu pochybností o kompatibilitě plánu restrukturalizace s pokyny. Tyto pochybnosti byly připomenuty v oddílu II.3 výše. Následující oddíly popisují posouzení každé z těchto pochybností a konečný závěr Komise.
a) K obnovení životaschopnosti BE
(309)
Poskytnutí podpory na restrukturalizaci vyžaduje zpracovat uskutečnitelný, logický a obsáhlý plán restrukturalizace, schopný obnovit dlouhodobou životaschopnost společnosti během rozumného časového období a vytvořený na základě reálných předpokladů. Podle bodu 32 pokynů se musí zlepšení životaschopnosti odvíjet především od interních opatření, zahrnutých do plánu restrukturalizace a může být založeno na externích faktorech, jako jsou změny cen a poptávky, které společnost nemůže ovlivnit, pokud jsou všeobecně uznávány předpoklady o vývoji trhu.
(310)
Bod 33 pokynů požaduje, aby členský stát předložil plán restrukturalizace, který popisuje okolnosti, jež vedly ke vzniku obtíží společnosti a který uvažuje scénáře odrážející nejlepší případ, nejhorší případ a střední cestu. Bod 34 pokynů dodává, že plán musí stanovit bod obratu, který společnosti po dokončení své restrukturalizace umožní pokrýt všechny své náklady včetně snížení ceny a finančních nákladů. Očekávaná návratnost kapitálu musí být dostatečná k tomu, aby společnost byla po restrukturalizaci schopna soutěžit na trhu svými vlastními silami.
(311)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení zmínila několik záležitostí v souvislosti s obnovením životaschopnosti BE. Tyto pochybnosti byly založeny na dvou zjištěních. Zaprvé, časová rozpětí určitých položek v opatření A a v opatření B se zdají být neomezená, což zvyšuje pochybnosti o tom, zda plán restrukturalizace umožní společnosti BE v rozumném časovém období čelit konkurentům vlastními silami. Zadruhé, zdálo se, že plán restrukturalizace neobsahuje dostatečná interní opatření BE.
(312)
Pochybnosti Komise se týkaly především opatření A a B. Komise vzhledem na dlouhou dobu trvání opatření A a otevřenou povahu opatření B přemýšlela, zda podpora na restrukturalizaci ve prospěch společnosti BE nebyla poskytnuta ve formě průběžné dotace, což by nebylo v souladu s požadavky pokynů. Toto znepokojení sdílely i třetí strany, jako například společnost Drax.
(313)
V souvislosti s opatřením B došla Komise k závěru, že opatření neobsahuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES. Proto otázky spojené s otevřenou podstatou opatření B už nejsou relevantní.
(314)
V souvislosti s opatřením A byla Komise znepokojena tím, že náklady spojené s vyřazením jaderných elektráren z provozu by mohly vznikat až do roku 2086 a že financování nákladů spojených s likvidací vyhořelého paliva z reaktorů typu PWR uloženého do reaktoru Sizewell B bylo také otevřené.
(315)
Ohledně nákladů na vyřazení z provozu bere Komise na vědomí, že tyto náklady vzniknou v budoucnosti, avšak vztahují se k výstavbě jaderných elektráren, která se uskutečnila v minulosti. Komise akceptuje argument UK, že není možné přesně kvantifikovat částku týkající se vyřazení z provozu z toho důvodu, že chybí precedens pro elektrárny s reaktorem typu AGR a z důvodu, že toto vyřazení se uskuteční v daleké budoucnosti, kdy lze předpokládat další technický pokrok. Vláda UK dále uvádí, že náklady na vyřazení z provozu jsou většinou fixní a že každé zvýšení materiálových závazků vyplývající ze změny pracovních postupů pro zvýšení ekonomického zisku BE nebo z porušení minimálních výkonových norem bude muset uhradit BE. Dále je důležité připomenout, že v případě deficitu financování prostřednictvím NLF se předpokládá státní intervence.
(316)
S uvážením specifické podstaty jaderného průmyslu, kde nelze obchodovat s radioaktivním materiálem dříve, než jeho stupeň radiace poklesne pod bezpečnou úroveň vzhledem k povinnému časově rozloženém financování závazků vyplývajících z jaderných aktivit, Komise usuzuje, že část opatření A týkající se těchto závazků nemůže být kvalifikována jako průběžná podpora společnosti BE, protože jsou definována a týkají se nákladů, které již vznikly. Pro tyto náklady již byla provedena opatření v rozvaze společnosti BE. Komise dále usuzuje, že pozdní výplata podpory související s těmito náklady nemůže být považována za posunutí obnovení životaschopnosti do budoucnosti.
(317)
Ohledně státního financování likvidace paliva uloženého do reaktoru typu PWR v Sizewell B Komise připomíná, že BE bude do NLF přispívat částkou 150 GBP/kgU za palivo uloženého do reaktoru typu PWR v Sizewell B po datu účinnosti restrukturalizace.
(318)
Tato částka je samozřejmě nižší než celkové náklady na likvidaci vyhořelého paliva z reaktoru typu PWR, včetně konečné likvidace. BE ve svém účetnictví za rok 2001/2002 odhadovala, že tyto celkové náklady činit 240 GBP/kgU. Skutečnost, že platby BE do NLF pokryjí pouze část těchto nákladů, potvrzuje, že příspěvek NLF na likvidaci tohoto paliva představuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(319)
Aby bylo možno rozhodnout, zda se jedná o otevřenou podporu, musí Komise stanovit rozdělení celkových nákladů mezi náklady, kterým se lze a kterým se nelze vyhnout.
(320)
Nevyhnutelné náklady jsou náklady utopené (nelze je získat zpět). Pro společnost je tedy ekonomicky výhodné fungovat, pokud může pokrývat své náklady, kterým se lze vyhnout tak, aby mohlo být pokryto co nejvíce nákladů, kterým se vyhnout nelze. Poskytnutí podpory na nevyhnutelné náklady proto jasně poskytuje výhodu pro společnost, která tuto podporu přijímá, a to tím, že posunuje její bod nulového zisku. Pro společnosti v obtížích má taková podpora jasný cíl pomoci jim rychleji obnovit životaschopnost. Protože však by společnost v každém případě vykonávala svoji činnost, jakmile pokryje svoje náklady, kterým se lze vyhnout, podpora pro pokrytí nevyhnutelných nákladů nevyústí v umělé prodloužení života společnosti. Taková podpora proto není otevřená.
(321)
Naproti tomu pomoc určená na pokrytí nákladů, kterým se lze vyhnout, především proměnných nákladů, je zaměřená na umělé udržování chodu společnosti, která by jinak neměla žádný ekonomický důvod pokračovat ve svých aktivitách. Taková podpora je otevřená v tom smyslu, že zaručuje životaschopnost společnosti pouze pokud není časově omezena.
(322)
Orgány UK uvedly, že z nákladů 240 GBP/kgU uvedených v bodu 318, představovalo […] GBP/kgU náklady, kterým se lze vyhnout. Zbývající náklady se převážně týkají nevyhnutelných nákladů spojených se stavbou skladiště pro konečné uložení historického i budoucího vyhořelého paliva z reaktorů typu PWR, který bude postaven v Sizewell B. Předpokládá se, že tento sklad bude k dispozici koncem tohoto století, což, s ohledem na účinky poskytnutých slev, vysvětluje relativně malou hodnotu těchto nákladů v porovnání s náklady v jiných zemích.
(323)
Čísla, uvedená ve zprávě Gordona MacKerron, na kterou je uveden odkaz v 38. poznámce pod čarou, nemohou být použita pro účely přezkoumání těchto předpokladů, protože zpráva neuvádí rozsah toho, jak dalece jsou do těchto čísel zahrnuty nevyhnutelné náklady.
(324)
Aby mohla Komise provést přezkoumání hodnocení orgánů UK, použila veřejně dostupné informace o finském jaderném programu, což je jeden z nejprůhlednějších jaderných programů na světě. Stejně jako odpad ve Sizewell nebude ani odpad vyprodukovaný ve finských jaderných reaktorech před svým konečným uskladněním recyklován. Finská společnost pověřená likvidací finského vyhořelého paliva předpokládá náklady na tuto činnost ve výši 325 EUR/kgU (217 GBP/kgU (47)), z toho 217 EUR/kgU (145 GBP/kgU) jsou náklady, kterým se lze vyhnout (48).
(325)
Komise poznamenává, že tato čísla jsou podobná těm, která poskytly orgány UK. Komise se domnívá, že čísla odpovídají údajům, podle kterých je platba 150 GBP/kgU dostatečná k tomu, aby pokryla náklady na likvidaci vyhořelého paliva, kterým se lze vyhnout a část nevyhnutelných nákladů na likvidaci vyhořelého paliva.
(326)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti Komise vyvozuje, že plán restrukturalizace neposkytuje společnosti BE průběžnou subvenci a že doba jeho trvání je kompatibilní s pokyny, vzhledem ke zvláštnostem jaderného průmyslu a povinností UK vyplývajících ze Smlouvy o Euratomu (49).
(327)
Komise bere na vědomí, že vláda UK předložila podrobný plán, obsahující průzkum trhu a scénáře odrážející předpoklady pro nejlepší případ, nejhorší případ a pro střední cestu, jak vyžaduje bod 33 pokynů. Dále byla poskytnuta podrobná analýza pohybu hotovosti, aktualizovaná v červenci 2004.
(328)
Plán podrobně popisuje vznik obtíží společnosti BE a opatření, která byla nebo budou zavedena pro vypořádání těchto problémů, jak již bylo shrnuto v odstavci II.2.c) tohoto rozhodnutí. Plán restrukturalizace předpokládá implementaci nové obchodní strategie (opatření E), která se snaží odstranit nezajištěnou pozici BE. Zajištěním více střednědobých prodejů svých výstupů za pevné ceny se BE snaží omezit nestálost peněžního toku a posílit svoji dlouhodobou životaschopnost. Společnost také omezí svoji závislost na velkoobchodních cenách elektrické energie ve Spojeném království a zároveň bude udržovat spolehlivé cesty na trh kombinováním smluvních podmínek, přístupem k flexibilní výrobě elektrické energie v Eggborough a přímým prodejem obchodní sféře se zaměřením na průmyslové a komerční zákazníky. Opatření A a B mají za cíl odstranit vysoký podíl nevyhnutelných nákladů BE jako jaderného operátora, a to formou částečného zbavení BE jejích historických závazků vyplývajících z jaderných aktivit a nákladů na vyřazení z provozu a snížením jejích nákladů na budoucí počáteční a konečné smlouvy o palivu s BNFL. Plán dále předpokládá zahájení nových jednání o třech neproplacených kupních smlouvách a o prodeji majetku BE v severní Americe, který má přispět k vyřešení problémů BE spojených s vysokými krátkodobějšími nevyhnutelnými náklady ve formě finančních výdajů. Ohledně třetí příčiny obtíží BE, významných neplánovaných výpadků, definovala BE program na zlepšení činnosti (PIP), který byl navržen tak, aby došlo ke zlepšení spolehlivosti jaderných elektráren BE. Program na zlepšení činnosti především předpokládá zvýšení investic do jmění a do zaměstnanců, aby se zvýšila kvalita údržby a použitelnost elektráren. Dále se ve scénáři uvažuje s jednou ze slabin, kdy nedojde ke zlepšení použitelnosti elektráren BE. I podle tohoto scénáře by BE stále byla schopna vytvářet peněžní prostředky.
(329)
Ve finančních odhadech, které předložila vláda UK, se uvádí, že životaschopnost by mohla být obnovena během rozumného časového období, protože BE bude schopna vytvářet peněžní prostředky od roku 2004 a od roku 2005 by měla mít pozitivní roční provozní tok hotovosti.
(330)
Komise na základě výše uvedených skutečností usuzuje, že plán restrukturalizace řeší problémy vedoucí k obtížím BE a že je založen na reálných předpokladech tak, jak to požadují pokyny, zejména s ohledem na vývoj cen elektrické energie a zavedení programu na zlepšení činnosti.
(331)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení vznesla pochyby, zda lze uvažovat, že obnovení životaschopnosti je založeno především na interních opatřeních. Komise se zejména divila tomu, že úspory, které BE díky těmto opatřením získala, byly dosaženy pouze díky ústupkům věřitelů a racionalizací aktivit BE.
(332)
Společnost Drax se po zahájení řízení k této otázce vyjádřila. Společnost Drax je toho názoru, že restrukturalizace BE není skutečnou restrukturalizací, protože není založena na interních opatřeních a poskytuje společnosti BE záruku, že nikdy nebude nechána, aby padla. Dále Drax dodává, že existuje určitá nejistota o příspěvku BE na restrukturalizaci a že lepší variantou by bylo uzavření některých jaderných elektráren. Tento poslední názor sdílí také organizace Greenpeace. Spojené království s tímto názorem nesouhlasí a odpovědělo, že balíček podléhá schválení perspektiv životaschopnosti BE vládou. Vláda UK si také zakládá na tom, že pokyny vyžadují rovnováhu mezi příspěvkem státu, soukromých subjektů a vlastním příspěvkem společnosti, to však neznamená, že společnost musí být schopna sama se změnit bez zásahu státu.
(333)
Komise uznává, že restrukturalizace nemůže být založena pouze na interních opatřeních, ale že také může obsahovat opatření státu a soukromých stran, jako jsou věřitelé a dodavatelé. Komise bere na vědomí, že BE již implementovala následující opatření: zbavila se svého majetku v severní Americe (opatření F) a […]. Komise z komerčního hlediska zaznamenala skutečnost, že BE v souladu se svou novou obchodní strategií (opatření G), aby zredukovala svoji nezajištěnou pozici, zvýšila počet střednědobých fixních smluv. BE také není zbavena svých jaderných závazků, neboť bude přispívat k financování NLF.
(334)
Jak je vysvětleno v oddíle c)v)v) níže, Komise také bere v úvahu skutečnost, že uzavření jedné nebo několika jaderných elektráren společnosti BE není vhodné řešení a že odstranění elektrárny v Eggborough by ohrozilo vyhlídky BE na obnovení životaschopnosti a nebylo by přiměřené.
(335)
Vzhledem na opatření, která již byla a která budou společností BE provedena a s uvážením skutečnosti, že plán restrukturalizace řeší důvody vzniku obtíží BE, Komise vyvozuje, že požadavky bodu 32 pokynů jsou splněny.
(336)
Některé třetí strany zpochybnily především perspektivy obnovení životaschopnosti elektrárny Dungeness B, což je nejstarší jaderná elektrárna BE.
(337)
Společnost Powergen, třetí strana, která nejlépe zdůvodnila svoje argumenty, založila svou analýzu situace elektrárny Dungeness B na revizi struktury nákladů této elektrárny, jak je původně předložily orgány UK a jak byly uvedeny v rozhodnutí o zahájení řízení.
(338)
Podle společnosti Powergen je elektrárna Dungeness B vysoce neefektivní. Historické údaje uvádí, že její vytížení je malé. Powergen toto vytížení odhaduje na 46 %. S takovým vytížením by elektrárna vyrobila přibližně 4,5 TWh za rok. Podle společnosti Powergen by výroba takového množství elektrické energie stála přibližně 73,8 milionů GBP, pokud se berou v úvahu pouze náklady, kterým se lze vyhnout. Powergen usuzuje, že náklady elektrárny Dungeness B, kterým se lze vyhnout, jsou přibližně 16,4 GBP/MWh, přičemž cena elektrické energie za odběr základního výkonu na velkoobchodním trhu je 16 GBP/MWh (50).
(339)
Orgány Spojeného království uvedly ve svých připomínkách k analýze společnosti Powergen svůj vlastní názor na protikladnou analýzu životaschopnosti elektrárny Dungeness B. Podle orgánů UK se v analýze společnosti Powergen objevují dva omyly. Zaprvé, hypotetické celkové náklady elektrárny podle společnosti Powergen byly příliš nízké. Údaje společnosti BE naznačují, že skutečné náklady elektrárny Dungeness B jsou vyšší, než jak očekávala společnost Powergen, zejména provozní náklady a náklady na údržbu. To vede ke zvýšení nákladů elektrárny Dungeness B na 1 MWh.
(340)
Naproti tomu se orgány UK domnívají, že efektivita elektrárny Dungeness B se v nedávných létech velice zvýšila. Tvrdí, že vzhledem k tomu, že historické údaje prokazují zlepšení efektivity, nelze pro budoucí období přijímat hypotézu, že výkonnost elektrárny bude stejná jak v jejích nejhorších létech, ale spíše že její výkonnost bude taková, jako v nedávném období. Tím se vytížení elektrárny zvýší na 61 %. To vede ke snížení nákladů elektrárny Dungeness B na 1 MWh.
(341)
Orgány UK s přihlédnutím k úvahám v bodech 339 a 340 propočetly náklady elektrárny Dungeness B, kterým se lze vyhnout, přibližně na […] GBP/MWh, přičemž velkoobchodní cena elektrické energie při odběru základního výkonu je […] GBP/MWh.
(342)
Komise přezkoumala náklady elektrárny Dungeness B, kterým se lze vyhnout, s uvážením rozdílných hypotéz, podle toho, které předpoklady jsou správné pro celkové náklady a pro zatížení. Dospěla k následující matici:
Tabulka 8
Náklady elektrárny Dungeness B, kterým se lze vyhnout, na 1 MWh, pokud velkoobchodní cena elektrické energie při odběru základního výkonu je 16 GBP/MWh.
Hypotéza orgánů UK ohledně výstupu
Hypotéza společnosti Powergen ohledně výstupu
Hypotéza orgánů UK ohledně nákladů
[…]
[…]
Hypotéza společnosti Powergen ohledně nákladů
[…]
16,4 GBP/MWh
(343)
Komise, s uvážením toho, že při zvýšení ceny elektrické energie dojde k rozdělení zisku mezi BE a BNFL, pokud se velkoobchodní cena při odběru základního výkonu odchýlí od částky 16 GBP/MWh, vypočítala mezní cenu elektrické energie, od které bude elektrárna Dungeness B, při různých hypotézách, pokrývat svoje náklady, kterým se lze vyhnout:
Tabulka 9
Velkoobchodní cena elektrické energie při odběru základního výkonu, od které bude elektrárna Dungeness B pokrývat svoje náklady, kterým se lze vyhnout
Hypotéza orgánů UK ohledně výstupu
Hypotéza společnosti Powergen ohledně výstupu
Hypotéza orgánů UK ohledně nákladů
[…]
[…]
Hypotéza společnosti Powergen ohledně nákladů
[…]
16,8 GBP/MWh
(344)
Při pohledu na Tabulka 9 se jeví, že až na nejhorší scénář je elektrárna Dungeness B schopna pokrýt svoje náklady, kterým se lze vyhnout, a nevytváří tedy ztrátu, jakmile se velkoobchodní cena elektrické energie při odběru základního výkonu zvýší nad částku […] GBP/MWh. Tato mezní cena odpovídá velkoobchodním cenám elektrické energie při odběru základního výkonu, které, jak bylo ukázáno v bodech 282 až 285, jsou nyní občas vykazovány nad 20 GBP/MWh, a v každém případě se vždy předpokládalo, že se bude pohybovat v rozsahu mezi 16 a 19 GBP/MWh, a to i krátkodobě, když elektrárna Dungeness B zůstane v provozu. Komise dále bere na vědomí, že při současných cenách elektrické energie je elektrárna Dungeness B schopna pokrýt svoje náklady, kterým se lze vyhnout, a to dokonce i při nejpesimističtějším scénáři.
(345)
Komise tedy považuje elektrárnu Dungeness B za životaschopný majetek.
b) K otázce, zda je podpora omezena na potřebné minimum
(346)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení vyjádřila pochybnosti, zda podpora byla omezena na potřebné minimum, protože nebyla prokázána podstata státní podpory u opatření B, C a G a protože nebyla pevně stanovena přesná částka podpory v opatření A.
(347)
Komise bere na vědomí, že v oddílech VI.2.a) a VI.2.b) výše učinila ohledně opatření B, C a G závěr, že neobsahují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES. Balíček podpory je proto omezen pouze na opatření A.
(348)
Opatření A obsahuje státní podporu, zaměřenou na splnění tří kategorií závazků: likvidace historického vyhořelého paliva, likvidace smluvně nepodchycených závazků a vyřazení jaderných elektráren z provozu. V okamžiku zahájení řízení se závazky spojené s každou z těchto tří kategorií a s nimi následně spojená státní podpora pouze odhadovaly, avšak nebyly omezeny.
(349)
Závazky spojené s likvidací vyhořelého paliva představují největší podíl z celkových závazků. Spočívají v platbě společnosti BNFL za služby související s hospodařením s palivem uloženým do reaktorů společnosti BE před datem účinnosti plánu restrukturalizace. Tyto služby jsou již smluvně dohodnuty a částka, kterou BE dluží společnosti BNFL je v tomto ohledu dobře definována.
(350)
Komise se proto stále domnívá, že rozsah, v jakém mohou být tyto závazky financovány vládou UK, má být omezen. Orgány UK proto akceptovaly změnu svých původních předpokladů ohledně těchto závazků, konkrétně 2 185 000 000 GBP (51), které budou mezní hodnotou podpory související s těmito závazky.
(351)
Naproti tomu závazky spojené s vyřazením jaderných elektráren z provozu a smluvně nepodchycené závazky lze přesně kvantifikovat jen obtížně.
(352)
Vyřazení jaderných elektráren z provozu je velice specifická činnost. V celém světě jsou pouze malé zkušenosti s úplným dokončením prací v této oblasti (52). Odborníci uvádí, že tyto náklady mohou představovat 15 nebo více procent celkových investičních nákladů (53), nebo 50 % jaderné části investice (54). I kdyby se takové odhady prokázaly jako logické a přesné, bylo by třeba spočítat přesné původní investiční náklady vložené do jaderné elektrárny, aby bylo možno odhadnout náklady na její vyřazení z provozu, což by bylo obzvlášť obtížné pro staré elektrárny, jaké vlastní BE, u kterých je historie nákladů velice nepřesná.
(353)
Kromě toho je většina elektráren společnosti BE je vybavena reaktory typu AGR, což jsou elektrárny nejen odlišné od jaderných elektráren v jiných zemích, ale v určitých aspektech si liší i mezi sebou navzájem. Nemůže se proto očekávat, že pro zvýšení přesnosti odhadu nákladů na vyřazení reaktorů společnosti BE z provozu lze stavět na zkušenostech z jiných zemí nebo na zkušenostech ve Spojeném království.
(354)
Podobně i smluvně nepodchycené závazky lze díky jejich podstatě stanovit jen velice obtížně. Týkají se především konečné likvidace vyhořelého paliva. Postup, jakým bude vyhořelé palivo konečným způsobem likvidováno, zůstává ve Spojeném království nejistý, jak ukázala zkušenost společnosti pro přechodné uskladnění odpadů Nirex Intermediate Level Waste. Zkušenosti z jiných zemí také ukazují, že nalezení místa pro uskladnění určitých typů odpadu může být technicky i politicky náročné. Je velice obtížné s dostatečnou přesností kvantifikovat náklady na aktivity, u kterých je k dispozici tak málo informací o tom, jak jich bude docíleno. Informace předané orgány UK také ukazují, že náklady na uskladnění odhadnuté institucemi v jiných členských státech se mohou radikálně lišit.
(355)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti Komise uznává, že snaha o stanovení maximálních nákladů na vyřazení z provozu a smluvně nepodchycených závazků by byla možná jen s velkou chybou. Existovalo by velké riziko nadhodnocení jejich hodnoty.
(356)
Proto v tomto případě Komise uznává, že stanovení vysoce nejisté a zřejmě nadhodnocené hodnoty jako stropu pro podporu by ve skutečnosti působilo proti požadavku na podporu omezenou na nutné minimum, protože rozsah nejistoty může, když není materializován, způsobit zaručení podpory, která je zbytečná.
(357)
Mnohem lepší způsob zajištění splnění principu podpory omezené na minimum by spočíval ne ve snaze stanovit strop podpory, ale spíše ve vytvoření mechanismu zaměřeného na zajištění toho, aby budoucí výdaje byly omezeny na minimum.
(358)
Orgány UK se proto zavázaly, že v tomto ohledu zavedou do praxe řadu mechanismů. Zejména:
a)
budou přesně definovány kategorie závazků, u kterých náklady na jejich pokrytí může převzít stát;
b)
orgány UK budou tyto náklady pečlivě monitorovat prostřednictvím Agentury pro vyřazení z jaderných zařízení z provozu (Nuclear Decommissioning Agency - NDA); Toto monitorování proběhne jak ex ante, tak i ex post;
c)
na aktivity související s vyřazením z provozu bude nabídkové řízení vypisovat agentura NDA, která zajistí, aby náklady odpovídaly standardům na trhu;
d)
aktivity samotné NDA budou kontrolovány Ministerstvem průmyslu a obchodu UK a Národním kontrolním úřadem;
e)
aby se dále posílila kontrola výdajů Komisí, bude jako mezní hodnota použit původní úhrnný odhad ceny obou závazků (např. 1 629 000 000 GBP (55)). Pokud kumulované výdaje spojené s těmito dvěma závazky překročí tuto mezní hodnotu, obdrží Komise rozšířenou zprávu o platbách nákladů za tyto závazky a o krocích, které byly podniknuty pro minimalizaci těchto nákladů. Zpráva bude založena na analýze provedené nezávislými účetními experty.
(359)
Je možné, že velmi omezený počet některých plateb, které BE dluží společnosti BNFL v rámci závazků souvisejících s vyhořelým palivem, budou vyšší, než se původně předpokládalo. To je zejména případ, kdy některé články vyhořelého paliva neodpovídají specifikaci a vyžadují speciální úpravu. V tomto případě samozřejmě stávající smlouvy mezi BE a BNFL umožňují navýšit běžnou cenu za likvidaci vyhořelého paliva. Pokud k tomu dojde, potom částka, kterou zaplatí stát, aby zbavil BE těchto závazků a která bude vyšší než původní předpoklady, bude vypočtena oproti mezní hodnotě 1 629 000 000 GBP, uvedené výše, aniž by se tato mezní hodnota změnila.
(360)
Pro účely výpočtu částek uvedených v bodech 350 a 358 se Komise domnívá, že by měla být použita běžná referenční sazba Komise. Nicméně vzhledem k délce uvažovaného období se sazba každých pět let upraví (56).
(361)
Je nutné poznamenat, že strop a mezní hranice uvedené v bodech 350 a 358 se týkají všech výdajů na pokrytí závazků, bez ohledu na to, zda jsou financovány NLF nebo státem. To znamená, že mechanismus stropu a mezní hodnoty automaticky bude brát na vědomí finance, které jsou ve fondu k dispozici.
(362)
Balíček pro restrukturalizaci také obsahuje osvobození od platby daní s ohledem na zvýšení účetní hodnoty elektráren BE, protože část závazků, které jsou s nimi spojeny, bude hrazena vládou UK. Protože část těchto závazků se zanáší do účetnictví BE, zvýší se díky závazku vlády UK po jejich částečné a možné úlevě jejich hodnota o částku, která může dosáhnout maximální částky zaručené vládou UK.
(363)
Podle běžných účetních a finančních pravidel v UK je toto navýšení zdanitelné. Osvobození od těchto daní zaručené vládou je proto možná konkurenční výhoda, poskytnutá společnosti BE ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES. Avšak případné zdanění by snížilo schopnost BE financovat samotné závazky, což by naopak zvýšilo aktuální záruky vlády UK. Proto všechny nebo část prvků státní podpory v oblasti osvobození od platby daní mohou být kompenzovány zvýšením konečného financování záruk vládou. Aktuální prvek státní podpory v oblasti osvobození od platby daní je rovný pouze té části osvobození, která není kompenzována zvýšením plateb, které musí provést vláda UK pro úhradu svých záruk za splnění jaderných závazků.
(364)
Toto zvýšení hodnoty jaderných elektráren je pouze umělé, protože závazky stále zůstanou, až do odvolání záruk vlády UK, a to v aktuálním rozsahu, a budou muset být co nejvíce pokryty NLF, do kterého BE přispívá. Dále, pokud vláda bude muset v případě deficitu financování závazků provádět platbu jinak nebo jindy, například formou grantů ad hoc, placených v okamžiku, kdy závazky aktuálně vznikly, je možné, že nebude třeba poskytovat žádné osvobození od platby daní.
(365)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že prvky státní podpory v osvobození od platby daní nejdou nad rámec toho, co je nutné pro podporu, aby byly splněny cíle restrukturalizace.
(366)
Komise bere na vědomí, že každé zvýšení zisku BE, jako v případě zvýšení cen elektrické energie, bude do značné míry použito pro financování příspěvku BE do NLF. Toto zvýšení příspěvku BE se automaticky projeví na snížení částky pro podporu.
(367)
Komise se domnívá, že výše popsané mechanismy úplně zajistí, že státní podpora, obsažená v opatření A, bude omezena na nutné minimum.
c) K zabránění nepřiměřenému narušení hospodářské soutěže
(368)
Bod 35 pokynů uvádí, že „musí být přijata opatření k co největšímu zmírnění možných nepříznivých dopadů podpory na ostatní soutěžitele“.
(369)
Kromě výjimečných případů, kdy velikost relevantního trhu na úrovni Společenství a EHP je zanedbatelná nebo kdy je zanedbatelný podíl společnosti na relevantním trhu, musí být provedena taková opatření, aby prvky podpory v rámci plánu restrukturalizace byly kompatibilní se společným trhem. Opatření musí mít formu omezení přítomnosti společnosti na trhu a musí být úměrná dopadu podpory na narušení hospodářské soutěže. Může se zvážit snížení potřeby těchto opatření, pokud by mohly způsobit evidentní narušení struktury trhu.
(370)
Tam, kde jsou kompenzační opatření nutná, závisí jejich forma a rozsah na kapacitě na trhu. Na trhu, kde existuje nadbytečná strukturální kapacita, musí mít kompenzační opatření formu nevratného snížení výrobní kapacity. Kompenzační opatření mohou být také požadována i tam, kde není nadbytečná strukturální kapacita, avšak mohou mít jinou formu, než nevratné snížení výrobní kapacity.
i) Relevantní trh
(371)
Poznámka 20 pod čarou v pokynech uvádí, že relevantní geografický trh zpravidla zahrnuje oblast EHP nebo, alternativně, některou jeho významnou část, pokud konkurenční podmínky v této části mohou být významně odlišné od jiných oblastí EHP.
(372)
Členské státy mezi sebou obchodují s elektrickou energií již dlouhou dobu a zejména od účinnosti směrnice 96/92/ES.
(373)
Obchod s elektrickou energií mezi členskými státy je však omezen fyzickými překážkami z důvodu výpadků propojovací kapacity. Tyto překážky jsou o to věší tam, kde geografická omezení dále omezují možnosti rozvoje nových propojení.
(374)
Komise vytvořila v rámci soustavy transevropské politiky pro sítě seznam takových slabin na vnitřním trhu s elektrickou energií. Příloha 1 rozhodnutí Evropského parlamentu a Rady č. 1229/2003/ES ze dne 26. června 2003, kterým se stanoví řada hlavních směrů pro transevropské energetické sítě a kterým se zrušuje rozhodnutí č. 1254/96/ES (57) ukazuje, že Spojené království je jedním z těch geografických regionů, které jsou na to, aby jednotný trh mohl fungovat jako jeden celek, nedostatečně napojeny na zbytek sítě.
(375)
Vedle své izolovanosti od zbytku elektrické sítě Společenství je trh s elektrickou energií ve Spojeném království charakterizován velice specifickým obchodním systémem. Tento systém, známý jako Nové úmluvy o obchodu s elektrickou energií (New Electricity Trading Arrangements - „NETA“), je založen většinou na bilaterálních smlouvách mezi výrobci, dodavateli a zákazníky, což je opak vůči tradičnějším trhům sdružení firem (pool markets). Konkurenční prostředí při systému NETA jsou velmi odlišná od podmínek na trzích sdružení firem, což je podloženo skutečností, že přechod ve Spojeném království ze struktury sdružení firem na NETA v roce 2001 měl za následek velký pokles velkoobchodních cen elektrické energie.
(376)
V současné době NETA pokrývá pouze Anglii a Wales. Avšak skotský trh je na NETA velice silně vázán indexací cen elektrické energie ve Skotsku na ceny v Anglii a Walesu. Kromě toho se plánuje, že NETA se velice brzy rozšíří i do Skotska. Výsledný trh ve Velké Británii zahájí činnost v roce 2005. Je třeba poznamenat, že Skotsko bude zastupovat pouze malou část tohoto trhu, neboť podíl instalované kapacity ve Skotsku je pouze něco málo nad 10 % z instalované kapacity v Anglii a Walesu.
(377)
Trh s elektrickou energií severního Irska se v dohledné budoucnosti k trhu Velké Británie nepřipojí. Elektrické propojení mezi Velkou Británií a Severním Irskem je v současné době slabé (jeho jmenovitý výkon je 0,5 GW, což představuje méně než 1 % registrované instalované kapacity ve Velké Británii). Konkurenční prostředí v Severním Irsku proto zůstane velice rozdílné od konkurenčního prostředí ve Velké Británii.
(378)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti a z toho důvodu, že BE působí pouze ve Velké Británii, se Komise domnívá, že relevantní geografický trh pro účely tohoto rozhodnutí je oblast Velké Británie (58).
(379)
Podle údajů předložených orgány UK je celková instalovaná kapacita v 15 státech, které byly členskými státy ke dni oznámení plánu restrukturalizace, přibližně 565 GW. Celková registrovaná kapacita ve Velké Británii je přibližně 10 % z této hodnoty. Kromě toho je trh ve Spojeném království, na kterém má Velká Británie podíl přibližně 95 %, jedním z největších trhů v EHP, hned za německým a francouzským. Proto nelze uvažovat o tom, že tento trh je zanedbatelný na úrovni Společenství a EHP.
(380)
Kapacita společnosti BE představuje přibližně 14 % registrované kapacity v Anglii a Walesu a přibližně 24 % ve Skotsku. Proto nelze uvažovat, že BE má zanedbatelný podíl na relevantním trhu.
(381)
Na relevantním trhu působí kromě BE mnoho jiných hráčů: společnosti BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power a Powergen, aby byli vyjmenováni jen ti nejdůležitější. Pokud by BE zmizela, nestal by se relevantní trh ani monopolním ani přísně oligopolním.
(382)
Výše uvedená zjištění souhlasí s první analýzou trhu, provedenou Komisí, jak je uvedeno v rozhodnutí o zahájení řízení. Komise uvádí, že žádná ze třetích stran, které předložily svoje připomínky, nezpochybnila toto zjištění.
ii) Stav kapacity na trhu
(383)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení objasnila, že hodnocení stavu kapacity na trhu s elektrickou energií musí brát v úvahu fyzická specifika elektrické energie a potenciálně enormní překážky, které může způsobit výpadek elektrické energie jak pro ekonomiku, tak pro běžný život obyvatel. Posouzení, zda existuje strukturální nadbytečná kapacita, proto musí obsahovat dostatečné rozpětí kapacity pro uspokojení špičkové poptávky při jakémkoliv rozumném scénáři.
(384)
Komise uvedla, že rozpětí kapacity na relevantním trhu nebylo v porovnání s mezinárodními standardy a s minulými hodnotami nijak vysoké. Uvedla však, že při porovnání s několika jinými členskými státy nebo s hodnotami ve Spojeném království v období 1995/1996 by mohl existovat prostor pro malé snížení tohoto rozpětí kapacity.
(385)
Připomínky třetích stran ohledně existence nadbytečné kapacity se zaměřovaly na vývoj cen a na hodnocení stávajícího rozpětí kapacity ve Velké Británii.
(386)
Některé třetí strany uvedly, že existovala vazba mezi vývojem cen elektrické energie a existencí nadbytečné strukturální kapacity na trhu. Domnívají se, že na takovém konkurenčním trhu, jako je NETA, působí ceny jako signál potřeby nové kapacity. Pokud by v budoucnu byla potřebná v některém specifickém období nová kapacita, potom by předpokládaný schodek kapacity pro toto období vyvolal zvýšení odpovídajících předem stanovených cen. Ceny by dosáhly takové úrovně, která by umožnila ozdravení nákladů na stavbu nových elektráren, což by bylo impulsem pro nový vstup na trh.
(387)
V současné době, podle těchto třetích stran, ceny, ačkoliv se v nedávné minulosti zvýšily, ještě nedosáhly dostatečné úrovně pro impuls k novému vstupu na trh. To názorně ukazuje, že na trhu je nadbytečná kapacita.
(388)
Komise uznává, že existuje vazba mezi cenami na trhu a stavem kapacity na tomto trhu. Domnívá se však, že trhy s elektrickou energií, jako je NETA, jsou příliš komplexní na to, aby bylo možno učinit definitivní závěr o existenci nadbytečné strukturální kapacity na trhu jen na základě posouzení ceny.
(389)
Zaprvé, na rozdíl od trhů strukturovaných kolem sdružení firem, neexistuje v NETA taková věc jako je zúčtovací cena. NETA je založena na bilaterálních smlouvách, které mohou mít velice rozdílnou formu a které většinou neposkytují příliš transparentní mechanismy oznamování cen. Systémy jako je UKPX jsou více transparentní, avšak nezastupují dostatečné rozdělení trhu, aby na jejich základě bylo možno učinit podstatné závěry. Kromě toho jsou zaměřeny na krátkodobé obchodování, a proto mají jen omezené využití pro získání informací o budoucích trendech. Proto je nutno řídit se indexy cen, které oznamují nezávislé zdroje, jako jsou Heren nebo Argus. Tyto samotné indexy cen mají svá omezení, protože zastupují pouze velkoobchodní trh, což jsou asi dvě třetiny celkové prodávané elektrické energie, a nejsou proto schopné zachytit běžné výpadky předpokládané výroby elektrické energie.
(390)
Zadruhé, argumenty v bodu 389 jsou založeny na předpokladu, že předem stanovené ceny věrně zachycují budoucí situaci na trhu. Komise se domnívá, že tomu tak zřejmě nebude. Tyto ceny ve skutečnosti odráží komplexnější situaci, založenou spíše na tom, jak kupující i prodávající posuzují svoji budoucí situaci. To znamená, že ceny závisí na očekáváních situace na budoucím trhu, která se mohou velice lišit od reality, protože jak poptávka, tak i nabídka závisí na mnoha změnách na trhu. Jinými slovy, předem dohodnuté ceny ve skutečnosti nepředstavují rovnováhu mezi poptávkou a nabídkou v budoucnosti, ale spíše to, co si současní hráči myslí o tom, jaká rovnováha v budoucnu bude. Kromě změn ceny paliva je toto další důvod, proč předem dohodnuté ceny mohou v závislosti na čase hodně kolísat, dokonce i pro pevné období v budoucnosti.
(391)
Zatřetí, i kdyby se akceptovalo, že oznámené ceny jsou zcela relevantní a že pravdivě odráží nabídku a poptávku, existuje logická mezera mezi závěrem, že ceny neumožňují plnou úhradu nákladů nových účastníku na trhu a mezi závěrem, že na trhu existuje nadbytečná kapacita, nebo dokonce že na trhu existuje strukturální nadbytečná kapacita.
(392)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že posuzování samotné ceny není dostatečně spolehlivý indikátor pro rozhodnutí, zda trh s elektrickou energií, jako je NETA, se nachází v situaci strukturální nadbytečné kapacity.
(393)
Komise však poznamenává, že od okamžiku, kdy se BE dostala do potíží, velice vzrostly zimní předem dohodnuté ceny. Různé agentury oznamující ceny uvedly pro několik následujících let hodnoty přibližně 20 GBP/MWh pro zimní ceny základního výkonu, bylo dokonce dosaženo částek až 27 GBP/MWh (59). Zdá se, že rostoucí trend bude pokračovat a zůstane zachován. Odhady nákladů při novém vstupu na trh se pohybují mezi 20 GBP/MWh a 25 GBP/MWh (60).
(394)
Komise věří, že je snadnější vyhodnotit existenci nadbytečné kapacity analýzou aktuálních fyzických údajů o instalované kapacitě a o špičkové poptávce. Rozpětí, o které instalovaná kapacita převyšuje špičkovou poptávku během studené vlny (61), je systémové rozpětí kapacity. V tomto kontextu odhadnout, zda je na trhu strukturální nadbytečná kapacita, znamená odhadnout, zda je současné a předpokládané rozpětí kapacity adekvátní.
(395)
Je zřejmé, že stanovení definitivní kvantitativní normy pro adekvátní rozpětí kapacity je velice obtížný úkol. Taková norma by závisela na řadě parametrů, které se mezi jednotlivými sítěmi liší. Také by to velice záviselo na úrovni dosažené jistoty dodávky, která by zase závisela na méně objektivních drobnostech, jako je psychologický dopad daného období bez zásobování specifického regionu elektrickou energií.
(396)
Ale i kdyby všechny fyzické a psychologické parametry byly pod kontrolou, záviselo by potřebné rozpětí kapacity určitým způsobem také na struktuře trhu. Někteří odborníci se domnívají, že více liberalizované trhy potřebují menší rozpětí kapacity než přísně regulované centralizované trhy, i když většinou souhlasí s tím, že kvantifikovat tento účinek v současnosti není možné z důvodu nedostatku historických údajů.
(397)
Připomínky třetích stran se také liší z hlediska názorů na rozpětí kapacity, které by mělo být adekvátní pro Velkou Británii. Většina připomínek, které se týkají tohoto problému, cituje údaje operátora přenosové sítě v Anglii a Walesu (NGTransco) z dokumentu „Výkazy za posledních sedm let“. V těchto výkazech NGTransco uvádí, že se domnívá, že rozpětí kapacity ve výši 20 % by mělo být vztažné měřítko pro účely plánování. Naznačuje, že menší rozpětí kapacity by mohlo být možné pro správu systému v reálném čase a pro takový případ zmírňuje možnou hodnotu 10 %.
(398)
Společnost Drax a organizace Greenpeace navrhly, aby se tento údaj 10 % použil jako správná referenční hodnota pro adekvátní rozpětí kapacity při hodnocení existence strukturální nadměrné kapacity. Ostatní organizace, včetně institucí pověřené organizací Greenpeace k poskytnutí zpráv pro tento případ (62), dávaly přednost tomu, aby se zůstalo u hodnoty 20 %.
(399)
Společnost NGTransco následujícím konstatováním ve svých vlastních poznámkách objasnila, který z těchto dvou jejích údajů se má použít pro účely vyhodnocení existence strukturální nadbytečné kapacity: „V našem postavení systémového operátora pro Anglii a Wales bychom se domnívali, že každé rozpětí elektrárny nižší než 20 % nemůže představovat nadbytečnou kapacitu na trhu Anglie a Walesu“.
(400)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že hodnota 20 % je vhodné měřítko pro hodnocení stavu kapacity na trhu Anglie a Walesu. Skotský trh i přes to, že se brzy připojí k anglickému a waleskému, je fyzicky stále hodně izolovaný. Propojení mezi těmito dvěma regiony o výkonu 2 200 MW je příliš malé na to, aby umožnilo naprosto flexibilní dodávku do příslušného regionu v případě nedostatku nebo přebytku výkonu. Ve skutečnosti je toto propojení používáno především pro export energie ze Skotska do Anglie a Walesu. Protože existuje toto značné omezení, domnívá se Komise, že měřítko 20 % by se mělo při posuzování údajů pro celou Velkou Británii zvýšit.
(401)
Trh Anglie a Walesu je daleko největší geografický segment trhu Velké Británie. Je to také segment, pro který je stanoveno nejvíce ekonomických údajů, protože ceny ve Skotsku jsou stanoveny v souladu s údaji pro Anglii a Wales. Také převážná většina připomínek třetích stran se zaměřila na segment Anglie a Walesu. Proto Komise zahájila analýzu trhu analýzou tohoto segmentu.
(402)
Historické zkušenosti ukazují, že propojení mezi dvěma segmenty bylo využíváno téměř pouze pro export energie ze Skotska do Anglie a Walesu. Společnost NGTransco považuje kapacitu tohoto propojení za zdroj elektrického výkonu pro Anglii a Wales. Naopak společnost Scottish Power, což je skotský operátor zodpovědný za část Skotska, která má společnou hranici s Anglií, se domnívá, že kapacita propojení má být použita pro export. S ohledem na výše uvedené skutečnosti a aby byla zajištěna návaznost na zkušenosti z minulosti i na hypotézy předložené místními operátory bude Komise ve zbývající části tohoto rozhodnutí uvažovat, že propojovací kapacita mezi Anglií a Walesem na jedné straně a Skotskem na druhé straně je připisována Anglii a Walesu.
(403)
Pro celou oblast Anglie a Walesu existuje pouze jeden operátor energetické sítě: společnost NGTransco. Komise založila svoji analýzu stavu kapacity na tomto trhu na prognóze společnosti NGTransco, kterou společnost pravidelně zveřejňuje ve svých „Výkazech na sedm let“.
(404)
NGTransco provedla po zahájení řízení revizi svých prognóz rozpětí kapacity na trhu Anglie a Walesu. Tato nová prognóza byla Komisi odeslána společně s vyjádřením společnosti NGTransco. Ještě novější verzi stejné prognózy zveřejnila NGTransco ve svých „Výkazech na sedm let“ pro rok 2004 (63).
(405)
Komise pro svou analýzu použila tuto nejnovější verzi. Novější verze je založena na stejné základní hypotéze, zejména pokud jde o vstupní údaje, jaká byla použita pro prognózu, která byla považována společností NGTransco za relevantní ve vyjádření odeslaném Komisi. Obsahuje pouze aktuálnější informace o vývoji trhu.
(406)
Tato prognóza uvažuje tři scénáře. Nejoptimističtější scénář („prostředí SYS“) předpokládá, že možnosti výroby elektrické energie budou odpovídat podepsaným smlouvám. Nejpesimističtější scénář („prostředí stávající nebo ve výstavbě“) předpokládá, že nebudou k dispozici žádné jiné elektrárny než stávající nebo ty, které jsou v současné době ve výstavbě. Scénář střední cesty („prostředí shody“) předpokládá, že dostupné elektrárny budou ty, které jsou nyní v provozu, ty, které jsou již ve výstavbě a ty, pro které již bylo dosaženo shody v rámci zákona o elektrické energii (Electricity Act) a energetického zákona (Energy Act).
(407)
Prognózy podle těchto tří scénářů shrnuje následující tabulka.
Tabulka 10
Scénáře rozpětí kapacity pro Anglii a Wales podle společnosti NGTransco zpracované v roce 2004
Scénář
2004/05
2005/06
2006/07
2007/08
2008/09
2009/10
2010/11
Prostředí SYS
22
21
23,1
26,8
24,5
25,6
22,5
Prostředí shody
22
21,1
22,8
24,3
21,6
22,5
19,1
Prostředí stávající a ve výstavbě
22
21,1
18,7
17,1
14,5
12,8
9,5
Poznámka: Rozpětí kapacity je vyšší než zimní špičková poptávka (ACS). Předpokládá se, že propojení s Francií a Skotskem budou plně využito pro import.
(408)
Uvedené tři scénáře se nejvíce liší v pozdějších létech, což není překvapující s uvážením skutečnosti, že jejich základní hypotézy činí rozdíly především v budoucnosti. Tato léta však nejsou relevantní pro posouzení existence nadbytečné strukturální kapacity na trhu v současnosti.
(409)
Scénáře předpokládají rozpětí kapacity pro příští tři roky mezi 18,7 % a 23,1 %, s průměrnou hodnotou přibližně 21,5 %. Tato hodnota je mírně nad měřítkem 20 %. Avšak rozdíl mez 21,5 % a 20 % špičkové poptávky i je 1,5 % z 57 000 MW (64), což je 855 MW. Tato hodnota je menší než kapacita kterékoliv jaderné elektrárny společnosti British Energy. Kromě toho, protože se jedná o výsledek statistického průměru, se Komise domnívá, že tato hodnota nemůže být považována za statisticky dostatečně významnou k tomu, aby představovala nadbytečnou strukturální kapacitu.
(410)
V další létech se rozdíl mezi třemi scénáři zvýší, což ještě více znesnadňuje odvození smysluplných závěrů. Komise však bere na vědomí, že během těchto roků se průměrná hodnota tří scénářů pohybuje mezi 17,0 % a 22,7 %, z toho dva roky je přibližně 20,2 %. Zdá se, že to ukazuje na skutečnost, že existuje celková tendence, aby rozmezí kapacity zůstalo přibližně na hodnotě 20 %, a to včetně určité tolerance chyby.
(411)
Komise z výše uvedených skutečností odvozuje, že na trhu elektrické energie v Anglii a Walesu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita.
(412)
Oproti Anglii a Walesu působí ve Skotsku dva operátoři energetické sítě: společnost Scottish and Southern Electricity a společnost Scottish Power. Tito dva operátoři zveřejňují prognózy pro svůj vlastní region. Jejich prognózy jsou však ohledně možných budoucích scénářů méně podrobné, než je prognóza společnosti NGTransco. Z těchto důvodů zaměřila Komise analýzu Skotska na současnou situaci, u které je menší nutnost předpokládat různé scénáře.
(413)
Protože žádný ze dvou skotských operátorů nepředložil Komisi svoje připomínky k řízení, je analýza založena na dokumentech dostupných veřejnosti. V případě společnosti Scottish and Southern Electricity použila Komise údaje uvedené v jejím „Výkazu na sedm let“ z roku 2003 (65). V případě společnosti Scottish Power použila Komise údaje uvedené v jejím „Výkazu na sedm let“ z dubna roku 2003 (66).
(414)
Následující tabulka shrnuje předpokládanou špičkovou poptávku a instalovanou kapacitu v různých geografických regionech pro období roků 2004/2005.
Tabulka 11
Kapacita Velké Británie a předpokládaná poptávka pro období roků 2004/2005. Všechny údaje jsou v MW.
Kapacita společnosti Scottish Power
7 127
Kapacita společnosti Scottish and Southern Electricity
2 844
Kapacita společnosti NGTransco, kromě propojení
63 998
Propojovací kapacita Irsko/Skotsko
500
Propojovací kapacita Francie/Anglie
2 000
Kapacita dostupná ve Velké Británii
76 469
Maximální poptávka v zóně společnosti Scottish Power
4 269
Maximální poptávka v zóně společnosti Scottish and Southern Electricity
1 684
Špičková zimní poptávka (ACS) v zóně společnosti NGTransco
55 900
Celková špičková poptávka (67)
61 853
(415)
Rozpětí kapacity pro Velkou Británii je proto přibližně 23,6 % (68). Tento údaj je vyšší, než měřítko 20 % uvedené v bodu 400, ale jak bylo poznamenáno, měřítko 20 %, které se týká flexibilní sítě, jaká je v Anglii a Walesu, je třeba zvýšit, aby se zmírnila omezení u sítí s překážkami. Kromě toho jsou tato čísla vypočtena na základě hypotézy, že propojení v severním Irsku i ve Francii jsou plně k dispozici pro import, což není vždy zaručeno. Pokud by tato propojení měla být využita pro export v okamžiku zimní špičkové poptávky (ACS), měla by být jejich kapacita stanovena z dostupné kapacity a ve stejném okamžiku připočtena k požadavku na dodávku výkonu, což by rozpětí kapacity snížilo na 15,5 %.
(416)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že na trhu Velké Británie neexistuje statisticky významná nadbytečná strukturální kapacita.
(417)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti Komise usuzuje, že na relevantním trhu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita.
(418)
Proto nejsou kompenzační opatření ve formě nevratného snížení výrobní kapacity povinná.
iii) Dopad podpory na konkurenty na relevantním trhu
(419)
Protože na relevantním trhu neexistuje nadbytečná strukturální kapacita, musí Komise odhadnout nutnost kompenzačních opatření a stanovit formu, jakou se musí provést. Případná kompenzační opatření musí brát v úvahu možné vlivy podpory na narušení hospodářské soutěže.
(420)
Orgány UK argumentují tím, že balíček na podporu nemá dopad na konkurenty. Podle nich je v rámci NETA ekonomická schopnost elektrárny vyrábět elektrickou energii omezena jejími krátkodobými mezními náklady („SRMC“). Trh se v daném čase chová tak, jako by se elektrárny využívaly podle třídění svých SRMC, od nejmenších nákladů po největší, dokud jejich kumulovaná kapacita nedosáhne požadované hodnoty. Cena elektrické energie je v této době určena hodnotou SRMC poslední využité elektrárny, která se nazývá marginální elektrárna.
(421)
Podle orgánů UK je podpora určena výhradně pro jaderné elektrárny. To nezmění jejich SRMC v takové míře, aby došlo ke změně jejich pořadí podle hodnoty SRMC. Kromě toho by výše SRMC jaderných elektráren společnosti BE byla vždy pod SRMC marginální elektrárny. Podpora nikdy nebude mít dopad na schopnost konkurentů společnosti BE vyrábět elektrickou energii, ani na cenu, za kterou mohou vyrobenou energii prodávat. Proto nedojde k žádnému dopadu na konkurenty společnosti BE.
(422)
Komise se domnívá, že odůvodnění orgánů UK by mohlo platit na dokonalém trhu, založeném na jediném, naprosto transparentním procesu dražby. Ale jak bylo vysvětleno v bodech 389 a 390, NETA takovým trhem není.
(423)
Komise se domnívá, ze podpora může mít v mnoha směrech dopad na konkurenty BE. Dva z nich mohou mít závažný dopad na hospodářskou soutěž.
(424)
Zaprvé, BE nevlastní pouze jaderné elektrárny. Vlastní také uhelnou elektrárnu v Eggborough, která je sama o sobě stejně velká jako celková kapacita některých konkurentů BE.
(425)
BE může využít podporu určenou pro jaderné elektrárny ve prospěch elektrárny v Eggborough.
(426)
Může například použít tyto prostředky pro vybavení elektrárny v Eggborough zařízením pro odsíření kouřových plynů, což by jí umožnilo splnit požadavky nových ekologických nařízení, což může významně prodloužit životnost elektrárny.
(427)
BE také může použít prostředky uvolněné díky podpoře pro pořízení dalších nejaderných zařízení pro výrobu elektrické energie.
(428)
BE nepochybně potřebuje určité flexibilní zdroje pro výrobu elektrické energie, aby mohla kompenzovat nepružnost svých jaderných elektráren. Když tedy podpora umožňuje BE rozšířit její nejaderné portfolio, umožňuje jí vlastně získat větší interní přístup k flexibilní výrobě elektrické energie. Tím se zvyšuje její možnost nabízet svým zákazníkům lepší podmínky a snižuje potřeba nakupovat flexibilní elektrickou energii od svých konkurentů.
(429)
Zadruhé, NETA není jednotný trh. NETA zahrnuje především segment velkoobchodního trhu, na kterém výrobci prodávají elektrickou energii dodavatelům, a segment přímého prodeje podnikům (Direct Sales to Business „DSB“), ve kterém výrobci prodávají elektrickou energii přímo velkým koncovým uživatelům.
(430)
Výrobci zpravidla prodávají elektrickou energii na trh DSB výhodněji než na velkoobchodní trh (69). Proto je pro výrobce lepší prodávat elektrickou energii na segment DSB.
(431)
Při analýze dopadu podpory je tedy třeba uvažovat nejen celkový objem elektrické energie, prodávaný každým výrobcem, ale také rozložení jeho prodeje na segment velkoobchodního trhu a trhu DSB.
(432)
Jedna část plánu restrukturalizace BE směřuje ke zvýšení podílu společnosti na segmentu DSB. Aby se tomu tak stalo, bude se společnost snažit nabízet zákazníkům na trhu DSB konkurenčně nižší cenu než na velkoobchodním trhu. Tuto konkurenční nabídku nebo její část bude BE schopna financovat ze snížení SRMC svých jaderných elektráren.
(433)
Takže i když pořadí elektráren společnosti BE podle jejich SRMC by mohlo zůstat stejné a nemělo by tedy žádný dopad na její konkurenty, změna úrovně SRMC umožní BE přesunout část svého prodeje z velkoobchodního trhu na trh DSB. To naopak přesune část výstupu konkurence z trhu DSB na velkoobchodní trh. Tímto způsobem může podpora zvýšit zisk BE a snížit zisk jejích konkurentů.
(434)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že podpora má významný dopad na konkurenty společnosti BE a že je nutné přijmout kompenzační opatření pro zmírnění tohoto dopadu.
iv) Kompenzační opatření, která je nutno realizovat
(435)
Kompenzační opatření musí najít rovnováhu mezi nutností zmírnit dopad podpory na konkurenty a nutností udržet vyhlídky na životaschopnost společnosti přijímající podporu.
(436)
Z tohoto důvodu se Komise domnívá, že kompenzační opatření se musí přesně zaměřit na mechanismus, kterým by podpora mohla poškodit konkurenty BE.
(437)
To znamená, že kompenzační opatření v tomto případě musí směřovat na zajištění toho, aby BE nepoužila vládní podporu za účelem nadměrného zvýšení své možnosti pružně měnit výrobu elektrické energie nebo získání podílu na trhu DSB.
(438)
Tento cíl vedl Komisi ke stanovení tří kompenzačních opatření. Tato kompenzační opatření byla navrhnuta orgány UK na základě opatření navržených konkurenty BE v jejich připomínkách.
(439)
Jak bylo vysvětleno v bodu 437, jedním ze způsobů, jak by podpora mohla mít případně větší dopad na konkurenty BE je ten, že by BE, namísto úhrady nákladů vzniklých provozem jejího jaderného parku použila tyto prostředky na zvýšení své kapacity pro výrobu nejaderné elektrické energie.
(440)
To by společnosti BE umožnilo snadněji soutěžit se svými konkurenčními elektrárnami (70) a umožnilo by jí to zajistit flexibilnější výrobu, než jakou má v současnosti, což by snížilo potřebu BE nakupovat tuto flexibilní energii od jiných společností.
(441)
Aby k této možnosti nedošlo, musí být ostatní obchodní činnost BE rozdělena do různých právních subjektů se samostatným účetnictvím.
(442)
Za tím účelem se musí upravit struktura BE tím způsobem, že výroba jaderné energie, výroba nejaderné energie, prodej na velkoobchodní trh a prodej DSB bude rozdělen do jednotlivých dceřinných společností. Podpora musí být poskytnuta výhradně firmě zabývající se výrobou jaderné energie.
(443)
Musí být zakázáno interní financování mezi různými dceřinnými společnostmi.
(444)
Tento zákaz se musí implementovat pokud možno formou licencí pro jednotlivé společnosti a jeho plnění se musí sledovat energetickým regulátorem ve Velké Británii - OFGEM. Komise však uznává, že OFGEM nemůže volně upravovat licence operátora, protože má povinnost tuto úpravu projednat se třetími stranami a vzít v úvahu jejich připomínky.
(445)
Pokud by nebylo možné, aby OFGEM upravil některou z licencí BE v tom smyslu, aby bylo zakázáno interní financování, musí vláda UK předat Komisi neomezenou záruku se stejným účinkem. V tomto případě, aby bylo zajištěno, že obchodování mezi dceřinnými společnostmi nebude obsahovat prvky interního financování, předají orgány UK Komisi výroční zprávu s podklady o tom, že nedošlo k takovému internímu financování. Zpráva musí být zpracována na základě analýzy provedené nezávislými účetními znalci.
(446)
Orgány UK se zavázaly toto kompenzační opatření implementovat.
(447)
Kompenzační opatření č. 1 musí v principu postačovat k tomu, aby bylo zajištěno, že BE nepoužije podporu, poskytnutou pro její jaderné reaktory, na zlepšení nebo rozšíření svého stávajícího nejaderného parku.
(448)
Avšak s ohledem na celistvost oblasti elektrické energie a zejména na veliký rozsah možných vazeb mezi různými účastníky, které umožňuje NETA, se Komise domnívá, že je nutné prosadit další, více specifická opatření, aby se dále zajistilo, že BE nepoužije podporu, poskytnutou pro její jaderné reaktory, v jiných obchodních oblastech.
(449)
Dále, i když stav kapacity na trhu nemá ekonomické zdůvodnění pro nařízení vedoucí ke snížení kapacity BE, Komise rozhodla, aby se po BE požadovalo nezvyšovat rozsah svých aktivit.
(450)
Aby se toho dosáhlo, musí se vydat řada zákazů, týkajících se BE, ohledně její možné expanze v oblastech výroby elektrické energie, ve kterých jsou činní její konkurenti.
(451)
Za tím účelem se musí stanovit specifický charakter kapacity („omezená kapacita“). Taková kapacita se skládá z:
a)
registrované provozní kapacity z fosilních paliv v Evropském hospodářském prostoru,
a z
b)
registrované provozní kapacity velkých vodních elektráren (71) ve Spojeném království.
(452)
BE se musí na období šesti roků o data vydání tohoto rozhodnutí zakázat vlastnit kapacitu nebo mít právo rozhodovat o kapacitě vyšší než 2 020 MW z omezené kapacity, což je kapacita jejích stávajících elektráren v Eggborough (1 970 MW) a v District Energy (50 MW).
(453)
Důvody zákazu zvýšení kapacity BE z fosilních paliv byl vysvětlen v bodu 437. Komise se domnívá, že je nutno rozšířit zákaz i na velké vodní elektrárny, aby se zabránilo nebezpečí, že BE by mohla získat stávající velké vodní elektrárny, především ve Skotsku.
(454)
Zákaz musí platit šest roků, což je přibližně dvojnásobek doby nutné pro výstavbu elektrárny s kombinovanou plynovou turbínou.
(455)
Účelem zákazu je zabránit BE v získání větší flexibility, než jakou má v současné době díky své elektrárně v Eggborough, která by měla být dostatečná pro zajištění její životaschopnosti.
(456)
Komise je si však vědoma toho, že podle plánu restrukturalizace si bankovní konsorcium, které poskytlo finance na projekt Eggborough, ponechá opci na nákup Eggborough od BE. Pokud se banky rozhodnou uplatnit tuto opci, byla by BE zbavena svého jediného zdroje flexibilní výroby, kterou Komise považuje za nutný předpoklad úspěchu plánu restrukturalizace. V tomto případě musí být BE umožněno ihned, jakmile obdrží zprávu bank o jejich úmyslu uplatnit svou opci, připravit se na náhradu elektrárny v Eggborough.
(457)
Z tohoto důvodu se Komise domnívá, že by měly být povoleny některé výjimky ze zákazu pro případ, kdy banky uplatní svou opci, aby BE měla možnost získat flexibilní zdroj elektrické energie, který by nahradil elektrárnu v Eggborough nebo pro případ, že elektrárna v Eggborough přestane být BE zcela k dispozici z důvodů, jež BE nemůže ovlivnit. To však nesmí mít takový důsledek, že BE bude umožněno získat více flexibilní kapacity, než kolik má v současné době, ani využít tuto náhradní kapacitu pro vytváření zisku během možného časového překrytí mezi dokončením její výstavby a prodejem elektrárny v Eggborough.
(458)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti musí být BE umožněno vlastnit nebo mít právo rozhodování nad kapacitou vyšší než je hodnota 2 020 MW z omezené kapacity pro období mezi datem, kdy jí bude doručeno oznámení bank a datem, kdy už nebude mít kontrolu nad kapacitou elektrárny v Eggborough nebo k datu konce šestiletého období, uvedeného v bodu 452, pokud toto datum nastane dříve, než datum, kdy BE nebude mít kontrolu nad kapacitou elektrárny Eggborough, za podmínky, že objem vyrobené elektrické energie nebude vyšší než 2 020 MW z omezené kapacity nebo že se sama vzdá veškerého provozního rozhodování a zájmů v tomto přebytku omezené kapacity.
(459)
Od okamžiku, kdy se elektrárna Eggborough stane pro BE nedostupná z důvodu uvedeného v bodu 458 nebo z důvodu zásahu vyšší moci nebo z důvodu neopravitelné poruchy, musí mít BE možnost vlastnit nebo mít právo rozhodování nad kapacitou 2 222 MW z omezené kapacity, za podmínky, že do konce šestiletého období uvedeného v bodu 452 nahlásí síťovému operátorovi svoji omezenou kapacitu ve výši 2 020 MW a nebude provozovat více než 2 020 MW z této kapacity. Toto ustanovení má za cíl umožnit BE být flexibilnější při nahrazení elektrárny v Eggborough, aniž by se v praxi zákaz zmírnil.
(460)
Nakonec, kromě restrikcí ohledně omezené kapacity definované v bodu 451 a aby se respektovala filozofie pokynů o nutnosti neumožnit příjemci využít státní podporu pro účely rozšíření svého podílu na trhu, musí se BE také zakázat vlastnit v Evropském hospodářském prostoru jiná zařízení pro výrobu jaderné elektrické energie, než která v současné době vlastní, bez předchozího schválení Komisí, a to po dobu šesti let od data přijetí tohoto rozhodnutí.
(461)
Orgány UK se zavázaly toto kompenzační opatření implementovat.
(462)
Jak bylo vysvětleno v bodu 437, mohla by podpora být také zneužita, pokud by ji BE namísto porytí nákladů za činnost jaderných reaktorů použila v nadměrném rozsahu pro získání podílů na výhodnějším trhu DSB.
(463)
Možnost zneužití je podrobně doložena v připomínkách odeslaných Komisi třetí stranou, která si přála zůstat v anonymitě (72). I kdyby společnost BE aktuálně nenabízela mimořádně nižší ceny než je běžný standard na trhu, už jen veliká pravděpodobnost, že díky podpoře je něco takového možné, může být pro konkurenty BE škodlivé, protože by museli jednat se zákazníky s komerčně nekorektním očekáváním.
(464)
Komise se proto domnívá, že je nutné posílit záruky již poskytnuté kompenzačním opatřením č. 1 přesnějším kompenzačním opatřením zaměřeným na chování BE na trhu DSB. Musí se vyžadovat, aby BE nepůsobila na tomto trhu způsobem, který se nepodobá standardu jejích konkurentů.
(465)
Aby se to zajistilo, musí se BE zakázat, aby na trhu DSB nabízela ceny nižší než jsou převažující velkoobchodní ceny. Doba trvání tohoto opatření musí být 6 roků od data vydání tohoto rozhodnutí, stejně jako u kompenzačního opatření č. 2.
(466)
Plnění tohoto zákazu pro společnost BE se musí sledovat nezávislým orgánem, vybraným v transparentním výběrovém řízení organizovaném orgány UK. Nezávislý orgán musí každý rok podávat zprávu Komisi.
(467)
V minulosti ceny na trhu DSB zpravidla kopírovaly vývoj velkoobchodních cen s určitým zvýhodněním. Tento zákaz tedy zajistí, aby se BE nechovala komerčně jiným způsobem než její konkurenti.
(468)
Avšak NETA je v provozu pouze 3 roky. Je možné, aby se v následujících 6 letech vztah mezi DSB a velkoobchodním trhem v určité době bude lišit od toho, co bylo zjištěno do této doby. Lze si například představit, že velkoobchodní trh by se mohl na nějaké období stát nelikvidní, což by vedlo k abnormálně vysokým cenám na tomto trhu. Komise se domnívá, že v takovém případě by výrobci elektrické energie, aby neztratili svoje zákazníky, nabízeli na trhu DSB ceny, které by mohly být určitým způsobem nižší než velkoobchodní ceny. Pokud by se něco takového stalo a BE by neměla kapacitu na adekvátní reakci, mohla by přijít o své zákazníky na trhu DSB, což by ohrozilo její restrukturalizaci.
(469)
Proto je nutné, aby BE byla ponechána určitá pružnost pro přizpůsobení se těmto výjimečným případům. Její manévrovací prostor však musí být velice omezen, popsán objektivními podmínkami a pečlivě zkoumán, aby se zabránilo jakémukoliv zneužití. Kritéria pro povolení BE využít její pružnost musí být následně (ex ante) kontrolovatelná, aby se zabránilo jakémukoliv zneužití.
(470)
Protože pro ceny na trhu DSB existuje mnohem méně spolehlivých informací než pro ceny na velkoobchodním trhu, je během jednání o podmínkách na DSB velice obtížné vědět, zda nabízené ceny na trhu DSB budou nižší než ceny na velkoobchodním trhu. To znamená, že objektivní kritéria uvedená v bodu 469 nemohou být přímo založena na kontrole toho, zda konkurenti BE nabízejí ceny DSB nižší než jsou velkoobchodní ceny. Kontroly se místo toho musí týkat nepřímých indikátorů, které jsou společnosti BE přístupné v krátkodobém horizontu a které mohou signalizovat, zda se velkoobchodní trh stal nelikvidní a zda stanovení cen trhu DSB na úrovni cen velkoobchodního trhu nebo vyšších už není komerčně životaschopné.
(471)
Musí se provádět následující kontroly:
a)
v kterémkoli období […], (které nekončí později než […] před datem, kdy se BE odvolá na výjimečné tržní okolnosti), […] ze stávajících průmyslových konečných uživatelů BE, kterým BE učinila nabídku na dodávku za podmínek, kdy smluvní rozsah dodávky energie za cenu vyšší, než je převažující velkoobchodní cena ve výši […], odmítlo nabídku BE;
b)
objem prodané elektrické energie na velkoobchodním trhu za období […] poklesl na méně než […] průměrného objemu prodaného ve stejném období za posledních […], pro které jsou dostupné údaje;
c)
BE nabízí dodávku minimálně […] elektrické energie na velkoobchodní trh […] a tento objem není prodán během […] hodin.
(472)
Stejný nezávislý orgán, který sleduje, zda BE plní zákaz, musí být zodpovědný za kontrolu toho, zda si je BE vědoma toho, že kontrola byla vykonána. Nezávislý orgán ověří, zda je vykonána zkouška a) společně se zkouškou b) nebo c). Pokud tomu tak opravdu je, musí být BE na základě rozhodnutí nezávislého orgánu oprávněna stanovit cenu na trhu DSB nižší než je velkoobchodní cena pro […]. Toto časové omezení může být prodlouženo rozhodnutím nezávislého orgánu, pokud na trhu dále převládají výjimečné podmínky. Během […] musí být BE zavázána jednat čestně a nabízet slevy, které jsou srovnatelné s tím, co může být považováno za rozumnou nabídku s ohledem na její konkurenty. Nezávislý orgán musí následně vyhodnotit, zda BE splnila toto kritérium, když skončí […].
(473)
V zájmu transparentnosti musí nezávislý orgán po ukončení jednání o smlouvách vydat vyjádření, ve kterém potvrdí, že vznikly výjimečné tržní okolnosti, a ve kterém upřesní dobu trvání těchto výjimečných okolností. Podrobnosti o hodnocení musí být předány Komisi.
(474)
Orgány UK se zavázaly toto kompenzační opatření implementovat.
v) Kompenzační opatření, o kterých Komise uvažovala, ale která byla odmítnuta
(475)
Komise rozhodla, že tři kompenzační opatření, která jsou popsána v oddílu iv), jsou dostatečná pro zmírnění možného narušení hospodářské soutěže podporou, a tak splňují požadavky bodu 39 písm. ii) pokynů. Tato opatření je také třeba považovat za specifické podmínky připojené ke schválení podpory ve smyslu bodu 42 písm. ii) těchto pokynů.
(476)
Třetí strany navrhovaly jiná možná kompenzační opatření.
(477)
Organizace Greenpeace navrhla, aby jaderné elektrárny společnosti BE byly postupně uzavřeny. Komise se domnívá, že s ohledem na neexistenci nadbytečné kapacity na relevantním trhu by požadavek na uzavření zařízení BE nebyl proporcionální k narušení hospodářské soutěže, způsobenému podporou.
(478)
Společnost Powergen navrhla, že by mohl být uzavřen reaktor v Dungeness B, protože je to nejméně prosperující zařízení společnosti BE. Životaschopnost Dungeness B již byla diskutována v oddílu VI.3.a) výše. Komise bere na vědomí, že uzavření Dungeness B je již naplánováno na rok 2008 a že podle údajů poskytnutých společností NGTransco o oznámení potřebném pro významná uzavření může být Dungeness B uzavřeno nejdříve v polovině roku 2007. Komise se domnívá, že tak malý posun by neospravedlnil výdaje, které by to způsobilo.
(479)
Společnost Drax navrhla odstranit jaderná zařízení společnosti BE z konkurenčního trhu vytvořením systému povinného nákupu jaderné energie za fixní ceny, což by bylo podobné jako povinnost obnovitelných zdrojů. To by znamenalo, že BE by prakticky byla úplně a na neurčito podporována státem, a to by bylo v naprostém protikladu s politikou hospodářské soutěže, prosazovanou Společenstvím.
(480)
Společnost Drax navrhla, aby se společnosti BNFL povolil větší podíl z možného zisku BE při zvýšení cen, aby se snížil objem pomoci. Jak již bylo diskutováno v oddílu VI.2.b) výše, došla Komise k závěru, že opatření B neobsahuje prvky státní podpory. Povolení většího podílu BNFL z možného vyššího zisku BE by znamenalo zvýšení podpory, protože by to snížilo volný finanční tok BE a tím i její příspěvek do NLF. To Komise nemůže akceptovat.
(481)
Společnost Drax navrhla, aby BE prodala elektrárnu v Eggborough. Komise uznává, že prodej Eggborough by nebyl v rozporu s nutností zachovat rozpětí kapacity v elektrorozvodném systému, protože elektrárna by velice pravděpodobně byla stále v provozu, pod vedením nového vlastníka. Aby však BE byla schopna splnit plán restrukturalizace a obnovit svou životaschopnost, potřebuje mít přístup k některým flexibilním zdrojům elektrické energie. Pokud by BE prodala Eggborough, musela by získávat takovou flexibilní energii z jiných zdrojů.
(482)
Na základě výsledků kontroly dospěly orgány UK k závěru, že pro BE by nebylo ekonomické nakupovat služby, které běžně získává z Eggborough, od jiných výrobců. Tyto služby obsahují pojištění proti neočekávaným výpadkům jaderných reaktorů, přizpůsobení elektrického výkonu dodávaného na základě obchodních smluv a flexibilitu při plánované údržbě reaktorů. Orgány UK uvedly, že BE by zachováním Eggborough ve svém vlastnictví ušetřila 11 milionů GBP ročně. Tento předpoklad vychází z nákladů v Eggborough, což znamená, že BE by mohla získávat stejné služby za stejnou cenu, jen pokud by vlastnila jinou elektrárnu. Nákup služeb na trhu, pokud by byl vůbec možný, by byl mnohem dražší.
(483)
S ohledem na výše uvedené skutečnosti se Komise domnívá, že požadavek, aby BE prodala elektrárnu v Eggborough, by ohrozil vyhlídky BE na obnovení životaschopnosti a nebyl by přiměřený. Komise soudí, že kompenzační opatření č. 1 a č. 2, uvedená výše, zavádí mnohem přiměřenějším způsobem stejný typ omezení.
(484)
Společnost Powergen navrhla uvalení stropu na podíl BE na trhu DSB. Komise se domnívá, že uvalení takového stropu by bylo škodlivé pro konkurenci na tomto trhu. Kompenzační opatření č. 3 bude mnohem účinnější pro zmírnění dopadu podpory na hospodářskou soutěž na tomto trhu, aniž by současně omezilo schopnost BE podávat konkurence schopné nabídky.
(485)
Společnost Powergen navrhla zakázat BE vstup na nové maloobchodní trhy. Toto navrhované opatření by většinou ovlivnilo trh pro domácnosti, který je v současné době zásobován pouze dodavateli. Komise se domnívá, že takové omezení by připravilo zákazníky o možný zdroj konkurence na trhu, který je nejmenší konkurenční částí trhu s elektrickou energií v UK (73). Komise se domnívá, že kompenzační opatření č. 1 bude v tomto ohledu postačující pro zajištění toho, že pokud se BE bude snažit vstoupit na tento trh, bude tak činit vlastním úsilím, bez výrazného narušení hospodářské soutěže.
(486)
Komise se domnívá, že všechna kompenzační opatření, navrhovaná třetími stranami, které odevzdaly svoje připomínky, jsou zakotvena ve třech kompenzačních opatřeních, které zvolila Komise.
d) Plná implementace plánu restrukturalizace
(487)
Společnost musí být povinna plně implementovat plán restrukturalizace, předložený Komisi. Vláda UK je pověřena, aby zajistila plnou implementaci plánu restrukturalizace, pokud bude schválen.
e) Sledování a každoroční zprávy
(488)
Pokud bude balíček pro podporu schválen, je vláda UK pověřena, aby Komisi podala zprávu, ne později než šest měsíců po schválení balíčku pro podporu, a aby následně předávala pravidelné roční zprávy tak, aby Komise mohla sledovat průběh restrukturalizace BE, dokud se nestabilizuje její pozice tak, že Komise už nebude potřebovat další informace.
VII. ZÁVĚR
(489)
Komise usuzuje, že podpora, protože splňuje požadavky uvedené v pokynech, pokud jde o poskytnutí podpory na restrukturalizaci, a je v souladu s cíli Smlouvy o Euratomu, je kompatibilní se společným trhem,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Podpora, kterou má Spojené království v úmyslu poskytnout společnosti British Energy plc („British Energy“) v rámci opatření A plánu restrukturalizace, oznámeného Komisi dne 7. března 2003, který obsahuje závazek vlády Spojeného království financovat:
a)
platbu závazků souvisejících s likvidací vyhořelého paliva, uloženého do jaderných reaktorů společnosti British Energy před datem účinnosti plánu restrukturalizace, pokud náklady spojené s těmito závazky, kromě dodatečných historických závazků, definovaných v dohodě o financování historických závazků uzavřené mezi společnosti British Energy a vládou Spojeného království, nepřekročí částku 2 185 000 000 GBP v cenách prosince roku 2002;
a
b)
deficit Fondu jaderných závazků ohledně platby závazků spojených s vyřazením jaderných zařízení společnosti British Energy z provozu, smluvně nepodchycených závazků společnosti British Energy a dodatečných historických závazků, definovaných v dohodě o financování historických závazků uzavřené mezi společnosti British Energy a vládou Spojeného království,
je kompatibilní se společným trhem a s cíli Smlouvy o Euratomu, za předpokladu, že budou splněny podmínky stanovené v článcích 2 až 10.
Článek 2
1. Spojené království musí zajistit, aby plán restrukturalizace byl plně implementován v tom rozsahu, v jakém byl oznámen Komisi.
2. Spojené království musí Komisi podat zprávu o implementaci restrukturalizace, a to ne později než šest měsíců po vydání tohoto rozhodnutí a následně každý rok, dokud mu Komise neoznámí, že další informace už nejsou nutné.
Článek 3
Jakmile výdaje, odpovídající závazkům uvedeným v čl. 1 písm. b) překročí částku 1 629 000 000 GBP v cenách prosince roku 2002, musí Spojené království doručit Komisi další zprávu, v níž bude doloženo, že platby vládou jsou omezeny na splnění závazků uvedených v tomto článku, a že byly učiněny vhodné kroky pro omezení výdajů na pokrytí těchto závazků na potřebné minimum. Tyto zprávy se musí předávat každý rok. Musí být přiloženy ke každoročním zprávám uvedeným v článku 2.
Článek 4
Pro účely výpočtu částek v cenách prosince roku 2002 uvedených v článku 1 a v článku 3 použije Spojené království referenční a diskontní sazbu zveřejněnou Komisí pro Spojené království a tuto sazbu musí každých pět roků aktualizovat.
Článek 5
1. Spojené království musí požadovat, aby společnost British Energy nejpozději do 1. dubna 2005:
a)
oddělila svoje obchodování s dodávkou elektrické energie od společnosti British Energy Generation Limited a začlenila jej jako samostatnou dceřinou společnost společnosti British Energy plc (nebo nástupnické společnosti);
b)
sloučila stávající aktivity související s výrobou jaderné energie do jediné společnosti;
a
c)
rozumně vynaložila veškeré úsilí pro získání upravené licence podle Zákona o elektrické energii z roku 1989 nebo, pokud tuto upravenou licenci nebude možné získat, poskytnout vládě Spojeného království časově neomezené závazné záruky že: i) společnost British Energy bude provádět svoje stávající podnikání v oblasti výroby jaderné a nejaderné elektrické energie jako samostatné činnosti z hlediska udělení licence (nebo z hlediska jakýchkoliv záruk vlády Spojeného království); a ii) stávající obchodování s jadernou energií nebude využito na interní financování některého jiného obchodování v rámci skupiny British Energy.
2. Pokud podmínky odstavce c) nebudou pokryty licencí, musí Spojené království každý rok podávat Komisi hlášení, ve kterém bude prokázáno, že z realizovaných obchodů s jadernou energií nedošlo k žádnému internímu financování některého jiného obchodování v rámci skupiny British Energy. Tato zpráva musí být založena na analýze provedené nezávislými účetními znalci. Může být přiložena ke zprávě uvedené v článku 2. Tímto se nesmí předem předpokládat možnost, že implementace podmínek licence se neuskuteční později, pokud to bude možné.
3. Spojené království musí komisi informovat ihned, jakmile budou implementovány záruky uvedené v odstavcích 1 a 2.
Článek 6
Spojené království musí požadovat, aby se společnost British Energy zavázala, na dobu šesti roků od data vydání tohoto rozhodnutí, že nebude vlastnit nebo mít právo rozhodování o:
-
registrované provozní kapacitě pro výrobu elektrické energie z fosilních paliv (74), instalované v Evropském hospodářském prostoru,
nebo
-
registrované kapacitě velkých vodních elektráren ve Spojeném království, jak je definováno v Příkazu o nutnosti obnovitelných zdrojů (Renewables Obligation Order) z roku 2002,
(oba typy kapacity jsou známy jako „omezená kapacita“), která by byla v úhrnu větší než 2 020 MW, s podmínkou, že:
a)
během probíhajícího období vyřazení z činnosti (bude definováno níže) bude společnost British Energy oprávněna vlastnit nebo mít právo rozhodování nad omezenou kapacitou vyšší než 2 020 MW za podmínky, že nebude tento přebytek nad omezenou kapacitou provozovat nebo se sama vzdá veškeré své provozní kontroly a zájmů nad tímto přebytkem nebo nad elektrickou energii vyrobenou nad rámec omezené kapacity. Pro tyto účely je „probíhající období vyřazení z činnosti“ časové období mezi:
i)
datem, kdy společnost Eggborough Power Limited nebo Eggborough Power Holdings Limited přijala zprávu, že 1) budou uplatněny opce na nákup podílu ve společnosti Eggborough Power Limited nebo elektrárny v Eggborough; nebo že 2) bude uplatněn některý z požadavků na zajištění podílů ve společnosti Eggborough Power Limited nebo v elektrárně Eggborough;
a
ii)
datem, od kdy registrovaná výrobní kapacita elektrárny v Eggborough už nebude pro společnost British Energy dostupná;
b)
pokud se uskuteční některá z opcí na podílech ve společnosti Eggborough Power Limited nebo v elektrárně Eggborough, bude mít společnost British Energy oprávnění vlastnit nebo mít právo rozhodování nad omezenou kapacitou, která nepřesáhne 2 222 MW, za podmínky, že operátorovi národní energetické sítě nahlásí svou omezenou kapacitu ve výši 2 020 MW a že nebude provozovat více než 2 020 MW z omezené kapacity;
nebo
c)
pokud kapacita elektrárny v Eggborough nebude pro společnost British Energy dostupná z důvodu neodstranitelné poruchy nebo z důvodu zásahu vyšší moci, bude společnost British Energy oprávněna vlastnit nebo mít právo rozhodování nad omezenou kapacitou, která není vyšší než 2 222 MW, za podmínky, že operátorovi národní energetické sítě nahlásí svou omezenou kapacitu ve výši 2 020 MW a že nebude provozovat více než 2 020 MW z omezené kapacity.
Článek 7
Spojené království musí požadovat, aby se společnost British Energy na dobu šesti roků od data vydání tohoto rozhodnutí zavázala, že bez předcházejícího písemného souhlasu Komise nebude vlastnit nebo mít právo rozhodování o jiné registrované provozní jaderné kapacitě pro výrobu elektrické energie v Evropském hospodářském prostoru, než jakou mají její stávající jaderná zařízení nebo že nebude uzavírat smlouvy o obsluze nebo údržbě, ve kterých společnost British Energy nemá účast na výstupu elektrické energie.
Článek 8
Spojené království musí během čtyř měsíců od vydání tohoto rozhodnutí na základě otevřeného a transparentního řízení stanovit nezávislého znalce pro účely sledování toho, zda společnost BE dodržuje podmínky stanovené v článku 9 (dále jen „nezávislý znalec“). O tomto ustanovení musí ihned informovat Komisi.
Článek 9
1. Spojené království musí požadovat, aby se společnost British Energy zavázala:
a)
nenabízet po dobu šesti roků od ustanovení nezávislého znalce dodávku konečným průmyslovým odběratelům, kteří nakupují elektrickou energii přímo od společnosti British Energy za podmínek, kdy smluvní cena energie je nižší než převládající cena na velkoobchodním trhu, avšak v případě výjimečných okolností na trhu, kdy nezávislý znalec rozhodne, že takové okolnosti, popsané v článku 10, nastaly („výjimečné okolnosti na trhu“), je společnost British Energy oprávněna, pokud takové výjimečné okolnosti budou dále převažovat, stanovit za podmínek podle článku 10 poctivě smluvní cenu za elektrickou energii nižší než je převládající cena na velkoobchodním trhu, pokud to bude pro společnost British Energy nutné, aby mohla reagovat na hospodářskou soutěž;
a
b)
poctivě spolupracovat s nezávislým znalcem a včasně plnit všechny jeho rozumné požadavky včetně požadavků na předávání informací, dokumentů nebo přístup k zaměstnancům nebo vedení.
2. Nezávislý znalec bude každý rok podávat Spojenému království zprávu o tom, jak společnost British Energy plní tyto podmínky. Spojené království tyto zprávy poskytne Komisi.
Článek 10
1. Musí být prováděny následující kontroly za účelem vydání rozhodnutí, zda nastaly výjimečné podmínky na trhu:
a)
V kterémkoliv období […] (které nekončí dříve než […] před dnem níže definovaného Žlutého oznámení), […] ze stávajících průmyslových konečných uživatelů společnosti British Energy, kterým British Energy učinila nabídku na dodávku za podmínek, kdy smluvní rozsah dodávky elektrické energie za cenu vyšší, než je velkoobchodní cena ve výši […], odmítlo nabídku společnosti British Energy.
b)
Objem prodané elektrické energie na velkoobchodním trhu za období […] poklesl na méně než […] průměrného objemu prodaného ve stejném období za posledních […], pro které jsou dostupné údaje.
c)
Společnost British Energy nabízí dodávku minimálně […] elektrické energie na velkoobchodní trh […] a tento objem není prodán během […].
2. Pokud společnost British Energy čelí podobným okolnostem a pokud se domnívá, že by bylo nutné odvolat se na výjimečné okolnosti na trhu, musí nejprve informovat nezávislého znalce, nastínit svou analýzu situace a svou pozici v souvislosti s kontrolou cílů („Žluté oznámení“).
3. Pokud se okolnosti po zpracování Žlutého oznámení nezlepší a pokud jsou splněny podmínky výše uvedené kontroly a) společně s kontrolou b) nebo s kontrolou c), musí společnost British Energy oznámit nezávislému znalci, že má v úmyslu reagovat na konkurenci stanovením cen, které jsou nižší než velkoobchodní ceny a musí dodat nejaktuálnější podklady, které má k dispozici. Nezávislý znalec potom musí během 24 hodin potvrdit nebo vyvrátit, zda kontrola a) společně s kontrolou b) nebo c) uvedené výše byla nebo nebyla vyhovující a v souladu s tím vyhlásit existenci výjimečných okolností na trhu.
4. Pokud nezávislý znalec vyhlásí výjimečné okolnosti na trhu, musí být společnost British Energy oprávněna po dobu […] stanovenou nezávislým znalcem čestně nabízet ceny, aby byla v přímém prodeji konkurenceschopná na trhu.
5. Období […] může být nezávislým znalcem prodlouženo na takovou dobu, po kterou jsou splněny podmínky výše uvedené kontroly c).
6. Na konci tohoto období se budou na společnost British Energy znovu vztahovat omezení cen podle článku 9.
7. Po skončení tohoto období musí společnost British Energy předat nezávislému znalci zprávu, ve které bude sumarizovat své obchodní aktivity během tohoto období. Tyto informace musí nezávislý znalec vyhodnotit ve své roční zprávě.
8. Po skončení smluvních vztahů, během kterých vznikly výjimečné okolnosti na trhu, musí nezávislý znalec zveřejnit skutečnost, že takové okolnosti vyhlásil a jak dlouho tyto okolnosti trvaly.
Článek 11
Toto rozhodnutí je určeno Spojenému království Velké Británie a Severního Irska.
V Bruselu dne 22. září 2004.
DÉCISION DE LA COMMISSION
du 22 septembre 2004
relative à l'aide d'État que le Royaume-Uni envisage d'instituer en faveur de British Energy plc
[notifiée sous le numéro C(2004) 3474]
(Le texte en langue anglaise est le seul faisant foi.)
(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
(2005/407/CE)
LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,
vu le traité instituant la Communauté européenne, et notamment son article 88, paragraphe 2, premier alinéa,
vu l'accord sur l'Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),
après avoir invité les parties intéressées à présenter leurs observations conformément aux dispositions précitées (1) et vu ces observations,
considérant ce qui suit:
I. PROCÉDURE
(1)
Le 9 septembre 2002, le gouvernement du Royaume-Uni a mis en place des mesures d'aides au sauvetage en faveur de la société britannique British Energy plc («BE»). La Commission a décidé de ne pas soulever d'objections en l'espèce le 27 novembre 2002 (2). En vertu de cette décision, les autorités britanniques avaient jusqu'au 9 mars 2003 pour soumettre un plan de restructuration ou de liquidation pour BE, ou pour démontrer que les aides avaient été remboursées.
(2)
Le 7 mars 2003, les autorités britanniques ont notifié un plan de restructuration à la Commission. La notification du gouvernement britannique a été enregistrée sous le numéro de dossier d'aide d'État NN 45/03, étant donné que certaines mesures de restructuration pouvant comporter des aides étaient déjà entrées en vigueur. Un complément d'information a été présenté le 13 mars 2003. Une rencontre a eu lieu le 28 mars 2003 entre des représentants de la Commission et des autorités britanniques. Le 21 avril 2003, la Commission a adressé aux autorités britanniques une demande de renseignements, à laquelle ces dernières ont répondu le 2 mai 2003.
(3)
Par courrier du 23 juillet 2003, la Commission a informé le Royaume-Uni qu'elle avait décidé d'ouvrir la procédure prévue à l'article 88, paragraphe 2, du traité CE à l'égard de l'aide concernée.
(4)
La décision de la Commission d'ouvrir la procédure a été publiée au Journal officiel de l'Union européenne (3). La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations.
(5)
Les autorités britanniques ont fourni à la Commission leurs observations sur l'ouverture de la procédure par lettre du 22 août 2003, enregistrée par la Commission le même jour.
(6)
La Commission a reçu des observations des parties intéressées. Elle les a transmises au Royaume-Uni et lui a donné l'occasion de réagir. Les remarques du Royaume-Uni ont été reçues par courrier du 29 octobre 2003, enregistré par la Commission le 30 octobre 2003.
(7)
Le 7 octobre 2003, la Commission a rencontré les autorités britanniques. À la suite de cette réunion, le Royaume-Uni a présenté des informations par lettre en date du 5 novembre 2003, enregistrée le 10 novembre 2003. Une autre rencontre a eu lieu le 28 novembre 2003. La Commission a adressé le 5 décembre 2003 au Royaume-Uni une demande d'informations, à laquelle il a répondu le 22 décembre 2003. Une nouvelle rencontre a eu lieu le 2 février 2004. Le Royaume-Uni a fourni des informations le 4 février 2004. De nouvelles informations ont été communiquées par le Royaume-Uni le 10 mars 2004. Une réunion a eu lieu le 22 mars 2004. La Commission a adressé une nouvelle demande le 19 avril 2004, à laquelle le Royaume-Uni a répondu le 11 mai 2004. Une réunion a eu lieu le 7 juin 2004. De nouvelles informations ont été communiquées le 1er juillet 2004 et une réunion s'est tenue le 29 juillet 2004. Le Royaume-Uni a présenté un complément d'informations le 23 août 2004.
II. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE L'AIDE
1. Bénéficiaire de l'aide
a) Groupe British Energy plc
(8)
BE est une société productrice d'électricité qui a été privatisée par les autorités britanniques en 1996. Hormis trois actions privilégiées détenues par les autorités britanniques (une pour BE et une pour chacune de ses deux filiales britanniques principales), BE est désormais entièrement aux mains d'investisseurs privés.
(9)
À l'époque de la privatisation, les pôles essentiels de l'activité de BE consistaient en six centrales nucléaires en Angleterre et deux centrales nucléaires en Écosse. BE continue à exploiter ces centrales, dont la capacité totale s'élève à 9 820 MW, dont 7 281 MW en Angleterre et au pays de Galles et 2 539 MW en Écosse. BE est la seule exploitante de centrales nucléaires au Royaume-Uni à être détenue par le secteur privé. BE fournit de l'électricité au marché de gros et à certains grands clients industriels et commerciaux, mais n'opère pas sur le marché de détail.
(10)
Depuis la privatisation, BE s'est associée dans une coentreprise à parts égales aux États-Unis (dénommée Amergen) afin d'acquérir et d'exploiter des centrales nucléaires dans ce pays et a acquis une participation de 82,4 % dans la concession de Bruce Power LP en Ontario, au Canada. Au Royaume-Uni, BE a racheté en 1999 les opérations de fourniture au détail de South Wales Electricity (qu'elle a ensuite revendues en 2000) et, en 2000, la centrale thermique au charbon d'Eggborough, d'une capacité de 1 970 MW, afin d'accroître sa flexibilité et d’avoir des capacités de remplacement en cas d’arrêt de ses centrales nucléaires.
(11)
Sur les huit centrales nucléaires de BE au Royaume-Uni, sept possèdent des réacteurs avancés refroidis au gaz («AGR»), qui répondent à une conception et à une technologie uniquement présentes au Royaume-Uni. La huitième, Sizewell B, fonctionne avec un réacteur à eau sous pression («REP»), dont la conception et la technologie sont largement mises en œuvre sur le plan mondial.
(12)
Les principales filiales de BE au Royaume-Uni sont les suivantes:
-
British Energy Generation Ltd («BEG»), qui possède et exploite les six centrales nucléaires d'Angleterre et détient la licence relative au marché des ventes directes,
-
British Energy Generation (UK) Ltd («BEGUK»), qui possède et exploite les deux centrales nucléaires d'Écosse,
-
Eggborough Power (Holdings) Ltd («EPL»), qui possède et exploite la centrale thermique au charbon d'Eggborough, en Angleterre,
et
-
British Energy Power & Energy Trading Ltd («BEPET»), qui commercialise toute la production de BE (à l'exception du secteur des ventes directes) et gère les risques de marché.
b) Évolution récente
(13)
En raison de la forte baisse des prix de l'électricité sur le marché au sein duquel BE évolue, conjuguée à un manque de couverture de l'entreprise et à des arrêts imprévus dans certaines centrales, les recettes générées par les centrales de BE ont chuté considérablement en 2002. La forte proportion de coûts inévitables (4) dans la structure des coûts de BE pour ses centrales nucléaires n'a également laissé que peu de marge à l'entreprise pour réagir à la chute des prix par une compression des coûts.
(14)
Une chute des prix de 8,56 GBP/MWh, comme cela s'est produit dans les deux années ayant précédé 2002, équivaut à une réduction annuelle des recettes de 642 millions de GBP par an pour une production de 75 TWh (production des centrales de BE pour l'exercice concerné). Ni les contrats de négoce d'électricité ni les ventes directes n'ont suffisamment atténué l'incidence de ce recul des prix sur les recettes de l'entreprise.
(15)
En corollaire à ces facteurs, la trésorerie de BE s'est détériorée de manière importante au cours de l'été 2002, ses liquidités passant de 231 millions de GBP au début d'avril 2002 à seulement 78 millions de GBP à la fin d'août 2002, un recul qui s’est accéléré à partir de la fin de juin 2002. Outre cette réduction massive de l'encaisse, BE a anticipé de fortes sorties de trésorerie au cours de la période allant de septembre 2002 à mars 2003, en l’occurrence des versements faits à British Nuclear Fuel Limited («BNFL») dans le cadre des contrats de gestion du combustible usé conclus avec cette dernière, d'importants investissements dans l'installation de Bruce Power au Canada et le remboursement de la première tranche des obligations de BE, arrivée à échéance le 25 mars 2003.
(16)
Le 5 septembre 2002, compte tenu de l'échec d'une émission obligataire à l'été et d'inquiétudes sur sa capacité à mobiliser des facilités bancaires non utilisées, le conseil d'administration de BE a été avisé par des conseillers juridiques que la société ne serait pas en mesure d'utiliser ses facilités de crédit. En effet, les membres du conseil d’administration ne pouvant pas déclarer que la société pourrait rembourser ces facilités de crédit, les activer serait revenu à poursuivre des activités commerciales en l'absence de toute perspective raisonnable d'éviter une liquidation pour cause d'insolvabilité. Ces circonstances ont conduit BE à se tourner vers les autorités britanniques pour obtenir un soutien financier lui permettant d'éviter une mise en liquidation judiciaire. Ce soutien financier a été adopté en tant que mesures d'aides au sauvetage par décision de la Commission du 27 novembre 2002.
(17)
La décision renvoyait à l'engagement du gouvernement britannique de soumettre à la Commission, au plus tard six mois après l'autorisation de l'aide au sauvetage, un plan de liquidation ou de restructuration, ou de démontrer que les aides avaient été remboursées entièrement et/ou que la garantie avait été résiliée. Le 7 mars 2003, le gouvernement britannique a notifié le plan de restructuration de BE à la Commission.
2. Plan de restructuration
a) Origine des difficultés de BE
(18)
Le gouvernement britannique a déterminé l'origine des difficultés de BE comme suit:
(19)
Contrairement aux autres grandes sociétés de production du secteur privé, BE n'est pas engagée dans des activités de détail qui la garantiraient naturellement contre les risques liés au prix de l'électricité de gros. En effet, BE propose essentiellement son électricité sur le marché de gros et une petite quantité va à de grands clients industriels et commerciaux.
(20)
Le positionnement de BE sur le marché de l'approvisionnement de détail des grands clients industriels et commerciaux ne lui a pas fourni une couverture contre la chute des prix de gros. Ce marché a été totalement ouvert à la concurrence en 1994. Il est concurrentiel et les consommateurs sont sensibles aux prix. Les prix sur ce marché ont également décru. Ces baisses sont largement répercutées sur les clients. Par conséquent, un accroissement éventuel des marges de détail n'a pu compenser les conséquences de la chute des prix de gros.
(21)
La structure des coûts des centrales nucléaires se caractérise par des coûts inévitables très élevés et des coûts évitables (5) faibles.
(22)
Certains des coûts inévitables de BE s'appliquent uniquement aux centrales nucléaires. Premièrement, les obligations de déclassement nucléaire ne sont pas liées à la production, sauf pour leur calendrier, qui dépend du calendrier de mise à l'arrêt des centrales. Deuxièmement, les coûts de gestion du combustible usé - coûts de retraitement, de stockage et d'évacuation définitive - ne peuvent pas non plus être évités pour le combustible qui a déjà été chargé dans le réacteur.
(23)
D'un autre côté, les coûts évitables des centrales nucléaires sont inférieurs à ceux des autres centrales du réseau, y compris d'autres centrales de base.
(24)
La chute des prix du marché a abouti à une réduction importante de la marge que BE réalise au-dessus des coûts évitables. Par conséquent, les crédits disponibles pour faire face à ses coûts inévitables élevés, essentiellement des coûts de financement et des engagements nucléaires découlant d'opérations passées, ont été largement réduits. Il en est résulté des difficultés dans le service de la dette, qui ont exigé une restructuration financière de l'entreprise.
(25)
Outre les coûts inévitables à long terme résultant d'engagements nucléaires, BE est également en butte à des coûts inévitables élevés à court terme sous forme de dépenses de financement, augmentés en raison d'une distribution de dividende aux actionnaires, des acquisitions réalisées à Eggborough et en Amérique du Nord, et du coût des contrats d'achat d'électricité.
(26)
La baisse des recettes de BE consécutive à la chute des prix de gros de l'électricité a été exacerbée par des arrêts imprévus et importants aux centrales de Torness 2 et de Dungeness B. Le 13 août 2002, BE a annoncé que des arrêts imprévus à Torness auraient pour effet une révision à la baisse de la production nucléaire au Royaume-Uni de 67,5 TWh à 63 TWh (à 1 TWh près).
b) Mesures de restructuration
(27)
La restructuration comporte les sept mesures suivantes, qui ont été arrêtées par BE, ses principaux créanciers (y compris la société publique BNFL de retraitement du combustible nucléaire) et le gouvernement britannique:
- mesure A
:
mesures liées au financement des engagements nucléaires,
- mesure B
:
mesures relatives au cycle du combustible convenues avec BNFL,
- mesure C
:
moratoires,
- mesure D
:
mesures de restructuration en liaison avec les créanciers importants,
- mesure E
:
introduction d'une nouvelle stratégie commerciale,
- mesure F
:
cession d'actifs pour soutenir le financement de la restructuration,
- mesure G
:
report d’impôts locaux.
(28)
Ces mesures sont détaillées aux considérants 29 à 102.
(29)
Les engagements nucléaires découlent essentiellement de la nécessité de retraiter ou de stocker, puis enfin d'évacuer le combustible nucléaire usé («engagements relatifs à l’aval du cycle nucléaire») et de déclasser les centrales nucléaires au terme de leur durée de vie commerciale («engagements de déclassement»).
(30)
En ce qui concerne certains engagements relatifs à l’aval du cycle nucléaire, BE a conclu des contrats en vue de la fourniture de services de gestion du combustible usé auprès de BNFL («engagements contractuels»). Les engagements contractuels représentent des montants que BE est susceptible de devoir verser par contrat à BNFL à l'avenir au titre des services de retraitement et/ou de stockage du combustible usé des centrales AGR, ou d'autres services en relation avec la gestion du combustible usé. Les contrats portent sur le retraitement et le stockage du combustible usé et des déchets associés des centrales AGR, jusqu'en 2038 ou 2086 au moins. Ces contrats sont principalement conclus pour un prix forfaitaire, tous les risques techniques liés au stockage et au retraitement du combustible nucléaire usé étant supportés par BNFL. L'ensemble du combustible usé et la plupart des déchets y afférents demeurent la propriété de BE pendant toute la durée de validité des contrats.
(31)
Il existe d'autres engagements relatifs à l’aval du cycle nucléaire, liés ou non au même combustible usé, mais pour lesquels il n'existe pas actuellement de contrats de service («engagements non contractuels»). Les engagements non contractuels ont principalement trait à l'évacuation définitive du combustible usé, du plutonium, de l'uranium et des déchets produits par le retraitement du combustible AGR, au stockage et à l'évacuation définitive du combustible usé des centrales REP, y compris la construction d'un site de stockage à sec à Sizewell B, ainsi qu'au stockage et à l'évacuation des déchets d'exploitation.
(32)
Les engagements de déclassement sont liés aux coûts d'extraction du combustible, de décontamination et de démantèlement des centrales nucléaires à partir du moment où elles cessent de produire de l'électricité. Normalement, le déclassement comporte trois niveaux:
-
niveau 1: extraction du combustible du réacteur peu après la mise à l'arrêt de la centrale et retrait de ce combustible de la centrale,
-
niveau 2: démantèlement des bâtiments annexes superflus, et sécurisation et scellement du cœur du réacteur, à la suite de quoi il est entretenu et surveillé, d'ordinaire pour de longues périodes,
-
niveau 3: démantèlement du réacteur pour permettre la réutilisation du site (au moins 85 ans après la fin de la production d'électricité pour les centrales AGR et jusqu'à 50 ans pour les centrales REP).
(33)
Jusqu'à l'heure actuelle, divers accords ont été mis en place pour financer les engagements nucléaires. Lors de la privatisation, un fonds séparé, le Fonds de déclassement nucléaire («NDF»), a été créé sous la forme d'une société à responsabilité limitée par actions détenue par une fiducie indépendante. Le NDF a pour objet de constituer un fonds séparé devant être mis en œuvre pour prendre en charge une partie des engagements de déclassement. Le financement de tous les autres engagements nucléaires aurait dû être assuré par la trésorerie d'exploitation générée par les opérations réalisées par BE. Cependant, en raison de la chute des recettes de l'entreprise, celle-ci s’est avérée insuffisante à cet effet.
(34)
Le gouvernement britannique a intégré dans son plan de restructuration un certain nombre d'instruments afin d'assumer la responsabilité financière d'au moins une partie du financement des engagements nucléaires. Les nouveaux instruments seront créés en même temps que les nouvelles modalités d’apport de fonds par BE, pour couvrir les coûts des engagements nucléaires, et de gestion des engagements nucléaires de BE.
(35)
Le plan de restructuration prévoit que le NDF soit augmenté, ou complété par un nouveau fonds, à savoir le Fonds relatif aux engagements nucléaires («NLF»). Le NLF sera une société à responsabilité limitée détenue par une fiducie indépendante. Le NLF est destiné à financer le coût des engagements non contractuels et des engagements de déclassement concernant:
a)
tout le combustible AGR qui a été chargé dans les réacteurs de BE avant la date à laquelle toutes les conditions indispensables à la restructuration ont été remplies, y compris la décision de la Commission relative au plan de restructuration («date effective de restructuration») pour l'ensemble du combustible REP ainsi que pour le stockage et l'évacuation des déchets d'exploitation des centrales;
b)
tous les engagements de déclassement de niveau 1 de BE,
et
c)
tous les engagements de déclassement de niveaux 2 et 3 de BE dans la mesure où la valeur cumulée du NDF ne suffit pas à faire face aux engagements de déclassement de niveaux 2 et 3 à mesure que les paiements viennent à échéance.
(36)
Dès lors que la restructuration aura été mise en place, BE financera le NLF au moyen:
a)
de contributions fixes de déclassement de 20 millions de GBP par an, indexées sur l'indice des prix de détail, mais qui diminueront au fur et à mesure de la fermeture des centrales;
b)
150 000 GBP, indexés de l'indice des prix de détail, pour chaque tonne de combustible REP chargée dans le réacteur de Sizewell B après la date où toutes les conditions indispensables à l'entrée en vigueur de la restructuration auront été satisfaites; selon les autorités britanniques, le montant de 150 000 GBP par tonne est comparable aux tarifs pratiqués internationalement pour la gestion du combustible usé;
c)
275 millions de GBP en nouvelles obligations au profit du NFL; les nouvelles obligations seront très bien notées et sans garantie;
d)
des versements s'élevant au départ à 65 % de la marge nette d'autofinancement consolidée après impôt et coûts financiers et après financement des réserves de trésorerie («versements en faveur du NLF»); ces versements sont dénommés ci-après «mécanisme d'affectation de la marge d'autofinancement au service de la dette» («cash sweep»). Les mandataires du NLF seront également en droit de convertir, occasionnellement, tout ou partie des versements en faveur du NLF en un certain nombre d'actions de BE; tant que ces actions seront détenues par le NLF, elles seront sans droit de vote, pour autant qu'elles représentent, sinon, 30 % ou plus des droits de vote de BE.
(37)
Le pourcentage de la capacité d'autofinancement sur lequel les versements en faveur du NLF se fondent peut être ajusté de temps en temps, sur une base équitable et raisonnable, afin que les actionnaires bénéficient des marges d'autofinancement non distribuées et du produit des nouvelles souscriptions d'actions de BE et que le NLF et les actionnaires ne soient pas lésés par une scission, l'émission de titres auprès des actionnaires, ou d'autres transactions de l'entreprise.
(38)
Le versement des contributions fixes de 20 millions de GBP par an (indexées et décroissantes au fur et à mesure de la fermeture des centrales) en faveur du NLF ou du NDF, au titre des engagements de déclassement, sera accéléré pour atteindre une base à valeur actuelle nette (ajustée selon un taux d'actualisation approprié au NLF ou au NDF, le cas échéant) et sera immédiatement recouvrable en cas d'insolvabilité de BEG ou de BEGUK. Les paiements accélérés seront garantis par les principales sociétés du groupe BE et assortis de sûretés sur leurs actifs.
(39)
Les administrateurs du NLF n'auront pas d'autre rôle ou fonction que la gestion du Fonds et de ses investissements et la réalisation des paiements au titre des dépenses autorisées. Ils devront également analyser l'opportunité pour le NLF de reporter ces paiements ou de les convertir en actions. Les administrateurs du NLF ne seront pas habilités à réexaminer le passif et les besoins de financement ou à fixer les contributions de BE.
(40)
Le gouvernement britannique prendra les quatre mesures suivantes en liaison avec le financement des engagements nucléaires.
- Prise en charge des engagements de BE au titre de contrats antérieurs pour le combustible usé
(41)
Le gouvernement britannique s'engage à assumer la responsabilité des engagements de BE au titre de contrats conclus entre BE et BNFL («contrats antérieurs concernant le combustible usé»), pour: i) le retraitement et/ou le stockage du combustible usé AGR chargé dans les réacteurs avant la date effective de restructuration et ii) d'autres services liés à la maintenance des châteaux de transport, à la gestion de l'oxyde et au transport ferroviaire dans le cadre de contrats en vigueur avec BNFL.
(42)
Cet engagement ne couvre pas les versements liés au combustible chargé dans les réacteurs AGR après la date effective de restructuration, dont les coûts continueront à être supportés par BE dans le cadre des nouveaux contrats conclus à la suite des négociations commerciales menées entre BE et BNFL. Il ne couvre pas les paiements effectués pour le combustible REP, étant donné que celui-ci n'est pas retraité par BNFL, mais qu'il est directement géré - ou plutôt entreposé - par BE.
- Engagement de couvrir toute insuffisance de financement du NLF pour les engagements de déclassement de niveau 1 et les engagements non contractuels
(43)
Le gouvernement britannique s'engage à couvrir toute insuffisance de financement du NLF pour les engagements de déclassement de niveau 1 et les engagements non contractuels (y compris le coût de la construction du site de stockage à sec de Sizewell B et l'évacuation définitive du combustible).
- Engagement de couvrir les insuffisances de financement du NLF pour les engagements de déclassement de niveaux 2 et 3
(44)
Le gouvernement britannique s'engage à couvrir toute insuffisance de financement du NLF pour les niveaux 2 et 3 de déclassement.
- Exonération fiscale spécifique
(45)
Les engagements susmentionnés du gouvernement britannique seront comptabilisés comme un actif dans le bilan de BE et un crédit correspondant sera porté dans le compte de résultat. Dans une situation normale, cet engagement serait imposable. Selon le gouvernement britannique, cela le contraindrait à «majorer» le niveau de l'aide fournie à BE, dans le cadre du processus de restructuration, du montant de l'imposition née de l'octroi de cet engagement, pour garantir que BE soit solvable après la restructuration.
(46)
Pour éviter cette situation, les autorités britanniques vont présenter un projet législatif concernant une exonération fiscale spécifique, par l’intermédiaire du projet de loi sur l'électricité. Faute d'une telle législation, il y aurait une recette imposable d'environ 3 152 millions de GPB. Selon le gouvernement britannique, la législation relative à cette exonération fiscale a été conçue de manière qu’aucun allégement fiscal asymétrique ne soit accordé à BE à l'avenir. Toute augmentation future de la valeur de l'entreprise, en raison soit de fluctuations des prix, soit d'une revalorisation, sera imposable et elle correspondra ainsi à l'allégement fiscal obtenu par BE lorsque la dépense supplémentaire sera inscrite dans le compte de résultat.
(47)
Le tableau 1 ci-dessous comporte l'analyse par les autorités britanniques des instruments d'aide décrits ci-dessus. Ces valeurs estimées sont l'objet d'incertitudes considérables. Les coûts des engagements nucléaires exonérés et les participations de BE à ces coûts sont éminemment incertains. En effet, la réduction des engagements se produira sur des périodes extrêmement longues. Ainsi, BE n'envisage pas de commencer à démanteler un réacteur AGR avant que quatre-vingt-cinq ans se soient écoulés après qu'il a cessé de produire de l'électricité, tandis que la gestion du combustible usé s'étale sur une période indéfinie. En outre, de nombreuses tâches, dont le déclassement des réacteurs AGR, ne peuvent pas s'appuyer aujourd'hui sur une expérience directe. La valeur estimée de l'aide a changé depuis sa notification. Cela résulte principalement de l'accroissement des recettes liées au mécanisme d'affectation de la marge d'autofinancement au service de la dette en raison d'une amélioration des performances prévues de BE, de l'effet de l'inflation, de l'actualisation des montants dus au titre de l'engagement concernant les contrats antérieurs pour le combustible usé, de l'augmentation des volumes de combustible usé historique des réacteurs AGR en raison de la date effective plus tardive de la restructuration et de l'augmentation de la valeur des actifs détenus par le Fonds de déclassement des réacteurs nucléaires pour tenir compte de la valeur de marché la plus récente.
Tableau 1
Analyse des instruments d'aide ressortissant à la mesure A sur la base de projections de juillet 2004 (6)
(en millions GBP)
Proposition initiale
Projections actuelles
VAN
[actualisée au taux nominal de 5,4 % (7)
Total des décaissements futurs
(non actualisés)
VAN
[actualisée au taux nominal de 5,4 % (7)]
Total des décaissements futurs
(non actualisés)
Engagement pour contrats antérieurs concernant le combustible usé
2 185
3 218
2 377
3 067
Engagement pour charges non contractuelles
750
3 166
951
3 375
Engagement pour charges de déclassement
879
4 917
1 115
5 062
Montants versés par BE au NLF
- 1 432
- 1 845
- 2 007
- 2 510
Montants nets payables par le ministère
197
6 238
59
5 927
Exonération fiscale
916
946
1 047
1 077
Total
3 298
10 402
3 483
10 071
Proposition initiale: flux évalués en mars 2003, aux prix de décembre 2002.
Projections actuelles: flux évalués en mars 2004, aux prix de mars 2004.
(48)
BNFL fournit à la fois du combustible nucléaire à BE pour l'ensemble de ses réacteurs et de sa filière AGR et stocke ce combustible une fois usé (8).
(49)
Dans le cadre du plan de restructuration, BNFL, créancier unique le plus important de BE, est convenu de modifier ses contrats avec BE tant en ce qui concerne la fourniture de combustible que le traitement du combustible usé.
(50)
Les accords de fourniture de combustible antérieurs à la restructuration conclus entre BE et BNFL remontent à 1997 et 1995 pour BEG et BEGUK, respectivement. Ils étaient censés se poursuivre jusqu'au 31 mars 2006, mais l'intention était de renégocier et de prolonger ces contrats à partir de cette date pour BEG et de prendre une option de prolongation pour BEGUK.
(51)
Les frais liés à la fourniture de combustible se composent d'un montant fixe annuel et d'un montant variable supplémentaire par élément de combustible livré. Les frais sont définis en fonction d'un ajustement selon un indice d'inflation.
(52)
Les conditions renégociées de fourniture de combustible sont entrées en vigueur le 1er avril 2003 au moyen d'avenants aux accords précédents. Les nouvelles conditions constituent également le fondement de nouveaux accords de longue durée pour fourniture de combustible AGR à partir du 31 mars 2006, destinés à entrer en vigueur le 1er avril 2006. Les nouveaux accords peuvent être résiliés au terme d'une période de sept ans.
(53)
Dans le cadre des nouvelles conditions, le paiement annuel fixe au titre des accords précédents sera réduit de 5 millions de GPB par an et il fera l'objet d'une actualisation supplémentaire, liée aux prix de l'électricité de base, mais soumise à un plafond de 15 millions de GPB (tous deux aux prix de 2003 et sous réserve d'une indexation selon l'indice des prix de détail). Les autres prix resteront inchangés par rapport aux contrats précédents.
(54)
En ce qui concerne la fourniture de combustible à partir du 1er avril 2006 et sous réserve qu'au moins quatre des sept centrales AGR demeurent en service, les frais fixes payables par BE s'élèveront à 25,5 millions de GPB, diminués de l'actualisation susmentionnée, assortis de frais variables (selon les contrats en vigueur) équivalant à 191 000 GPB par tonne d'uranium. Ces prix s'entendent aux valeurs monétaires de juillet 2002 et seront indexés conformément à l'indice des prix de détail.
(55)
Pour la période où tout au plus trois centrales nucléaires demeureront en service, le prix peut être établi sur la base des recommandations d'une équipe commune de BE et de BNFL, à la suite d'une étude relative au programme d'optimisation en fin de vie de l'usine de fabrication de combustible de BNFL.
(56)
En 1995, les prédécesseurs en droit de BEG et de BEGUK (Nuclear Electric et Scottish Nuclear, respectivement) ont conclu des contrats à long terme avec BNFL pour le stockage et le retraitement du combustible AGR irradié et des services connexes. BEGUK (Scottish Nuclear à l'époque) a conclu un nouveau contrat en 1995 pour le stockage à long terme de tout le combustible AGR en sus de la quantité faisant déjà l'objet d'un contrat de retraitement. En 1997, BEG a également conclu un nouveau contrat pour des services de gestion du combustible usé concernant l'ensemble du combustible AGR irradié produit sur la durée de vie du site en sus de celui livré au titre du contrat de 1995 pour les réacteurs de BEG. Les contrats susmentionnés sont globalement dénommés ci-après «accords en vigueur de gestion du combustible usé». Ils couvrent la prestation de services jusqu'en 2038 ou 2086 au moins (selon la catégorie des déchets).
(57)
Dans le cadre des accords en vigueur relatifs au combustible usé, BE demeure propriétaire de tout le combustible usé. Enfin, BEG et BEGUK devront accepter des déchets vitrifiés de niveau élevé, du combustible usé, certains déchets de niveau intermédiaire et de l'uranium et du plutonium retraités provenant des stocks détenus par BNFL, en vue d'assumer leurs responsabilités quant à l’évacuation de ces produits.
(58)
Les prix contenus dans ces accords sont essentiellement des prix fixes susceptibles d’être ajustés en fonction de l'inflation et, s'agissant des engagements de stockage et de retraitement, basés sur les quantités de combustible livrées. Les prix des contrats initiaux conclus en 1995 comprennent également les sommes relatives au déclassement de l'usine THORP (usine de retraitement thermique des oxydes) de Sellafield, qui retraite le combustible AGR. Compte tenu de la nature des services fournis par BNFL, BE s'est engagée à effectuer des paiements continus pour le combustible livré, qu'elle résilie ou non les contrats concernant le combustible non livré.
(59)
Les flux de paiements relatifs aux contrats de stockage et de retraitement de 1995 sont fixes et vont jusqu'à l'expiration des contrats en 2086, sur la base de versements mensuels. Le flux des paiements pour le contrat de 1997 s'appuie sur le calendrier et le tonnage des livraisons de combustible à BNFL. Ces paiements fixes correspondent à une somme forfaitaire versée selon un calendrier préétabli.
(60)
Les accords renégociés de gestion du combustible usé (ci-après «nouveaux accords de gestion du combustible usé») sont appliqués différemment selon que le combustible géré a été chargé avant ou après la date effective de restructuration.
(61)
Les modifications importantes concernant le combustible chargé avant la date effective de restructuration sont décrites ci-après:
a)
l'échéancier des paiements sera réduit de sorte que la valeur actuelle nette des paiements à venir, calculée sur la base des taux d'actualisation du secteur public britannique, demeure inchangée;
b)
les clauses de résiliation des contrats seront modifiées de manière que ceux-ci puissent être résiliés sans l’intervention de BE, si cette dernière devenait insolvable malgré la restructuration. Les autorités britanniques ont précisé que, dans ce cas, il serait probablement nécessaire de continuer à gérer ce combustible sur le site de BNFL, à Sellafield, et que le gouvernement britannique ou le NLF devraient conclure à cet effet des accords contractuels avec BNFL, ou la société qui lui succédera. Dans ce cas, les autorités britanniques ont indiqué qu'elles attendaient de ces nouvelles modalités qu'elles se fondent sur un examen de tous les éléments pertinents à ce moment-là, y compris les clauses contractuelles en vigueur.
(62)
Les modifications importantes pour le combustible chargé à la date effective de restructuration, ou après celle-ci, sont les suivantes:
a)
la propriété du combustible usé sera transférée à BNFL au moment où celle-ci assumera le risque de la gestion du combustible usé (à savoir au moment de la livraison du combustible usé à BNFL), après quoi BE sera déchargée de toute obligation en ce qui concerne ce combustible;
b)
le paiement des services relatifs au combustible usé sera dû au moment du chargement du combustible non irradié dans les réacteurs de BE, et non ultérieurement (c’est-à-dire au moment de la livraison du combustible usé à BNFL), et se fondera sur un plan de charge avec apurement annuel;
c)
le prix de base pour le combustible usé sera de 150 000 GBP par tonne d'uranium, payable lors du chargement du combustible non irradié, aux prix de 2003. Ensuite, il sera indexé en fonction de l'indice des prix de détail. Chaque année, un ajustement à la hausse ou à la baisse sera effectué en fonction d'une formule reposant sur la quantité d'électricité produite par les centrales AGR et la valeur de l'électricité de base en Angleterre et au pays de Galles, ce qui protégera BE contre les fluctuations des prix de l'électricité. Le prix de base pour la gestion du combustible usé avoisine 0,6 GBP par MWh avant ajustement à la hausse ou à la baisse.
(63)
Le tableau 2 montre les conséquences pour BE des modifications apportées aux contrats de fourniture du combustible par BNFL, telles qu’elles ont été estimées par les autorités britanniques en fonction de trois scénarios possibles d'évolution du marché de l'électricité.
Tableau 2
Conséquences des modifications apportées aux contrats de fourniture du combustible par BNFL
(en millions GBP)
Calcul des économies réalisées sur la fourniture de combustible
Clôture de l'exercice au 31 mars
2004
2005
2006
2007
2008
Coûts avant restructuration
-
Hypothèse des banques et hypothèse favorable
221
247
232
203
213
-
Hypothèse défavorable
216
241
227
198
208
Coûts après restructuration
-
Hypothèse des banques
206
231
218
188
201
-
Hypothèse favorable
207
231
227
198
207
-
Hypothèse défavorable
200
220
205
176
186
Économie
-
Hypothèse des banques
15
16
14
15
12
-
Hypothèse favorable
14
16
5
5
6
-
Hypothèse défavorable
16
21
22
22
22
(64)
Les autorités britanniques ont déclaré que la présentation d'estimations précises des économies réalisées par BE après 2006 serait délicate, étant donné que les contrats de fourniture de combustible avant restructuration devaient arriver à échéance en 2006. Toute estimation des avantages pour BE des modifications intervenues devra dès lors tenir compte, dans une certaine mesure, des avantages retirés par BNFL de la prolongation des contrats jusqu'à la fin de la durée de vie des installations de BE, ce que reflètent les prix des nouveaux contrats. Compte tenu de ces incertitudes, les autorités britanniques ont précisé que l'estimation interne de BE relative aux économies de coûts sur la durée de vie des centrales s'élèverait à 239 millions de GBP (non actualisés) et à 140 millions de GBP [actualisés au taux réel de 3,5 % (9)]. Le tableau 3 révèle les conséquences pour BE des modifications apportées aux contrats pour le combustible usé des réacteurs AGR de BNFL, telles que prévues par les autorités britanniques, en tenant compte des trois mêmes scénarios éventuels (10). La valeur actuelle nette est calculée sur la base du taux d'actualisation de 3,5 % du secteur public britannique. Ce tableau ne porte que sur les conséquences des modifications de prix pour les contrats relatifs au combustible chargé à la date effective de restructuration, ou après celle-ci. Les conséquences des modifications des contrats pour le combustible chargé préalablement à la date effective de restructuration sont difficiles à quantifier, car elles ne se concrétiseraient qu'en cas d'insolvabilité de BE. Par ailleurs, les avantages pour BE du transfert de propriété du combustible usé, et des charges qui l'accompagnent, au profit de BNFL sont difficiles à apprécier, de l'avis des autorités britanniques. Celles-ci ont cependant indiqué qu'une estimation subjective des avantages pour BE de ce transfert de propriété avoisinerait les 1 421 millions de GBP (non actualisés) et les 148 millions de GBP (actualisés à un taux nominal de 5,4 %). Cet avantage n'est pas repris au tableau 3.
Tableau 3
Conséquences sur la VAN des modifications apportées aux contrats futurs de combustible AGR (11)
(en millions GBP)
VAN
Total des paiements non actualisés
Avant restructuration
-
Hypothèse des banques
592
1 117
Après restructuration
-
Hypothèse des banques
418
558
-
Hypothèse favorable
881
1 204
-
Hypothèse défavorable
3
4
Économie
-
Hypothèse des banques
174
559
-
Hypothèse favorable
- 289
- 87
-
Hypothèse défavorable
589
1 113
(65)
Initialement, les sociétés ayant précédé BEG et BEGUK achetaient elles-mêmes les composés d’uranium en vue de leur transfert à BNFL et de leur utilisation pour la production et la fabrication de combustible nucléaire pour leurs usines AGR. La société qui est aujourd’hui BEGUK a ensuite transféré ses contrats d'achat de composés d’uranium à BNFL. Ces contrats antérieurs étaient à long terme et n'auraient suffi, en tout état de cause, que pour les quantités relativement faibles de matière nécessaire à BEGUK. Par conséquent, ce changement n'a conféré à BNFL qu'une marge étroite pour mettre au point une unité d'achat et de fourniture de composés d’uranium.
(66)
Dans le cadre de la renégociation par BE et BNFL des contrats de fourniture de combustible nucléaire par BNFL à BE, il a été décidé que BEG transférerait également ses contrats d'achat de composés d’uranium à BNFL, laquelle deviendrait donc responsable de l'élaboration des modalités futures d'achat des composés d’uranium pour le combustible nucléaire des centrales AGR de BEG.
(67)
Simultanément, BNFL achètera les stocks de composés d’'uranium de BEG, dont la valeur comptable estimée s'élève à 67 millions de GBP.
(68)
Dans le cadre du plan de restructuration, BE a conclu des accords («accords de moratoire») instituant un moratoire, sous certaines conditions, des paiements dus à BNFL et à un certain nombre de créanciers financiers importants («les créanciers importants»), parmi lesquels les détenteurs de la majorité des obligations en livres sterling émises par BE en 2003, 2006 et 2016 («les obligataires»), le syndicat de banques d'Eggborough, y compris la Royal Bank of Scotland en tant qu’émettrice d'une lettre de crédit («RBS») (conjointement les «banques prêteuses») et les parties contractantes aux trois contrats d'achat d'électricité hors du cours («CAE») et contrats de différence: Teaside Power Limited («TPL»), Total Fina Elf («TFE»), et Enron (collectivement dénommées «les parties aux CAE»).
(69)
Au titre des accords de moratoire, la période de moratoire commence le 14 février 2003 et s'achève au plus tôt le 30 septembre 2004 ou à l'occasion d'une échéance ou de l'achèvement de la restructuration. Pendant cette période, BNFL et les créanciers importants sont convenus avec BE qu'ils n'engageront aucune démarche pour entamer une procédure de mise en liquidation pour insolvabilité, ni pour exiger ou accélérer le paiement de montants dus par BE.
(70)
Les obligations de BE, de BNFL et des créanciers importants dans le cadre des accords de moratoire sont décrites aux considérants 71, 72 et 73.
(71)
Dans le cadre des accords de moratoire:
a)
les intérêts continueront à être servis aux obligataires et aux banques d'Eggborough conformément aux modalités en vigueur;
b)
un intérêt de 6 % par an sera versé à la RBS (au titre de sa lettre de crédit) sur un montant de 34 millions de GBP et aux parties aux CAE sur leurs créances (RBS: 37,5 millions de GBP, TPL: 159 millions de GBP, TFE: 85 millions de GBP, Enron: 72 millions de GBP);
c)
EPL recevra des montants correspondant à ses frais d’exploitation et à ses dépenses d'investissement;
d)
BE continuera à acheter de l'électricité à TPL à prix fixe, selon des niveaux basés sur la courbe actuelle des prix à terme pour l'électricité jusqu'à l'achèvement de la restructuration;
e)
des intérêts reviendront à BNFL au titre des montants dus dans le cadre des accords de gestion du combustible usé actuellement en vigueur, à partir du 1er avril 2003, et ils seront levés si la restructuration a lieu. Les montants acquis au titre des accords de gestion du combustible usé en ce qui concerne le combustible chargé avant la date effective de restructuration seront gelés dans la mesure où ils dépassent les montants qui auraient été exigibles si les nouveaux accords de gestion du combustible usé étaient entrés en vigueur à partir du 1er avril 2003, et ils seront levés si la restructuration se produit.
(72)
Dans le cadre des accords de moratoire:
a)
de novembre 2002 jusqu'au 31 mars 2003, BNFL gèlera tous les paiements dus au titre des accords en vigueur de gestion du combustible usé à partir du 1er avril 2003, et bloquera la différence entre les paiements dus au titre des anciens et des nouveaux accords de gestion du combustible usé;
b)
les obligataires gèleront le principal dû au titre des obligations de 2003;
c)
les banques d'Eggborough gèleront les remboursements du principal et les autres paiements dus au titre du contrat de capacité et de péage («CTA»), à l'exception de ceux compris dans le cadre des obligations maintenues de BE;
d)
la RBS gèlera tous les montants au titre de sa contre-garantie, de la garantie composite ou de la lettre de crédit,
et
e)
les parties aux CAE gèleront tous les montants dus au titre des CAE, à l'exception de ceux faisant partie des obligations maintenues de BE.
(73)
Les obligations d'un créancier important au titre de son accord de moratoire des paiements cesseront de s'appliquer si l'un des événements ci-après se produit et si un créancier important adresse à BE un avis de résiliation:
a)
il y a défaut de paiement des montants non reportés dus audit créancier important pour une période supérieure à vingt jours ouvrables;
b)
la liquidation judiciaire ou le dépôt de bilan sont prononcés pour BE ou l'une quelconque de ses filiales;
c)
le gouvernement britannique adresse une demande écrite de remboursement de la facilité de crédit ou de toute facilité de remplacement consentie par des banques commerciales et garantie par le gouvernement britannique, ainsi que de la contre-garantie correspondante de BE et de ses filiales en faveur du gouvernement britannique;
d)
les autorisations obligatoires n'ont pas été accordées par l'agent chargé de la facilité de crédit d'Eggborough, la RBS, le syndicat bancaire TPL ou Enron;
e)
BE ou l'une quelconque de ses filiales publie des document prévoyant, pour les créanciers importants, des conditions autres que celles auxquelles les créanciers importants ont souscrit.
(74)
Le tableau 4 indique le montant des liquidités qui seraient économisées par BE conformément aux accords de moratoire, selon les autorités britanniques, si la date effective de restructuration était le 31 mars 2004.
Tableau 4
Économies réalisées par BE grâce aux accords de moratoire
(en millions GBP)
Exercice clôturé fin mars 2003
Exercice clôturé fin mars 2004
BNFL
132
265
Obligataires
110
0
Banques d'Eggborough
47
40
TPL
13
33
TFE
3
14
Enron
4
19
Impact TVA
0
- 8
Impact intérêts
- 9
- 21
Impact du moratoire
300
342
Liquidités cumulées
300
642
(75)
Outre les accords de moratoire, le plan de restructuration prévoit la restructuration et le rééchelonnement des montants exigibles par les créanciers importants. Le 14 février 2003, BE a conclu un accord non contraignant avec les créanciers importants en vue d'un compromis et d'une répartition concernant leurs créances.
(76)
Les créances détenues par les créanciers importants qui ont fait l'objet du compromis, telles qu’elles figurent dans les états financiers non audités de BE pour le semestre allant au 30 septembre 2002, sont les suivantes:
-
obligataires: 408 millions de GBP,
-
banques prêteuses: 490 millions de GBP,
-
parties aux CAE: 365 millions de GBP.
(77)
Dans le cadre des conditions principales, les créances relatives aux CAE ont depuis été fixées à 316 millions de GBP au titre des mesures de restructuration.
(78)
Les créances seront restructurées et rééchelonnées comme suit:
a)
275 millions de GBP de nouvelles obligations seront émises à l'intention des obligataires, des banques prêteuses, de la RBS, de TPL, de TFE et d'Enron;
b)
un CTA révisé sera conclu avec les banques d'Eggborough; il impliquera pour les banques un rendement équivalant à 150 millions de GBP de nouvelles obligations;
c)
des actions ordinaires de BE seront émises à l'intention des obligataires, des banques prêteuses, de la RBS, de TPL, de TFE et d'Enron.
(79)
BE a modifié sa stratégie commerciale pour s'efforcer de réduire son exposition aux risques liés à la production et aux prix. Cette révision constitue l'un des éléments des mesures de restructuration qui renforcent la solidité financière de BE.
(80)
BE est l'une des principales sociétés productrices d'électricité du Royaume-Uni et fournit plus de 20 % de l'électricité du pays. Le portefeuille de production électrique de BE se décompose en production nucléaire (83 % de la capacité) et production thermique à base de charbon (17 % de la capacité), et est susceptible d'atteindre environ 75 TWh par an.
(81)
La branche commerciale de BE, BEPET, est responsable de la commercialisation de la production de BE, de la gestion de l'exposition de BE aux fluctuations des prix du marché de l'électricité et de l'optimisation des prix de vente obtenus par BE par rapport au marché. 83 % de la capacité de BE étant d'origine nucléaire, BEPET se concentre essentiellement sur la vente de cette production, qui est pour l’essentiel continue.
(82)
La centrale thermique au charbon d'Eggborough constitue également un élément important du portefeuille d'activités. Elle présente une souplesse de production susceptible de s'adapter au niveau de demande fluctuant des clients et constitue une «assurance» précieuse en cas d'arrêt nucléaire. Elle offre de la souplesse pour ce qui est des objectifs des grands clients industriels et commerciaux et d'une partie du négoce de gros.
(83)
Pour gérer l'exposition de BE aux prix du marché tout en optimisant les prix de vente obtenus sur le marché, BEPET vend sa production à terme. Avant que l'électricité ne soit produite, BEPET s’efforce, comme les autres producteurs, d'avoir vendu 100 % de sa production pour éviter d'être exposée aux prix traditionnellement volatils du mécanisme d'équilibrage. En vendant à l'avance, la société est en mesure de garantir que les volumes produits à l'avenir seront vendus aux prix en vigueur à l'époque de la vente et, dans certains cas, que les prix relatifs à la production future seront fixes.
(84)
BEPET dispose d'un certain nombre de canaux pour vendre la production de BE et écoule 32 % de cette production totale par le biais du service «ventes directes aux entreprises» (DSB). Le DSB a vu son importance s'accroître et il constitue un élément essentiel de la stratégie commerciale de BE.
(85)
La part que BE vend sur le marché de détail représente une petite portion de sa capacité de production par rapport à d'autres producteurs importants en Grande-Bretagne. La croissance de BE sur ce marché est tirée par son objectif de diversification des possibilités de livraison plutôt que par des visées ayant trait au marché de détail lui-même. BE réalise une marge brute d'environ 2 % (12) sur ses ventes directes, ce qui dénote la nature compétitive de ce marché.
(86)
La raison des difficultés financières de BE en septembre 2002 réside dans trois accords d'achat d'électricité très en dehors du cours et dans des contrats de différence qu'elle avait conclus dans le cadre de son activité commerciale et entrepreneuriale antérieure. Chacun de ces éléments est repris dans l'accord de compromis conclu avec les créanciers importants dans le cadre des mesures de restructuration.
(87)
Le premier élément porte sur le contrat avec TFE. Par rapport aux prix du marché actuels, le prix d'exercice de ce contrat est très élevé. Le contrat a été conclu en 1997, époque où les prix étaient en moyenne beaucoup plus élevés qu'à l'heure actuelle. Il s'agit donc pour BE d'un accord très en dehors du cours et la créance due à TFE s'élève à 85 millions de GBP.
(88)
Le deuxième élément concerne le contrat d'échange à terme avec Enron, en date du 1er avril 1996, qui est un instrument financièrement stable basé sur la différence entre les prix du pool en période de consommation forte et faible. Le contrat a été conclu par BE préalablement à l'acquisition d'Eggborough. Il s'agissait d'une protection contre l'amplitude variable des activités croissantes de BE dans le secteur des clients industriels et commerciaux. La créance due à Enron et reconnue dans les mesures de restructuration au titre de ce CAE en dehors du cours s'élève à 72 millions de GBP.
(89)
Le troisième élément a trait à un contrat avec TPL hérité de l'acquisition de SWALEC par BE, en 1999. Le contrat a été initialement conclu le 26 juin 1991. Il est très en dehors du cours. La créance due à TPL et reconnue par les mesures de restructuration au titre de ce CAE s'élève à 159 millions de GBP.
(90)
Dans le cadre des mesures de restructuration, BE a décidé de s'assurer davantage de ventes à prix fixe à moyen terme pour sa production. Selon le gouvernement britannique, la mise en œuvre de cette stratégie réduira la volatilité des liquidités et renforcera la viabilité financière à long terme de la société.
(91)
Dans le cadre de la nouvelle stratégie, les transactions à prix fixe avec livraison différée de la production conduiront la société à effectuer la prévente d'une proportion importante de sa production au cours des prochaines trois à cinq années à prix fixe, ce qui permettra à BEPET de fixer la valeur d'une plus grande partie de la production future.
(92)
Les objectifs majeurs de la nouvelle stratégie commerciale sont les suivants: i) limiter les risques liés aux prix en obtenant davantage de contrats à prix fixe, ii) conserver des canaux de distribution viables pour l'important volume produit, et iii) générer des liquidités supplémentaires pour maintenir des réserves financières suffisantes.
(93)
Depuis que cette nouvelle stratégie a été mise en place au début du mois de décembre 2002, BE est parvenue à vendre 14,8 TWh supplémentaires de sa production au titre des ventes directes pour la période 2003-2006, grâce au renouvellement de contrats annuels et à la prolongation de certains contrats pluriannuels. Au 6 mars 2003, BE avait également conduit des négociations avec un certain nombre de cocontractants au titre du négoce structuré.
(94)
Le 6 février 2003, un contrat important a été signé avec British Gas Trading Limited pour la vente d'environ 10 TWh par an jusqu'au 1er avril 2007, plus de la moitié de cette quantité étant à prix fixe.
(95)
Les nouveaux contrats avec BNFL procurent également à BE une certaine couverture pour le prix de l'électricité en raison du prix variable, indexé sur le prix de l'électricité, qui sera payé pour la fourniture de combustible AGR et les services de gestion du combustible AGR usé. Aux prix actuels du marché, les nouveaux accords fournissent une couverture partielle pour environ 60 % de la production AGR de BE, qui s'élève approximativement à 58 TWh par an.
(96)
BE se propose de se concentrer sur les objectifs ci-après dans le cadre de sa stratégie à moyen terme:
a)
faire en sorte que les centrales nucléaires de BE fonctionnent selon les normes de sécurité et les niveaux de performance mondiaux;
b)
renforcer la sécurité tout en améliorant la productivité et la compétitivité;
c)
réduire l'exposition aux prix de l'électricité de gros au Royaume-Uni, tout en continuant à assurer des débouchés fiables pour la production; cet objectif sera atteint par la combinaison de conditions contractuelles, de l'accès à une production flexible grâce à Eggborough et de contrats directs, l'accent étant essentiellement mis sur la clientèle des entreprises commerciales et industrielles;
d)
mettre au point des opérations rentables dans le domaine des énergies renouvelables pour soutenir la compétitivité des ventes directes;
e)
maintenir son engagement en faveur des activités liées à la sécurité et financées par l'Union européenne dans l'ex-Union soviétique et en Europe de l'Est.
(97)
Le 23 décembre 2002, BE a annoncé qu'elle avait conclu un contrat contraignant pour se défaire de la participation de 82,4 % qu'elle détenait dans Bruce Power, selon le schéma suivant: 79,8 % au bénéfice d'un consortium constitué par Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust et TransCanada PipeLines Limited (conjointement «le Consortium») et 2,6 % au bénéfice de Power Workers' Union Trust No 1 et The Society. En outre, le consortium a accepté d'acquérir la participation de 50 % de BE dans la société Huron Wind, au projet d'éoliennes en Ontario. La vente de Bruce Power et de Huron Wind au consortium a été réalisée le 14 février 2003. Au terme de cette vente, BE a reçu un paiement comptant de 678 millions de CAD. En outre, BE devrait recevoir jusqu'à 140 millions de CAD de montants conditionnels liés au redémarrage de deux tranches de Bruce A et à des comptes bloqués.
(98)
Le produit initial de 275 millions de GBP, diminué de certaines sommes correspondant au coût des opérations, a été versé sur un compte approuvé par le ministère du commerce et de l'industrie et à son profit, dans le cadre de l'accord de facilité de crédit («CFA»).
(99)
Exelon Generation Company, LLC («Exelon») et British Energy Investment Ltd ont sollicité des propositions pour leurs participations respectives dans AmerGen, eu égard à la vente de cette dernière. Le 22 décembre 2003, les actionnaires de BE ont approuvé la cession à Exelon Generation Company LLC de la participation de 50 % de BE dans AmerGen. BE a reçu environ 277 millions d'USD en numéraire.
(100)
Un certain nombre de collectivités locales sont convenues de reporter, sans intérêts, l'échéance de taxes sur les sociétés que BE leur devait.
(101)
Conformément aux informations transmises par les autorités britanniques, ces collectivités locales sont les suivantes:
-
Lancaster City Council, pour la centrale de Heysham, à hauteur de 1 775 240 GBP,
-
Shepway District Council, pour la centrale de Dungeness, à hauteur de 578 524 GBP,
-
Hartlepool Borough Council, pour la centrale de Hartlepool, à hauteur de 447 508 GBP,
-
North Ayrshire Council, pour la centrale de Hunterston, à hauteur de 735 947 GBP,
-
Lothian Council, pour la centrale de Torness, à hauteur de 765 986 GBP.
(102)
Ce sont au total 4 303 205 GBP de taxes sur les sociétés qui ont été reportées de novembre 2002 à février 2003. En ce qui concerne la mesure G, les taxes ont été payées dans leur totalité par BE en février 2003 et des intérêts de 65 656,24 GBP pour retard de paiement ont été versés le 7 octobre 2003. Le calcul du taux d'intérêt s'est fondé sur les taux de référence de la Commission pour le Royaume-Uni, à savoir 6,01 % jusqu'au 31 décembre 2002 et 5,42 % après cette date.
c) Conséquences financières des mesures de restructuration
(103)
Avant de faire état des conséquences du plan de restructuration sur la viabilité de BE, les autorités britanniques ont décrit le fonctionnement économique de la production électronucléaire. Dans son analyse du fonctionnement économique de la production d'électricité de BE, la notification établit une distinction entre les coûts évitables et les coûts inévitables liés à l'exploitation des centrales de BE. Les centrales nucléaires se distinguent par des coûts inévitables très élevés et des coûts évitables relativement faibles, eu égard notamment aux coûts marginaux à court terme. Selon les autorités britanniques, étant donné que la décision de produire de l'électricité est motivée par le niveau des coûts évitables et que les centrales nucléaires présentent les coûts marginaux à court terme les plus modestes, l'exploitation de centrales nucléaires est une activité économiquement rationnelle.
(104)
Les autorités britanniques font ensuite valoir que, si la restructuration de BE est couronnée de succès, la société ne sera pas structurellement déficitaire. Selon les autorités britanniques, le plan est en mesure de régler les questions à l'origine des difficultés de BE et d'aboutir à sa viabilité à long terme. Ainsi, il améliorera la stratégie commerciale de BE consistant à s'efforcer de contrebalancer sa position non couverte, il soulagera BE de certains de ses coûts fixes très élevés en prenant en charge les engagements nucléaires antérieurs, et il lui permettra de constituer des réserves de liquidités suffisantes pour garantir ses activités.
(105)
Le plan de restructuration de BE a pour objet de restructurer les coûts et la dette de BE et de mettre en place une structure de capital stable afin que la société continue à opérer à long terme comme une entité financièrement viable. Pour que BE puisse être réputée financièrement viable, le gouvernement britannique a pris comme hypothèse que, à l'issue d'un certain laps de temps, la société devra être rentable, dégager des liquidités positives et être en mesure de financer ses activités de manière permanente.
(106)
Les éléments suivants du plan de restructuration ont été mis au point afin que l'objectif de viabilité financière puisse être atteint:
a)
vente de la participation de BE dans Bruce Power et AmerGen, afin de constituer des ressources en liquidités au sein de la société, de renforcer sa solidité et de réduire l'éventail de ses activités;
b)
réduction de la base des coûts constants de BE par des négociations commerciales avec les créanciers importants pour parvenir à des compromis relatifs à leurs créances antérieures et conclure des accords de moratoire jusqu'à la réalisation de la restructuration, en échange d'une combinaison de nouvelles dettes et de nouvelles actions de BE à l'issue de la restructuration;
c)
prise en charge des coûts de certains engagements nucléaires par le gouvernement britannique et renégociation commerciale des contrats relatifs au combustible nucléaire en amont et en aval du cycle avec BNFL, les nouveaux accords commerciaux conclus avec cette dernière ayant également réduit l'exposition de BE à des mouvements défavorables des prix de l'électricité;
d)
mise en œuvre d'une nouvelle stratégie commerciale pour limiter l'exposition de BE aux risques liés aux volumes et aux prix du marché de gros de l'électricité.
(107)
Selon les autorités britanniques, le plan de restructuration a été mis au point pour tenir compte d'une exigence essentielle en matière de viabilité financière, à savoir la capacité de la société à financer ses activités. Étant donné que la société serait confrontée à des difficultés pour obtenir des financements auprès du marché bancaire ou obligataire, compte tenu notamment du nombre relativement restreint des prêteurs disposés à financer une société électronucléaire, le plan de restructuration doit être considéré comme une solution de rechange à un financement extérieur. Il prévoit la constitution et le cumul de réserves de liquidités. Ces réserves de liquidités devraient permettre à la société de conclure des contrats de négoce de l'électricité exigeant des sûretés et de faire face à des insuffisances de liquidités sans devoir faire appel à des financements extérieurs. En conséquence, le plan de restructuration envisage la création de deux réserves: une réserve de garantie en liquidités et une réserve de liquidités et d'indisponibilité. Bien qu’il y ait deux ensembles séparés de réserves, celles-ci pourront être fongibles et la réserve de liquidités et d'indisponibilité pourrait être utilisée pour satisfaire des besoins de garantie supplémentaires, et inversement. Cette mesure doit renforcer la robustesse de BE.
(108)
BE a engagé plusieurs actions pour améliorer sa trésorerie, notamment:
a)
la réduction de l'impact de la saisonnalité par la gestion de profils de paiement, le cas échéant;
b)
des initiatives supplémentaires de réduction des coûts;
c)
la titrisation des sommes à recevoir au titre des ventes directes.
(109)
De surcroît, BE a effectué une planification de ses activités, qui a débouché sur une réactualisation des projections financières, et a procédé à un réexamen détaillé des questions relatives à la performance de ses centrales.
(110)
Dans la période s'achevant au 31 mars 2004, les réserves liquides ont été augmentées au moyen de deux sources financières: les accords de moratoire (mesure C) et les cessions d'actifs (mesure F), après remboursement d'engagements en instance au titre de l'accord de facilité de crédit dans le cadre de l'aide au sauvetage.
(111)
Les autorités britanniques ont élaboré trois scénarios financiers pour tenir compte des variables auxquelles la position financière de BE est particulièrement sensible: la production d'électricité et les tarifs de l'électricité. Les projections financières ont été révisées par le cabinet Deloitte & Touche en sa qualité de consultant économique pour le marché de l'énergie auprès du gouvernement britannique. Les hypothèses de production et de dépenses d'investissement retenues dans le cadre des scénarios de planification des activités ont été révisées par le cabinet WS Atkins, en sa qualité de conseiller technique de BE et de Citigroup, et par le cabinet Stone & Webster Management Consultants, Inc., en sa qualité de conseiller technique du gouvernement britannique.
(112)
Le réexamen a tenu compte de trois changements importants intervenus depuis la notification de mars 2003, à savoir le niveau des prix de l'électricité, le programme d'amélioration des performances (PIP) visant à améliorer la fiabilité des centrales nucléaires et les garanties relatives à l’activité commerciale.
(113)
Les prix de l'électricité ont évolué de manière importante au cours des derniers mois. Selon les autorités britanniques, les prix de l'électricité s'établissent actuellement au-dessus de 28 GBP/MWh, alors qu'ils s'élevaient à 16,4 GBP/MWh en mars 2003. Les principaux facteurs de l'évolution des prévisions des prix de l'électricité sont à rechercher dans le mouvement des prix des combustibles utilisés (charbon, gaz, pétrole), la tarification du carbone mise en œuvre dans le cadre du projet européen d'échange des droits d'émission et les marges de réserve de capacité.
(114)
Historiquement, le parc nucléaire de BE s'est révélé moins performant que ses homologues internationaux. Les centrales les plus anciennes ont souffert de sous-investissements et toutes les centrales présentent un fort potentiel d'amélioration, ainsi que des risques d’indisponibilité élevés à court terme. Par conséquent, BE a mis au point des plans de remise à niveau des centrales. Les avantages du PIP devraient découler de changements de culture et d'organisation et d'une augmentation des investissements dans les équipements et le personnel. À terme, il devrait en résulter une réduction du manque de fiabilité des centrales et une augmentation de la production.
(115)
BE a également tenu compte du renforcement récent des exigences en matière de garanties à la suite de l’accroissement des prix du marché.
(116)
Pour déterminer l'impact sur la position financière de BE d'autres hypothèses de production et de prix de l'électricité, BE a envisagé une hypothèse favorable et une hypothèse défavorable, qui intègrent toutes deux l'évolution des prix de l'électricité, les avantages du PIP et les projections prévues en matière de garanties:
a)
l’hypothèse favorable, qui a servi de base à l'établissement du budget de BE pour l'exercice et qui est utilisée pour fixer des objectifs de performance; elle est équivalente dans ses grandes lignes à l'hypothèse favorable évoquée dans la décision d'ouverture de la procédure;
b)
l’hypothèse de recotation, qui constitue le fondement des informations diffusées publiquement et du prospectus relatif à la cotation; cette hypothèse est à considérer comme une «hypothèse des banques»; les chiffres afférents à l'hypothèse de recotation découlent de la courbe des prix à terme, qui utilise un modèle de marché reprenant les points de vue de BE sur les coûts des combustibles et la tarification du carbone;
c)
la pire des hypothèses, qui équivaut à l'hypothèse défavorable et tient compte des incertitudes concernant les prix et la production; les prix relevant de cette hypothèse sont basés sur une courbe des prix élaborée par BE.
(117)
Le gouvernement britannique a utilisé, pour tester la viabilité de BE, la marge de manœuvre financière de l'entreprise. Il a abouti aux estimations ci-après pour la période 2005-2010.
Tableau 5
Marge de manœuvre financière
(en millions GBP)
Hypothèse de recotation/Hypothèse des banques
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Réserve de liquidités
[…] (14)
Impact de la saisonnalité et de la facilité relative aux créances
Marge de manœuvre après prise en compte de la saisonnalité
Impact cumulé des vulnérabilités en termes de trésorerie, de production et de garanties (13)
Marge de manœuvre après prise en compte des vulnérabilités
Impact cumulé des mesures de gestion sur la trésorerie et les garanties
Marge de manœuvre après mesures de gestion
Pire des hypothèses/Hypothèse défavorable
Réserve de liquidités
Impact de la saisonnabilité et de la facilité relative aux créances
Marge de manœuvre après prise en compte de la saisonnalité
Impact cumulé des mesures de gestion sur la trésorerie et les garanties
Marge de manœuvre après prise en compte des vulnérabilités
Impact cumulé des mesures de gestion sur la trésorerie et les garanties
Marge de manœuvre après mesures de gestion
(118)
Les autorités britanniques ont également fourni un compte de résultat estimatif concernant l'hypothèse de recotation pour la période 2005-2009.
Tableau 6
Compte de résultat dans le cadre de l'hypothèse de recotation
Période quinquennale de prévision
Compte de résultat
2005
2006
2007
2008
2009
Production nucléaire en TWh
[…]
Produits
Ventes d'électricité
Ventes diverses
Produits totaux
Coûts d'exploitation
Frais de combustible
Frais de personnel
Matières et services
Capital affecté aux pertes et profits
Amortissements et dépréciations
Coûts d'exploitation totaux
Bénéfice (perte) d'exploitation
Quote-part des nouvelles activités commerciales (bénéfice avant impôt)
AmerGen (avant réévaluation)
Bénéfice avant charges financières et impôts
Charges financières
Réévaluation (nette)
Intérêts nets et autres charges financières
Charges financières totales
Bénéfice avant impôt
17
171
186
336
355
Participations minoritaires (part du bénéfice avant impôt)
0
0
0
0
0
Bénéfice avant impôt (et garantie du gouvernement britannique)
17
171
186
336
355
Mouvement de la garantie du gouvernement britannique
0
- 96
- 133
- 206
- 156
Bénéfice avant impôt (et charges exceptionnelles)
17
75
53
130
199
Charges exceptionnelles
4 068
0
0
- 40
0
Bénéfice avant impôt (après charges exceptionnelles)
4 085
75
53
90
199
Impôts et taxes
0
0
0
- 26
- 87
Bénéfice après impôt et charges exceptionnelles (avant impôt sur produits exceptionnels)
4 085
75
53
64
112
Source: BE.
Note: Les chiffres relatifs à 2004/2005 ont été établis sur une base pro forma (qui les rend plus facilement comparables; à des fins comptables, les frais de combustible et les chiffres sur la réévaluation concernent les nouveaux contrats relatifs au combustible, même si techniquement ces derniers n’entreront pas en vigueur avant la date effective de restructuration).
(119)
Cette estimation montre que le bénéfice avant impôt, les participations minoritaires, les engagements du gouvernement britannique et les produits exceptionnels connaissent une amélioration les faisant passer de 17 millions de GBP en 2005 à un montant situé entre 171 millions et 355 millions de GPB pour les exercices ultérieurs. En 2005, le produit exceptionnel concerne l'enregistrement comptable de l'engagement du gouvernement britannique de financer les charges nucléaires visées dans la mesure A.
(120)
Le bénéfice avant impôt est considérablement réduit par les provisions en faveur du NLF à partir de 2005. Cependant, ces versements représentent 65 % de la capacité d'autofinancement disponible après le service de la dette et ne sont pas payables lorsque la marge est négative ou que des versements sont nécessaires pour respecter les objectifs en matière de réserve de liquidités.
(121)
L'analyse des projections financières de BE démontre que, dans le cadre de l'hypothèse de recotation, l'entreprise restructurée devrait générer des bénéfices et une marge d'autofinancement permettant de satisfaire les diverses parties prenantes, et que des versements importants devraient être réalisés pour financer les engagements non contractuels et les engagements de déclassement avant tout versement aux actionnaires.
3. Motifs d'ouverture de la procédure
(122)
Dans sa décision d'ouverture de la procédure, la Commission note que le plan de restructuration confère à BE un avantage concurrentiel sélectif dans un secteur où il existe un commerce intracommunautaire. Les mesures A et G font directement intervenir le budget de l'administration centrale et de collectivités locales britanniques, donc des ressources d'État. Elles constituent des aides d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. Il est également possible que la mesure B et, du moins partiellement, la mesure C fassent également intervenir des ressources d'État, dans la mesure où la société publique BNFL n'aurait pas agi selon le principe de l'investisseur privé dans une économie de marché. Il semble donc que ces mesures constituent également des aides d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
(123)
La Commission a analysé les aides au regard des lignes directrices communautaires pour les aides d'État au sauvetage et à la restructuration des entreprises en difficulté (15) (ci-après «les lignes directrices»).
(124)
Cette analyse a conduit la Commission à émettre les doutes suivants en ce qui concerne la compatibilité des aides avec le marché commun.
(125)
La Commission doute que le plan aboutisse au rétablissement de la viabilité de BE dans un délai raisonnable. En effet, certaines des mesures s'étalent sur une période très longue (jusqu'en 2086 au moins). En outre, l'amélioration de la situation de BE ne serait apparemment due qu'au soutien extérieur concédé par les pouvoirs publics et les principaux créanciers, et non à une restructuration industrielle interne. De plus, au cas où elle constituerait une aide d'État, on pourrait voir dans la renégociation des prix de fourniture du combustible et de la gestion du combustible usé avec BNFL une aide au fonctionnement à vie en faveur des centrales nucléaires, ce qui serait incompatible avec la condition selon laquelle, après sa restructuration, BE devra affronter le marché en ne comptant que sur ses seules forces, ainsi qu'avec le principe du «pollueur-payeur».
(126)
La Commission doute que l'aide puisse être autorisée sans qu'aucune mesure compensatoire ne soit proposée pour en compenser les effets sur les concurrents. À cet égard, la Commission reconnaît qu'il n'existe probablement pas de surcapacité structurelle sur le marché en cause ou seulement une surcapacité très limitée. Elle considère néanmoins qu'étant donné le caractère fortement concurrentiel de ce marché et l'importance du montant de l'aide, une mesure compensatoire serait selon toute vraisemblance nécessaire pour que l'aide soit compatible, même si cette mesure ne consiste pas dans la fermeture définitive de centrales électriques.
(127)
La Commission n'est pas convaincue que l'aide soit limitée au minimum nécessaire. À cet égard, elle note que le plan prévoit un mécanisme par lequel BE participera aux coûts de restructuration moyennant un pourcentage de ses liquidités disponibles. Toutefois, étant donné, notamment, la grande incertitude qui entoure les montants d'aide qui seront accordés, la Commission n'est pas en mesure, au stade actuel, d'apprécier si l'aide est limitée au minimum.
(128)
Compte tenu des considérations qui précèdent, la Commission conclut à l'existence de doutes quant à la conformité du plan de restructuration avec les critères prévus par les lignes directrices et avec la question de savoir si les mesures mises en œuvre ou prévues par le gouvernement britannique en faveur de BE peuvent être considérées comme compatibles avec le marché commun. La Commission a par conséquent décidé d'ouvrir la procédure prévue à l'article 88, paragraphe 2, du traité CE.
(129)
Dans la notification, la Commission a précisé que cette décision était sans préjudice de l'application du traité Euratom. Certaines mesures, notamment les mesures A et B, doivent être analysées au regard des objectifs du traité Euratom. En conséquence, la Commission demande au Royaume-Uni de lui fournir toutes les informations pouvant servir à l'analyse des mesures, notamment des mesures A et B, à la lumière des objectifs du traité Euratom.
III. OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES
(130)
Comme suite à la publication de la décision d'ouverture de la procédure et dans le délai prévu par cette publication, la Commission a reçu des observations de 20 tierces parties, dont BE elle-même. Ces observations peuvent être résumées comme suit:
(131)
BE souligne que l'affaire est inhabituelle en raison du mode de fonctionnement du marché de l'électricité et de la structure économique des centrales nucléaires.
(132)
BE met en avant que les coûts hérités du passé représentés par ses engagements nucléaires ne peuvent plus être pris en charge par l'entreprise, compte tenu de l'effondrement des prix de l'électricité qui s'est produit au Royaume-Uni. Dans le cadre du plan de restructuration, BE doit également consentir des versements importants pour apurer les coûts du passé. En ce qui concerne les coûts de déclassement et les autres engagements nucléaires non couverts par les nouveaux contrats avec BNFL, la contribution de BE se fera par l'intermédiaire du NDF/NLF. D'autres mesures touchant BE et ses investisseurs englobent la vente des actifs de l'entreprise en Amérique du Nord, la perte par les actionnaires antérieurs de la totalité de leur investissement, l’accord conclu avec les investisseurs antérieurs et l'émission de nouvelles obligations.
(133)
BE souligne qu'un versement forfaitaire au bénéficiaire ne serait pas faisable, notamment parce que certains des coûts en question seront encourus à des dates situées dans un avenir très lointain. Le rejet du plan de restructuration de BE en raison du fait qu'il soulagerait BE une fois pour toutes de certains engagements définis, fussent-ils inquantifiables au stade actuel, constituerait un précédent qui viendrait s'opposer à l'approbation d'aides à la restructuration rendues nécessaires par l'existence du poids du passé.
(134)
BE est d'avis qu'aucune conclusion ne peut être tirée d'une comparaison avec les accords conclus avec les créanciers privés. Ainsi, dans le cas de BNFL, une partie importante de ses activités de base serait menacée, voire rendue non viable, si le fonctionnement des centrales de BE devenait non rentable.
(135)
BE souligne que BNFL a adopté une position extrêmement ferme et n'est finalement venue à résipiscence qu'en raison de l'inquiétude suscitée par le fait que BE aurait, sinon, été mise en liquidation. Les conditions qui ont été renégociées sont les plus modiques que BE estimait pouvoir obtenir sur un plan commercial, tout en assurant sa solidité après la restructuration. Selon BE, la Commission a pu se méprendre sur la nature commerciale des nouveaux contrats conclus avec BNFL en raison d'un malentendu sur la situation et, notamment, sur le déroulement des faits. BE fournit une annexe à son dossier qui expose ses raisons de croire que les prix obtenus dans le cadre des nouveaux contrats ne lui sont pas particulièrement favorables.
(136)
BE rappelle que le problème auquel le plan de restructuration doit répondre réside essentiellement dans le fait que le nouvel environnement créé par la baisse spectaculaire des prix de gros de l'électricité ne permet plus à BE de faire face aux «coûts hérités du passé». Selon BE, le plan de restructuration règle valablement ce problème.
(137)
S'agissant des effets des mesures d'aides sur la concurrence, BE fait valoir que, étant donné que les coûts marginaux à court terme de ses centrales nucléaires sont si inférieurs à ceux de tout autre fournisseur de base, ses centrales nucléaires sont assurées en permanence de fonctionner. Or, le niveau précis des coûts marginaux à court terme de BE n'est pas pertinent pour la fixation des prix de l'électricité, qui reflètent les coûts marginaux à court terme plus élevés d’un fournisseur moins important.
(138)
BE explique que les centrales nucléaires ne sont pas flexibles d'un point de vue technique et économique et que leur fonctionnement pour une production autre qu’une production de base n'est pas économique. S'agissant de sa stratégie commerciale, BE indique que l'économie de la production électronucléaire tend à induire l'entreprise à se concentrer sur la vente de sa production à l'avance, sur des marchés à plus long terme.
(139)
Selon BE, il n'existe pas de surcapacité en matière de production d'électricité en Grande-Bretagne. Pour ce qui est des mesures compensatoires, BE défend l'idée selon laquelle l'obligation de fermeture prématurée de l'une quelconque de ses centrales nucléaires ne serait pas économiquement efficiente, étant donné que les mesures d’aides ont pour objet de préserver sa capacité nucléaire qui, en termes de production d'électricité et moyennant des dépenses évitables réduites à un minimum, constitue la production présentant le meilleur rapport coût-efficacité sur le marché britannique. En outre, une telle démarche empiéterait sur l'exercice, par le gouvernement britannique, de ses compétences vis-à-vis des sources de production énergétique au Royaume-Uni et augmenterait les rejets dans l'atmosphère de gaz préjudiciables à l'environnement.
(140)
BNFL est une entreprise publique qui opère dans le secteur nucléaire. Elle fournit, retraite ou entrepose le combustible nucléaire de BE. Hormis ses activités liées au cycle du combustible, BNFL exploite également quelques centrales nucléaires Magnox et travaille à la conception de centrales nucléaires.
(141)
La réponse de BNFL se concentre sur la question de l'existence d'une aide à BE dans les mesures B et C. BNFL indique que toutes ses interventions dans le plan de restructuration de BE sont conformes au principe de l'investisseur privé dans une économie de marché et qu'elles ne contiennent donc pas d'éléments d'aide.
(142)
BNFL explique que, sur les conseils de ses conseillers financiers (NM Rothschild & Sons Limited - «Rothschild»), elle était déjà parvenue à la conclusion, en avril 2002, que «des mesures de sauvetage en bonne et due forme», présentant des avantages pour elle-même, étaient préférables à la mise en liquidation de BE, compte tenu de la position très vulnérable de BNFL en tant que créancier principal de BE, de son manque de garanties et des faiblesses de sa situation juridique. BNFL ajoute que son conseil d'administration n'a cependant donné son accord à la restructuration des contrats en vigueur avec BE qu'à la condition que cette dernière ne soit pas renflouée à n'importe quel prix et que tout plan de sauvetage proposé à BE comporte un avantage commercial pour BNFL, déjà confrontée au déficit de son bilan.
(143)
BNFL fournit le détail de chacune des propositions et contre-propositions successives de part et d'autre, assorties de l'avis de Rothschild sur chacune d'elles. BFNL présente également par le menu la chronologie et la teneur des négociations qui ont eu lieu entre BE et elle-même et qui montrent qu'elle avait déjà précisé qu'elle était disposée à épauler BE avant que celle-ci ne s'adresse au gouvernement britannique pour qu'il lui vienne en aide, mais qu'elle s'était rendue compte qu'une telle démarche ne serait pas possible en l'absence d'un plan global de restructuration. Les discussions ont été engagées dès mai 2000, quand BE a demandé pour la première fois, sans succès, que soit appliquée la clause de force majeure contenue dans les contrats. De nouvelles discussions furent entamées dans le courant de l'année 2002.
(144)
BNFL souligne également qu'elle n'a pas été associée aux discussions menées entre BE et le gouvernement britannique. À partir de l'analyse conduite par ses conseillers juridiques et financiers indépendants, BNFL est parvenue à la conclusion qu'une restructuration avec retour à la solvabilité répondait à son intérêt commercial bien compris et a abouti à un accord avec BE sur les conditions définitives, le 28 novembre 2002. Ce n'est qu'après l'accord intervenu sur ces conditions définitives avec BE que BNFL a été informée des détails précis de la participation du gouvernement britannique.
(145)
La comparaison par BNFL des conditions du 3 septembre et des conditions définitives montre qu'il existe des similitudes notables entre les deux séries de conditions et que le résultat final est nettement plus voisin de la position initiale de BNFL que de celle de BE.
(146)
BNFL présente, de manière circonstanciée, son évaluation des avantages commerciaux qu'elle retire de la restructuration avec retour à la viabilité par comparaison avec la mise en liquidation de BE, à partir de l'analyse effectuée par des conseillers financiers et juridiques. Elle discerne des risques considérables pour elle-même en cas de mise en liquidation de BE, en raison notamment du fait que celle-ci présente d'importants soldes de prêts intersociétés non documentés conclus entre diverses sociétés du groupe BE, que les contrats de BNFL avec BE sont à bien des égards uniques et qu'aucun enseignement limpide ne peut être retiré de liquidations antérieures. Par ailleurs, en tant que seul créancier à bénéficier de garanties sur les centrales nucléaires de BE, le gouvernement britannique aurait joué un rôle capital dans l'issue d'une mise en liquidation. Cependant, BNFL n'a pas été informée de l'attitude que le gouvernement britannique aurait été amené à adopter dans cette éventualité.
(147)
Si le rôle de BNFL en tant que fournisseur principal de BE aurait pu, comme on pourrait s'y attendre, la placer dans une position de force en cas de négociations liées à une mise en liquidation judiciaire, son aptitude à brandir une menace crédible de suspension des livraisons de marchandises et de services à BE a été mise à mal par un certain nombre de facteurs. Ainsi, BNFL indique que, en tant que créancier individuel le plus important de BE, elle serait confrontée à d'énormes pertes financières si les centrales nucléaires de BE devaient être fermées au cas où elle mettrait une telle menace à exécution. En outre, il n'est pas acquis que BNFL puisse légalement résilier les contrats et renvoyer à BE le combustible usé et les déchets qu'elle aurait déjà reçus, étant donné qu'une telle opération ne serait pas autorisée par la législation britannique sur la sécurité nucléaire. Enfin, en tant que société de services nucléaires responsable, BNFL devait continuer à fournir des services à BE, dans la mesure où refuser de le faire aurait constitué un manquement à la sécurité ou aurait même pu être perçu comme une source d'insécurité pour des tiers.
(148)
L'analyse à laquelle BNFL s'est livrée à propos de l'insolvabilité de BE s'est concentrée sur trois scénarios possibles, à savoir la fermeture des centrales nucléaires de BE avec un recouvrement de fonds minime, la reprise par BFNL des centrales nucléaires de BE, avec prise en charge de tous les engagements nucléaires de cette dernière, ce qui constitue une opération hautement risquée et peu attrayante, et la reprise par le gouvernement britannique, les créanciers existants étant invités à accepter une très forte dévalorisation de leurs créances.
(149)
Par conséquent, le projet de restructuration avec retour à la solvabilité s'est révélé être plus attrayant commercialement, étant donné qu'il réduit l'exposition de BNFL vis-à-vis de BE et dégage un flux de recettes plus élevé et plus assuré pour BE que la mise en liquidation. Aussi, BNFL est réputée avoir agi comme l'aurait fait tout autre créancier privé.
(150)
Enfin, BNFL a comparé le rendement obtenu par l’ensemble des autres créanciers importants avec son propre rendement, pour s'assurer que les conditions proposées constituaient une solution raisonnable. Afin de protéger encore davantage sa position, BNFL a également veillé à l'inscription d'une clause, dans le document sur les conditions définitives, lui permettant de reprendre les concessions proposées si un autre créancier important se voyait offrir des conditions plus favorables que BNFL. Rothschild a mis à jour son analyse dès que les conditions détaillées sur lesquelles BE était en train de se mettre d’accord avec les autres créanciers principaux furent arrêtées et le cabinet a confirmé que les accords conclus par BNFL ne semblaient pas, dans les faits, être moins avantageux que ceux conclus avec les autres créanciers principaux. En outre, aucun des accords contractuels révisés n'entrera en vigueur tant que la restructuration ne sera pas achevée.
(151)
En ce qui concerne la mesure C, BNFL indique que, avec l'aide de Rothschild, elle a vérifié qu'elle n'accordait pas davantage de concessions en matière de moratoire sur sa créance que les autres créanciers importants. Lorsque BNFL a compris que les autres créanciers obtenaient des conditions plus favorables qu'elle-même au titre des accords de moratoire (même si la situation de BNFL ne pouvait pas être directement comparée à celles des autres créanciers importants de BE), la société s'est interrogée sur le point de savoir si elle devait s'efforcer de renégocier et de demander des intérêts. Elle a conclu qu'il était improbable que BE puisse verser des intérêts et générer un excédent suffisant de liquidités pendant la période de moratoire pour que la restructuration puisse se poursuivre. En outre, malgré sa situation dans le cadre des accords de moratoire, BNFL se redresserait globalement dans de meilleures conditions si une restructuration avec retour à la solvabilité devait être engagée.
(152)
BNFL fait valoir que sa décision de conclure des accords avec BE a été prise de son propre chef et qu'elle ne lui a pas été suggérée par le gouvernement britannique. Que BNFL soit une société publique ne suffit pas pour permettre de penser que ses décisions sont dictées par le gouvernement britannique. Bien que le gouvernement britannique soit le seul actionnaire de la société, BNFL est autonome par rapport à celui-ci en ce qui concerne la conduite quotidienne de ses opérations commerciales et elle doit opérer dans un contexte commercial. BNFL a joint un document relatif à son statut juridique. La société ajoute que, tout au long de ses négociations avec BE, elle a tenu son actionnaire (le ministère du commerce et de l'industrie) informé de ses discussions avec l'entreprise. BNFL y voit la situation commerciale typique d'une société qui a un actionnaire dominant. Le ministère du commerce et de l'industrie a précisé à BNFL qu'il n'approuverait, au titre des accords de gouvernement d'entreprise avec BNFL, que des accords révisés avec BE conclus sur une base commerciale pour BNFL.
(153)
Greenpeace Limited est la branche britannique de Greenpeace International, dont deux des activités principales sont les actions militantes pour mettre un terme à l'utilisation de l'électricité nucléaire et la promotion de l'utilisation de sources d'énergie propres et renouvelables au Royaume-Uni.
(154)
Greenpeace fait valoir que, en plafonnant les contributions de BE au financement des engagements nucléaires, la mesure A constitue une aide au fonctionnement injustifiable en faveur de l'entreprise et/ou de ses actionnaires, qui permet de rehausser l'attractivité de celle-ci sur le marché pour les investisseurs.
(155)
Selon Greenpeace, les mesures B et C constituent des aides au fonctionnement injustifiables, car elles octroient à BE un soutien permanent de la part de BNFL, qui agit ou est réputée agir, au nom ou sur l'ordre de l'État, dans la mesure où:
a)
BNFL est une entreprise en difficulté qui ne survit que grâce à des aides d'État;
b)
BNFL a participé à des négociations tripartites avec le gouvernement et BE, qui ont abouti à l'élaboration des mesures de restructuration de BE, aussitôt que BNFL eut refusé de modifier les conditions de ses contrats avec cette dernière; Greenpeace a, par conséquent, invité la Commission à demander à BNFL de présenter des copies de ses documents internes pour établir si cette société était dans le secret des négociations de BE avec le gouvernement britannique;
c)
les accords sont en tout état de cause dénués d'un véritable caractère commercial; selon Greenpeace, les contrats de BNFL avec BE ne sont pas des accords commerciaux, et ne l'ont jamais été; ils font davantage figure d'un artifice conçu pour procurer à BNFL un flux garanti de recettes; ainsi, les mesures d'aides à la restructuration continuent de procurer à BNFL ce flux de recettes;
d)
les conditions de tarification renégociées ne reflètent pas les véritables coûts liés aux services fournis, mais elles sont en rapport avec les prix de gros; étant donné que l'avantage conféré par les contrats est permanent et qu'il dépend d'un accord à durée indéterminée, l'aide implique un soutien à long terme au bénéfice de BE et ne constitue donc pas un avantage ponctuel destiné à rétablir sa viabilité; il s'agit en conséquence d'une aide «au fonctionnement», et non d'une «aide à la restructuration», qui ne saurait être compatible avec le marché commun.
(156)
Greenpeace partage tous les doutes de la Commission et conclut que l'aide est incompatible avec le traité CE. L'organisation souligne en particulier que l'aide à la restructuration n'aurait pas seulement un effet sur les opérateurs existants, mais découragerait également de nouveaux concurrents, parce qu'elle empêche les opérateurs en place et les nouveaux arrivants d'exploiter leur propre efficacité. En outre, soutenir des producteurs d'énergie nucléaire ne serait pas cohérent avec la déclaration gouvernementale sur la diversité des sources d'énergie, y compris les sources d'énergie renouvelables.
(157)
En ce qui concerne la question de la surcapacité, Greenpeace estime que la «marge de planification» utilisée par la National Grid pour planifier les besoins de la prochaine génération, afin de garantir la sécurité des capacités, ne constitue pas l'élément approprié à prendre en considération pour évaluer s'il existe une surcapacité sur le marché. Selon Greenpeace, il est vraisemblable qu'une surcapacité structurelle existe déjà sur le marché et que la tendance soit à l'augmentation.
(158)
Greenpeace doute que la fermeture de certaines centrales de BE s'avère plus coûteuse pour les contribuables, étant donné que la capacité de BE à contribuer au remboursement de ses dettes existantes est douteuse. Greenpeace ajoute que, dans une perspective à court terme, rien ne permet de penser que le Royaume-Uni ne serait pas à même d'atteindre ses objectifs dans le cadre du protocole de Kyoto.
(159)
Greenpeace fait valoir que, selon des études qu’elle a fait réaliser, il est à la fois réalisable et sûr de fermer immédiatement ou progressivement des centrales nucléaires. Elle conclut que l'option de la fermeture partielle ou progressive des centrales de BE pourrait nécessiter une aide plus limitée.
(160)
Greenpeace estime que le traité Euratom n'empêche pas une évaluation des aides dans le cadre du traité CE. En l'absence de règles sectorielles applicables aux aides à l'industrie nucléaire dans le traité Euratom, les dispositions relatives aux aides d'État du traité CE devraient donc s'appliquer. Greenpeace cite les affaires jointes 188/80 et 190/80, France et autres contre Commission (16). Greenpeace affirme en outre que les mesures d'aide ne portent sur des matières qui peuvent relever du traité Euratom que dans la mesure où elles ont trait à la sécurité des installations nucléaires, plus particulièrement à la sécurité du déclassement. Greenpeace conclut que les mesures en question ne sont pas nécessaires pour atteindre les objectifs visés et que la poursuite d'une aide au fonctionnement sous quelque forme que ce soit ne peut être estimée nécessaire pour préserver la sécurité, alors qu'il existe une option sûre et viable consistant en une fermeture progressive, totale ou partielle, des centrales de BE. Selon Greenpeace, la Commission devrait se conformer à l'encadrement communautaire des aides d'État pour la protection de l'environnement (17).
(161)
Powergen est l'un des principaux acteurs du secteur de l'électricité en Angleterre et au pays de Galles. Cette firme représente 11 % de la capacité de production (14 % pour BE) et fournit des quantités importantes d'électricité à de gros clients industriels et commerciaux, ainsi qu'à des PME et à des particuliers. Elle appartient au groupe E-ON.
(162)
Powergen est opposée aux mesures d'aide. Elle fait valoir que l'aide permettra à BE de continuer à exploiter ses centrales nucléaires, qu'elle aurait sinon fermées. À cet égard, Powergen conteste l'avis des autorités britanniques selon lequel les centrales continueraient à fonctionner dans tous les cas de figure. Powergen craint que l'aide ne permette à BE d'offrir des prix artificiellement bas pour acquérir des parts sur le marché des grandes entreprises et de faire son entrée sur le marché des ménages. BE aurait également la possibilité de financer des investissements dans la production non nucléaire.
(163)
En ce qui concerne les mesures de compensation, Powergen souhaite être consultée sur tout ce qui serait mis en place et suggère les trois mesures possibles qui suivent.
(164)
Tout d'abord, avancer la fermeture du réacteur B de Dungeness à avril 2004. Selon Powergen, si cette fermeture avancée était annoncée suffisamment à l'avance, le marché aurait le temps de mettre en place les capacités nécessaires pour disposer d'une marge suffisante.
(165)
Ensuite, fixer l'affectation de l'aide, en interdisant le croisement des financements entre les établissements déficitaires (les centrales AGR) et les autres branches de BE, en divisant les activités de production et de fourniture de BE en organes distincts, dotés d'une comptabilité distincte, et en imposant des contrôles spécifiques de l'utilisation des fonds par BE pour veiller à ce qu'elle n'utilise pas à d'autres fins les montants versés par l'État pour rembourser son passif dans le secteur nucléaire. Ces mesures devraient rester d'application aussi longtemps que le plan de restructuration.
(166)
Troisièmement, prévenir les distorsions de concurrence sur le marché de détail de l'électricité, en interdisant à BE de vendre à des prix inférieurs à ses coûts (le coût de l'acquisition de l'électricité sur le marché de gros, majoré des autres frais de vente), en plafonnant la part de BE sur le marché industriel et commercial (Powergen mentionne un plafond indicatif de 20 %) et en interdisant à BE de pénétrer sur de nouveaux marchés de détail. Ces mesures devraient rester d'application aussi longtemps que le plan de restructuration et la Commission devrait en évaluer l'efficacité après cinq années de mise en œuvre.
(167)
En ce qui concerne le retour à la viabilité, Powergen affirme que les scénarios pris en compte par les autorités britanniques pour évaluer la viabilité future de BE sont trop optimistes, en particulier en ce qui concerne la disponibilité des centrales BE par rapport à des points de référence passés.
(168)
Enfin, Powergen considère qu'il est bien établi que les règles en matière d'aides d'État prévues par le traité CE s'appliquent à l'industrie nucléaire, nonobstant «l'existence du traité Euratom». Elle se réfère à la même affaire de 1990 que Greenpeace.
(169)
InterGen est une firme productrice d'électricité au niveau mondial, qui exerce son activité sur tous les continents. Elle représente 2 % de la capacité de production de l'Angleterre et du pays de Galles (14 % pour BE), avec deux centrales en exploitation et une en construction. Elle vend l'essentiel de sa production sur le marché de gros et une partie fait l'objet de contrats à long terme. Elle est également présente sur le marché du commerce du gaz. Elle appartient conjointement à Shell et Bechtel.
(170)
Intergen fait valoir qu'il existe un souci de sécurité de l'approvisionnement au Royaume-Uni et que la sécurité nucléaire pourrait être gérée par les liquidateurs. La firme attire l'attention de la Commission sur le fait que l'aide à BE a causé et cause toujours un préjudice à InterGen et sur le fait que d'autres concurrents d'InterGen, comme Teeside Power Limited, qui comptent parmi les créanciers de BE, sont également favorisés par rapport à InterGen dans le cadre du plan de restructuration. InterGen indique qu'elle et sa filiale devront recevoir des compensations pour le préjudice subi, si la Commission autorise l'aide.
(171)
Cette partie fait valoir que, selon des informations parues précédemment dans la presse, le prix du retraitement avant la restructuration de BE se montait à quelque 1 000 GBP/kg de métal lourd (ML). À la suite de la restructuration de BE, un prix d'environ 150 GBP/kg ML a été convenu entre BNFL et BE, soit 85 % de moins que le prix convenu initialement. Elle ajoute que les contrats de retraitement initiaux entre BNFL et BE étaient fondés sur le système du prix de revient majoré, ce qui signifie que les clients de base ne pouvaient obtenir un contrat de retraitement que s'ils acceptaient d'assumer - proportionnellement - l'intégralité des coûts, majorés d'une marge bénéficiaire. Dans ce contexte, si les coûts de retraitement fixés avec les clients de base se situent à 1 000 GBP/kg ML, le nouveau prix convenu avec BE est forcément très loin de couvrir les coûts. Même pour les nouveaux contrats, le prix se monte à 1 000 GBP/kg ML (prix 2003).
(172)
Elle conclut que ces prix montrent que BNFL n'a pas agi, dans ses négociations avec BE, comme un investisseur privé dans une économie de marché, à moins que BNFL soit disposée à étendre ces conditions favorables à d'autres clients.
(173)
Drax est la plus grande firme productrice d'électricité à partir de centrales au charbon en Europe occidentale. Elle appartenait auparavant à AES Corporation, un groupe américain du secteur de l'énergie ayant des intérêts dans la production, la distribution et la fourniture d'électricité dans le monde entier. Le 5 août, AES Corporation a cédé le contrôle de Drax à ses créanciers. Le 30 août 2003, Drax a annoncé qu'elle avait conclu un accord d'exclusivité avec International Power plc en vue de sa restructuration.
(174)
Selon Drax, les mesures A, B et G constituent une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. Drax reconnaît que les mesures D, E et F ne constituent pas une aide d'État. Drax considère que le montant de l'aide est difficile à estimer. En ce qui concerne la mesure A, Drax est d'avis que son montant pourrait être largement supérieur à l'estimation actuelle, en particulier parce que les engagements de déclassement ne sont pas enregistrés au Royaume-Uni et qu'il est peu probable que BE contribue aux coûts des engagements nucléaires. Au bout du compte, le gouvernement britannique restera toujours responsable des engagements relatifs à l’aval du cycle du combustible nucléaire et au déclassement. Le Royaume-Uni ne permettra jamais que BE soit mise en faillite. Drax estime que l'avantage fiscal lui-même devrait être notifié en tant qu'aide.
(175)
En ce qui concerne la renégociation des contrats avec BNFL, Drax estime qu'aucun investisseur privé n'aurait jamais accepté des termes commerciaux aussi désavantageux, le condamnant à des pertes présentes et futures considérables, en dépit de la clause de force majeure et du fait que BE soit son plus gros client. Il est clair que la renégociation a été gravement préjudiciable à BNFL. Elle débouchera sur une réduction du paiement forfaitaire annuel pour la convention de fourniture de combustible qui se chiffrera entre 5 et 20 millions de livres sterling par an. Cet avis est confirmé par le rapport comptable 2004 de BNFL. En outre, il s'avère que, même si BE devait être mise en liquidation, ses centrales continueraient à fonctionner et auraient les mêmes besoins en combustible et en services de gestion, de retraitement et d'élimination de ce combustible après utilisation. La question serait donc de savoir si l’administration judiciaire pourrait obtenir les mêmes conditions de BNFL. En outre, BNFL pourrait exploiter d'autres possibilités d'activités si ses relations avec BE devaient se restreindre. BNFL n'agit pas selon le principe de l'investisseur en économie de marché. Par conséquent, la mesure B est une aide d'État.
(176)
Drax estime que le moratoire de BNFL prévu par la mesure C constitue également une aide d'État, étant donné que BNFL ne perçoit pas d'intérêts pendant le moratoire, au contraire des autres créanciers qui y participent.
(177)
Drax émet d'autres observations sur la compatibilité de l'ensemble des mesures d'aide. Elle ne met pas en question le fait que BE soit une entreprise en difficulté. Toutefois, elle est d'avis que le manque de couverture de BE était entièrement dû à une décision curieuse de sa direction de céder ses activités de détail. En outre, BE aurait pu réduire ses coûts en fermant une partie ou la totalité de ses centrales, étant donné qu'il est plus coûteux de faire fonctionner certaines centrales nucléaires que de les fermer temporairement.
(178)
En ce qui concerne le rétablissement de la viabilité, Drax estime que le plan proposé n'est pas un vrai plan de restructuration. En outre, BE se trouve et restera toujours dans une situation différente de ses concurrents. Elle continuera à produire et à vendre de l'électricité sur le marché à n'importe quel prix et exercera une pression permanente à la baisse sur les prix, au détriment de tous ses autres concurrents.
(179)
Drax conteste l'utilisation que fait le gouvernement britannique des coûts marginaux à court terme comme étalon de la viabilité de BE. La restructuration soulage BE des coûts principaux d'un producteur d'électricité nucléaire. La décision d'une entreprise de faire son entrée sur un marché particulier ou d'y rester présente dépendra de la question de savoir si, sur une période raisonnable, elle peut couvrir ses coûts moyens et réaliser un retour sur investissement raisonnable. Ce n'est pas le cas pour BE, qui a été soulagée de tout risque commercial.
(180)
En ce qui concerne la durée de l'aide, Drax est d'avis que le financement d'engagements illimités pendant une période aussi longue n'est pas compatible avec les lignes directrices. Elle fait également valoir qu'une aide au fonctionnement continue ne peut être considérée comme limitée au minimum nécessaire. En outre, en ce qui concerne la contribution propre de BE, Drax constate qu'il existe un doute quant au produit de la cession des actifs et que la contribution de BE au Fonds relatif aux engagements nucléaires (NLF) provient de montants financés par une aide et ne peut donc être prise en compte.
(181)
Sur la question des surcapacités et des compensations accordées aux créanciers, Drax fait observer que la marge de capacité de 20 % citée dans la décision d’ouverture de la procédure ne concerne que la pointe de consommation hivernale. Selon le NGC, la pointe de consommation hivernale est de 20,3 %. Drax fait valoir qu'il serait rationnel pour tout opérateur de BE de fermer une partie de la capacité de production pendant les mois d'été. Il en résulterait une économie nette.
(182)
Drax estime qu'un certain nombre de mesures compensatoires et/ou de modification du plan de restructuration contribueraient à le rendre plus conforme aux lignes directrices et permettraient d'offrir des compensations aux concurrents qui n'ont pas bénéficié d'une aide. Drax propose ce qui suit:
a)
retirer BE du marché concurrentiel en créant un système d'achat obligatoire de l'énergie nucléaire à un prix déterminé, qui serait similaire à ce que prévoit le décret sur le recours aux énergies renouvelables (Renewables Obligation). BE ne pourra jamais faire l'objet d'une restructuration qui lui permette d'affronter à égalité la concurrence des autres acteurs du marché non subventionnés. S'il est impossible de retirer du marché la production de BE, la meilleure solution est de la séparer du marché concurrentiel. Le prix de l'électricité nucléaire devrait être réglementé et pourrait être fixé en fonction du coût du capital et d'autres paramètres traditionnels de détermination du prix. Cela permettrait de répondre au souci du gouvernement britannique d'assurer la sécurité de l'approvisionnement et éliminerait toute distorsion de concurrence;
b)
réduire la durée et rééquilibrer le risque des contrats avec BNFL en faveur de BNFL;
c)
céder Eggborough;
d)
interdire à BE de faire d'autres acquisitions ou d'agir en numéro un du marché;
e)
obtenir l'engagement du gouvernement britannique sur le principe d'une aide unique non renouvelable.
(183)
Drax émet également des commentaires sur la relation avec le traité Euratom. Elle estime que les traités CE et Euratom poursuivent des objectifs complémentaires plutôt que contradictoires.
(184)
Des observations ont également été présentées par Trade Unionists for Safe Nuclear Energy (within a Balanced Energy Policy) - TUSNE (18), M. Robert Freer (19), The UK Chemical Industries Association («CIA») (20), John Hall Associates («JHA») (21), the Energy Intensive Users Group («EIUG») (22), Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy («TVO») (25), National Grid Transco (26), the Royal Academy of Engineering (27), Enfield Energy Centre Limited («EECL») (28), the Energy Information Centre Ltd («EIC») (29), Major Energy Users' Council Ltd («MEUC») (30), ainsi qu'une deuxième partie intéressée souhaitant conserver l'anonymat.
(185)
TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC et MEUC sont tous préoccupés par la sécurité de l'approvisionnement au Royaume-Uni et font valoir que la fermeture des centrales nucléaires de BE entraînerait un risque de coupures d'électricité et serait contraire aux intérêts des consommateurs. Certains d'entre eux soulignent également que la disparition des centrales nucléaires de BE rendrait les engagements du Royaume-Uni dans le cadre du protocole de Kyoto très difficiles à respecter, étant donné que ces installations participent à la diversité de l'approvisionnement énergétique. Ils font valoir que le coût que représenterait pour l'économie la liquidation de BE dépasserait de loin le prix de sa restructuration et des aides nécessaires.
(186)
La partie anonyme fait valoir que BE utilise l'aide de l'État pour acquérir agressivement des parts de marché à des prix de dumping. Elle cite des cas où BE aurait offert des prix de 10 à 15 % inférieurs aux prix de la concurrence. Elle affirme que de telles offres ne pourraient être maintenues sans le secours de l'État et ne peuvent donc être considérées comme destinées à rétablir la viabilité de l'entreprise.
(187)
TVO souligne qu'il ne faudrait pas conclure des difficultés de BE que l'électricité nucléaire ne peut être compétitive dans un marché de l'électricité libéralisé.
(188)
National Grid Transco fait valoir que la marge de capacité actuelle en Angleterre et au pays de Galles est plus faible que prévu au départ et ne peut être considérée comme une surcapacité structurelle. National Grid Transco mentionne une marge de sécurité de 20 % comme niveau au-delà duquel on peut considérer qu'il existe une surcapacité. National Grid Transco prévoit que la marge de sécurité sera inférieure à 20 % au moins jusqu'en 2006, dans un scénario optimiste. Les scénarios pessimistes font état d'une marge inférieure à 20 % en permanence, qui tomberait même à 8,5 % en 2009. National Grid Transco conclut que si une fermeture de centrale devait être demandée en tant que mesure compensatoire, elle devrait être communiquée aux marchés longtemps à l'avance (trois à quatre ans) pour leur permettre de la compenser.
(189)
EECL fait observer que tous les producteurs d'électricité, et pas seulement BE, ont été touchés par la faiblesse des prix de gros de l'électricité au Royaume-Uni. Il conteste l'avis des autorités britanniques selon lequel les coûts marginaux à court terme devraient constituer l'étalon permettant d'établir l'effet de distorsion de l'aide, étant donné que ces coûts ne reflètent pas la viabilité d'une centrale dans une perspective de moyen à long terme. EECL fait valoir que la faiblesse des prix du marché à terme constitue le meilleur indicateur d'une surcapacité structurelle sur le marché.
IV. COMMENTAIRES DU ROYAUME-UNI SUR L'ENGAGEMENT DE LA PROCÉDURE
(190)
Les autorités britanniques ont informé la Commission que les taxes locales seront finalement payées avec un intérêt normal.
(191)
À titre d’observation préliminaire, les autorités britanniques font valoir que, même si la Commission conclut que la mesure B constitue une aide, la formulation des contrats garantit que tout avantage important dont aurait temporairement bénéficié BE sera automatiquement remboursé avec intérêt si l'ensemble de mesures d'aide n'est pas autorisé. Les nouveaux contrats contiennent une clause prévoyant qu'ils n'entreront pas en vigueur définitivement si l'ensemble de mesures d'aide n'est pas autorisé.
(192)
Le Royaume-Uni émet d'autres observations sur le critère de l'investisseur privé. Il fait valoir que BNFL a agi de la même façon que n'importe quel créancier privé à sa place. En particulier, les autorités britanniques estiment qu'on ne saurait affirmer que les conditions acceptées par BNFL sont plus généreuses que celles qui auraient été accordées par un créancier privé dans des circonstances comparables. Le Royaume-Uni indique qu'il est nécessaire d'analyser si BNFL a agi comme n'importe quel créancier privé lors de la renégociation de ses contrats, conformément à l'arrêt de la Cour de justice dans l'affaire DM Transport (31).
(193)
Le Royaume-Uni affirme que la Commission semble avoir mal apprécié le déroulement des événements. Selon les autorités britanniques, BNFL ne s'est pas opposée à l'invocation de la clause de force majeure mais, contrairement à ce que pense la Commission, s'est déclarée disposée à envisager les modifications possibles aux contrats existants avant même l'annonce que BE avait entamé des négociations avec le gouvernement britannique. Toutefois, à l'issue du dialogue avec BE, il s'est avéré qu'aucune offre commerciale que BNFL aurait été raisonnablement en mesure d'avancer n'aurait pu résoudre à elle seule la crise financière de BE. L'élaboration d'un plan de restructuration plus large a permis de relancer les négociations entre BE et BNFL et un accord a été obtenu, sur des conditions très semblables à celles de l'offre initiale de BNFL. Le Royaume-Uni considère que l'attitude de BNFL est conforme à celle d'un créancier privé.
(194)
Il ajoute que BNFL, désormais seul prestataire commercial de services pour le cycle du combustible nucléaire au Royaume-Uni, aurait été particulièrement exposée en cas de faillite de BE; elle n'aurait plus perçu de revenus dans l'immédiat pour le stockage ou le retraitement des grandes quantités de combustible AGR déjà livrées et n'aurait guère eu de perspectives de récupérer des montants substantiels dans la faillite. Elle aurait dû renégocier une nouvelle convention sur le combustible usé avec le liquidateur ou le gouvernement, sans aucune certitude quant au maintien de sa rémunération actuelle. Le Royaume-Uni soutient que, confronté au même risque de perturbation et d'incertitude, un créancier privé aurait sans aucun doute cherché à participer à une restructuration qui serait nécessairement passée par la renégociation de ses contrats avec BE, en vue de maximiser les recettes globales et de garantir le rétablissement de la viabilité de BE.
(195)
Le Royaume-Uni fait en outre valoir que le fait que BNFL soit une entreprise publique ne signifie pas que son approche est moins commerciale. Il fait observer que BNFL est une société anonyme relevant de la loi sur les sociétés de 1985. Elle est dotée d'un conseil d'administration composé de cadres responsables de ses activités commerciales et de membres n'appartenant pas à la direction, mais possédant une expérience d'entreprise dans d'autres activités du secteur privé. Le conseil d'administration de BNFL a le devoir d'agir en toute autonomie dans l'intérêt de l'entreprise. Le Royaume-Uni ajoute que le gouvernement britannique n'est pas intervenu pour influer sur la prise de décision de BNFL et l'encourager à agir en fonction de considérations autres que commerciales.
(196)
Enfin, le Royaume-Uni a présenté une analyse des créances et des montants convenus dans l'ensemble de mesures d'aide.
(197)
Les autorités britanniques concluent que la mesure B ne peut être considérée comme constituant une aide d'État.
(198)
Le Royaume-Uni indique que bon nombre des arguments présentés aux considérants 191 à 197 à l'égard de la mesure B s'appliquent également à la mesure C. En particulier, le Royaume-Uni fait observer qu'il convient d'apprécier l'attitude de BNFL dans le contexte de sa position exceptionnelle de principal créancier de BE, et de la position de BE en tant que premier client de BNFL. Eu égard à la relation commerciale continue existant de longue date entre les deux entreprises et du montant des dettes de BE vis-à-vis de BNFL, il n'est pas surprenant que le moratoire des dettes envers BNFL représente la plus grande part absolue de l'avantage que constituent pour BE les accords de moratoire. Un créancier privé placé dans la même position que BNFL - la situation la plus exposée en cas de faillite de BE - n'aurait guère eu d'autre choix que d'agir de même.
(199)
Le Royaume-Uni soutient également qu'il n'est pas correct de mettre en balance les conventions de moratoire de BNFL, d'une part, avec celles de tous les autres créanciers privés, d'autre part. Si tous les créanciers importants n'y avaient pas participé, l'accord dans son ensemble n'aurait pu fonctionner. Le Royaume-Uni présente une comparaison de toutes les dettes de BE, avec la contribution de chaque partie aux conventions de moratoire, et conclut que la contribution de BNFL, exprimée en pourcentage de ses créances, est en fait inférieure à celle de la plupart des créanciers privés.
(200)
Les autorités britanniques font valoir que le point 32 des lignes directrices n'impose pas de durée limite des mesures d'aide. Il exige que le plan de restructuration soit d'aussi courte durée que possible et que la viabilité à long terme soit rétablie «dans un délai raisonnable». Selon le Royaume-Uni, le but poursuivi par les lignes directrices est que l'octroi de l'aide soit unique et qu'il ne s'agisse pas d'une aide continue au fonctionnement. Le but n'est pas d'exclure les aides destinées à soulager les engagements à long terme.
(201)
Le Royaume-Uni affirme que la restructuration sera complète, que la viabilité sera rétablie dans un délai raisonnable et que l'aide est unique, même si les dettes de BE sont à long terme. BE produira des liquidités à partir de 2004 et présentera des flux de trésorerie opérationnels positifs à partir de 2005. Dans l'hypothèse de recotation, BE retrouve la viabilité en 2005. Le plan de restructuration est destiné à garantir que BE pourra fonctionner de façon autonome, sans bénéficier d'autres facilités du gouvernement britannique à partir de la date de restructuration. Il démontre que ce niveau de réserves produites par l'entreprise est suffisant pour faire face à des scénarios défavorables raisonnables et garantit donc la viabilité.
(202)
En ce qui concerne le subventionnement continu des dépenses courantes, le gouvernement britannique rappelle que son aide ne couvre que les engagements contractuels antérieurs, les engagements relatifs au déclassement et les engagements non contractuels liés au combustible AGR utilisé par le passé, à l'ensemble du combustible usé REP et aux déchets d'exploitation et autres engagements annexes. Le Royaume-Uni fait valoir que les engagements contractuels antérieurs relatifs au combustible usé portent sur le combustible AGR utilisé dans les réacteurs avant la date effective de restructuration. Dans le cadre de la licence du site nucléaire, BE a l'obligation de gérer ce combustible et en supporte donc les frais. Ces coûts sont par conséquent inévitables.
(203)
Un argument similaire s'applique au déclassement des sites. À cet égard, BE versera des contributions pour le déclassement des réacteurs au Fonds de déclassement nucléaire, contribuant donc ainsi largement à assumer l'ensemble des coûts de déclassement.
(204)
En ce qui concerne les engagements non contractuels liés au combustible AGR utilisé par le passé, le Royaume-Uni soutient qu'ils portent uniquement sur du combustible AGR chargé dans les réacteurs avant la date effective de restructuration. Les engagements liés au combustible usé REP concernent l'ensemble du combustible chargé dans le réacteur Sizewell B. Pour les engagements futurs, BE contribuera à concurrence de 150 000 GBP par tonne de combustible REP chargé à Sizewell B après la date effective de restructuration. Le niveau de la contribution a été fixé en fonction d'une comparaison internationale des coûts de gestion du combustible usé, afin de couvrir tous les coûts futurs du combustible REP. Les autres engagements non contractuels se rapportent à différents types de déchets d'exploitation, autres que le combustible, des centrales BE et ne devraient pas porter à conséquence.
(205)
Les coûts des engagements de déclassement et des engagements non contractuels sont largement fixes et il n'est guère possible que BE les augmente considérablement dans le cadre d'une exploitation normale des centrales. En outre, toute augmentation substantielle du passif résultant d'une modification discrétionnaire des procédures d'exploitation apportant un bénéfice économique à BE ou résultant du non-respect des normes de performance minimales devra être assumée par BE. De plus, il importe de faire observer que, même si le gouvernement paie directement les engagements contractuels de BE, les engagements de déclassement et les engagements non contractuels ne font l'objet que d'une garantie conditionnelle. Le Royaume-Uni soutient donc que la mesure A ne devrait pas être considérée comme une subvention continue aux dépenses courantes. Le traitement comptable de la mesure A, comptabilisée parmi les actifs sur le bilan de BE, est conforme à cette conclusion. BE ne bénéficie pas d'une subvention continue, car la mesure A ne porte en aucune façon sur les opérations d'exploitation en cours de BE et les coûts qu'elle couvre devront être assumés quelles que soient la durée et l'ampleur des futures opérations d'exploitation de BE.
(206)
En ce qui concerne la mesure B, le Royaume-Uni réfute qu'il s'agisse d'une aide d'État.
(207)
Le Royaume-Uni soutient également qu'il n'est pas correct d'opposer à la mesure A l'objection qu'elle relèverait BE d'une partie de ses obligations en vertu du principe «pollueur-payeur». Dans le cadre du plan de restructuration, BE assumera les coûts de pollution de ses opérations futures. En outre, elle contribuera à assumer les coûts de pollution antérieurs par l'affectation de la marge d'autofinancement au service de la dette et par ses autres contributions au NLF. Sans l'engagement du gouvernement, BE aurait été insolvable et dans l'incapacité de faire face à l'avenir à ses obligations dans le cadre du principe du «pollueur-payeur».
(208)
Le Royaume-Uni réagit en outre aux doutes exprimés par la Commission, dans sa décision d'engager la procédure, quant à la question de savoir si le rétablissement de la viabilité de BE peut être considéré comme réalisé principalement à partir de ressources internes. Le Royaume-Uni explique que la principale raison des difficultés actuelles de BE réside dans son incapacité à assumer des engagements du passé inévitables et à respecter les prescriptions réglementaires et les exigences de sécurité minimales. Néanmoins, le Royaume-Uni soutient que les mesures internes prises par BE ne sont pas négligeables. Elle a vendu sa participation dans Bruce Power et Amergen et est engagée dans une restructuration interne importante qui comprendra […]. Elle a également augmenté la proportion de contrats à prix fixes à moyen terme, y compris avec de gros clients industriels et commerciaux, afin de limiter les risques liés aux prix sur le marché de gros. En outre, les mesures internes les plus importantes sont la renégociation des contrats de fourniture de combustible et de gestion du combustible usé avec BNFL.
(209)
Enfin, le Royaume-Uni considère que si les lignes directrices exigent qu'un équilibre soit établi entre les contributions de l'État, les contributions privées et la contribution propre de l'entreprise, cela ne signifie pas que l'entreprise doit être à même de renverser la situation sans intervention de l'État.
(210)
Après avoir rappelé pourquoi il n'est pas possible de quantifier avec précision les coûts des engagements nucléaires, les autorités britanniques font valoir qu'il n'est pas nécessaire, en l'occurrence, de connaître le volume exact de l'aide, ni de déterminer quelles mesures constituent une aide pour déterminer si l'ensemble de mesures est limité au minimum nécessaire. L'engagement du gouvernement, portant sur des catégories définies d'engagements, est fondamental pour le plan de restructuration et le retour à la viabilité de BE. Les autorités britanniques soutiennent que le volume de l'aide à BE est structurellement maintenu à un niveau minimal par la cession d'actifs (Bruce Power and Amergen), la réduction des dettes, la poursuite de la contribution de BE au financement de ses engagements nucléaires, d'autres mesures internes de réduction des coûts et le mécanisme par lequel BE affectera à l'avenir 65 % de sa marge d'autofinancement au financement de ses engagements nucléaires.
(211)
Les autorités britanniques rappellent les arguments présentés dans la notification, indiquant que l'aide n'a pas d'impact sur la structure de la concurrence, étant donné qu'elle n'a pas d'impact sur les coûts marginaux à court terme de BE qui déterminent l'exploitation quotidienne d'une centrale. Elles rappellent que les données mises à jour et les comparaisons avec d'autres États membres montrent que le marché ne présente pas de surcapacité structurelle et elles soutiennent donc qu'aucune mesure compensatoire ne devrait être imposée.
V. COMMENTAIRES DU ROYAUME-UNI SUR LES OBSERVATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES
(212)
Dans leurs commentaires, les autorités britanniques se concentrent sur les observations qui sont en désaccord avec leur position, tout en prenant note de celles qui la soutiennent.
(213)
Les autorités britanniques rappellent tout d'abord leur raisonnement concernant les coûts marginaux à court terme de BE et leur position selon laquelle l'ensemble de mesures d'aide n'aurait pas d'effet sur les concurrents. Leur argument est encore étayé par les chiffres des offres de BE sur le marché direct, qui montrent que BE n'a aucune raison de ne pas maximiser ses profits en fixant des prix au coût marginal. Les autorités britanniques poursuivent en faisant observer que BE n'a pas de raison de laisser sur le marché des centrales qui ne pourraient pas récupérer leurs coûts évitables. À cet égard, elles présentent une analyse des coûts visant à prouver que la centrale de Dungeness B couvre ses coûts évitables, dans le cadre d'hypothèses raisonnables quant aux prix du marché de l'électricité.
(214)
Les autorités britanniques poursuivent en rappelant leur point de vue selon lequel il n'existe pas de surcapacité structurelle sur le marché. Elles indiquent que Powergen avait remis en fonction des centrales pour l'hiver 2003-2004, ce qui indiquerait que Powergen elle-même considère qu'il n'existe pas de surcapacité structurelle sur le marché. Les autorités britanniques rappellent leur position sur l'absence de nécessité de mesures compensatoires et donnent leur avis sur chacune des mesures proposées par Powergen.
(215)
Les autorités britanniques rappellent ensuite leur position sur les mesures B et C et soulignent, en particulier, que BNFL s'est fondée sur des conseils extérieurs. Elles affirment que la position de Powergen sur ces mesures repose sur des dates erronées.
(216)
En ce qui concerne la viabilité, les autorités britanniques contestent l'avis de Powergen concernant la fiabilité des centrales de BE et ont soumis à la Commission un rapport émanant d'un consultant extérieur visant à vérifier l'hypothèse de viabilité.
(217)
Enfin, les autorités britanniques déclarent, contrairement à ce qu'affirme Powergen, que si les prix de l'électricité remontaient, le mécanisme de rattrapage empêcherait de fournir à BE une aide qui ne serait pas nécessaire.
(218)
Les autorités britanniques contestent l'avis de Greenpeace selon lequel l'aide devrait être considérée comme une aide aux actionnaires. Si cette théorie était retenue, elle impliquerait que toute aide à une société cotée en bourse constitue une aide à ses actionnaires. Les autorités britanniques font observer que les actionnaires de BE abandonnent 97,5 % de leur participation au capital de BE.
(219)
Les autorités britanniques réaffirment qu'elles ne considèrent pas que BNFL ait agi sous la pression du gouvernement en renégociant ses contrats avec BE et font observer que le rapport fourni parallèlement par BNFL à la Commission à ce sujet démontre le contraire. C'est à tort que Greenpeace interprète l'extrait du rapport 2002/2003 de BE et l'article paru dans «The Business», au sujet de l'arrêt des négociations entre BNFL et BE en août-début septembre 2002, comme un signe que BNFL a ensuite agi sous la pression du gouvernement. Au contraire, ils montrent que BNFL n'était pas disposée à accepter les plans de BE sans que les autres créanciers n'apportent des contributions similaires. Les autorités britanniques font observer que BNFL avait déjà présenté les documents internes que Greenpeace suggère à la Commission de lui demander. En ce qui concerne les contrats entre BE et BNFL qui, selon Greenpeace, sont destinés à garantir à BNFL un flux de recettes, les autorités britanniques font observer que la plupart de ces contrats ont été signés ou renégociés après la privatisation de BE et donc qu'ils n'auraient pu être imposés à BE par le gouvernement. Enfin, les autorités britanniques indiquent que le lien établi entre la concession de BNFL et les prix de l'électricité est la preuve que BNFL a agi de façon commerciale, en demandant à BE de partager une partie des bénéfices possibles avec elle, et non l'inverse.
(220)
Les autorités britanniques rappellent leur position sur l'application du principe du «pollueur-payeur» en l'espèce. Elles considèrent que Greenpeace n'a apporté aucun fait ou argument nouveau à cet égard.
(221)
En ce qui concerne l'impact de l'aide sur la concurrence, les autorités britanniques contestent tout d'abord l'avis de Greenpeace selon lequel l'effet de l'ensemble des mesures d'aide est de maintenir sur le marché un producteur inefficace. BE ne peut être considérée comme un producteur inefficace, étant donné que ses coûts évitables comptent parmi les plus faibles du marché. Ses problèmes sont uniquement dus à des engagements antérieurs. En outre, les autorités britanniques rappellent leur point de vue selon lequel l'aide ne fausse pas la concurrence et donc n'empêche aucun opérateur d'entrer sur le marché.
(222)
Les autorités britanniques affirment que les observations de Greenpeace relatives à la surcapacité sur le marché sont erronées, parce qu'elles reposent sur des prévisions dépassées, qu'elles interprètent de façon incorrecte les points de référence de NGTransco sur la marge de capacité, qu'elles utilisent des chiffres erronés pour la marge de capacité actuelle, qu'elles retiennent uniquement le plus optimiste des trois scénarios d'avenir possibles et qu'elles ignorent les difficultés que présente la réactivation de certaines centrales mises en réserve.
(223)
Les autorités britanniques poursuivent en mettant en question l'aspect économique des arguments de Greenpeace sur l'impact qu'aurait sur le contribuable la fermeture éventuelle des centrales de BE. Elles expliquent que Greenpeace elle-même a reconnu que cette fermeture entraînerait une augmentation des prix de l'électricité. En outre, une étude de Deloitte & Touche a montré que la fermeture précoce d'une seule centrale nucléaire pourrait provoquer des coûts supplémentaires. La fermeture précoce de plus d'une centrale susciterait davantage de coûts encore, en raison des contraintes de l'usine de Sellafield, utilisée pour le traitement des matières radioactives. Enfin, les autorités britanniques mentionnent que les deux rapports joints aux observations de Greenpeace (émanant de Large & Associates et d'ILEX) se fondent sur des chiffres de capacité dépassés de NGTransco et sur des hypothèses exagérément optimistes. Elles joignent à leurs commentaires une contre-expertise sur les rapports de DKY Limited, rédigés par George Yarrow et Tim Keyworth.
(224)
Enfin, sur la base de ce qui précède, les autorités britanniques contestent la position de Greenpeace selon laquelle l'aide n'est pas proportionnée.
(225)
Tout d'abord, les autorités britanniques contestent la position de Drax selon laquelle l'ensemble des mesures d'aide montre que le gouvernement britannique ne permettra jamais que BE soit mise en faillite. Elles rappellent que ces mesures sont soumises à l'approbation par le gouvernement des perspectives de viabilité de BE.
(226)
En ce qui concerne la mesure A, les autorités britanniques rappellent que le gouvernement du Royaume-Uni n'assumera pas tous les engagements de déclassement, mais se bornera à verser l'appoint au Fonds des charges financières nucléaires. En ce qui concerne l'estimation des coûts de la mesure A, le Royaume-Uni fait observer qu'exiger une certitude absolue pour leur calcul rendrait impossible l'octroi d'une aide pour de tels engagements à long terme, ce qui déboucherait sur une application perverse des règles en matière d'aides d'État et irait à l'encontre des objectifs du traité Euratom. Les autorités britanniques rejettent également l'allégation de Drax selon laquelle le fait que le Royaume-Uni assume la responsabilité ultime en matière de sécurité nucléaire en vertu d'accords internationaux constitue une garantie d'État, et rappelle que la participation du Bureau national d'audit est non pertinente en l’espèce, étant donné qu'il s'agit d'un organe indépendant du gouvernement.
(227)
En ce qui concerne la mesure B, les autorités britanniques déclarent que les observations de BNFL sont en contradiction avec l'avis de Drax selon lequel BNFL ne serait pas affectée par une faillite de BE. Elles rappellent également que la renégociation des accords de BNFL avec BE s'est effectuée dans les conditions normales du marché. En ce qui concerne la mesure C, les autorités britanniques indiquent que l'absence de paiement d'intérêts par BE à BNFL durant le moratoire doit être analysée dans le cadre de la participation globale de BNFL au plan de restructuration, plutôt qu'en tant qu'élément isolé, étant donné qu'il s'agissait d'une négociation d'ensemble. Globalement, BNFL n'est pas défavorisée par rapport aux autres créanciers de BE.
(228)
En ce qui concerne la mesure G, les autorités britanniques rappellent qu'elles avaient précédemment soumis les justificatifs prouvant que BE avait finalement payé les taxes sur les entreprises, avec les intérêts.
(229)
Pour ce qui est de la compatibilité du plan de restructuration avec les lignes directrices, les autorités britanniques contestent l'observation de Drax selon laquelle le plan ne rétablira pas la viabilité de BE, parce que BE ne couvrira pas tous ses frais évitables et inévitables actuels. Le Royaume-Uni rappelle que, pour assurer la survie de BE, il est nécessaire de la soulager d'une partie du fardeau du passé - les coûts inévitables. Mais dès que ce sera chose faite, BE redeviendra viable, étant donné que, non seulement elle sera à même de rembourser tous ses frais en cours, mais aussi de contribuer largement à assumer ses frais inévitables du passé. Il est donc économiquement plus efficace d'exploiter les centrales nucléaires de BE pour obtenir une contribution au paiement des coûts inévitables du passé. Avancer la fermeture des centrales de BE produirait en fait des coûts supplémentaires.
(230)
Les autorités britanniques rejettent l'argument de Drax selon lequel l'aide incitera BE à vendre sur le marché à n'importe quel prix. Elles soutiennent que, en tant que producteur de base, BE ne dispose pas d'une réserve de production qu'elle pourrait vendre en baissant les prix. Au contraire, il est dans son intérêt de vendre sa production au prix maximal. Les détenteurs d'obligations et les actionnaires veilleront également à ce que BE maximise ses bénéfices, étant donné qu'ils en bénéficieront pour partie.
(231)
Les autorités britanniques rejettent également l'argument de Drax selon lequel la durée du plan de restructuration est trop longue. Elles expliquent que l'exigence qui découle des lignes directrices, c'est que la viabilité de BE soit rétablie dans un délai raisonnable. Selon elles, l'effet de la mesure A, qui, à leurs yeux, est la seule qui constitue une aide, apparaîtra immédiatement dans le bilan de BE.
(232)
En ce qui concerne l'existence d'une surcapacité sur le marché, les autorités britanniques indiquent que l'évaluation de Drax repose sur des chiffres dépassés et sur une erreur dans les points de référence que NGTransco applique pour déterminer la marge de capacité. La suggestion de Drax de fermer les centrales nucléaires en hiver serait douteuse sur le plan économique et pourrait également susciter des interrogations en matière de sécurité nucléaire ou de sécurité des approvisionnements. Les autorités britanniques se penchent ensuite sur chacune des quatre mesures compensatoires et concluent que leur mise en place mettrait en péril l'équilibre du plan de restructuration ou les perspectives de viabilité de BE.
(233)
Les autorités britanniques expliquent que les prix mentionnés par la partie intéressée (environ 1 000 GBP/kgU) se réfèrent aux contrats de gestion du combustible usé se rapportant à la charge de base. Les contrats relatifs à la charge de base ont été les premiers contrats signés par BNFL avec BE ou des entreprises qui font à présent partie de BE. Ces contrats devaient couvrir les coûts essentiellement fixes liés aux installations de BNFL pour la gestion du combustible usé. Par la suite, BNFL a signé avec BE, ou avec des entreprises qui font aujourd'hui partie de BE, des contrats complémentaires, au-delà de la charge de base, qui ne devaient plus intégrer un élément lié au remboursement de frais fixes. Ces nouveaux contrats ont fixé les prix à […], soit à un niveau largement inférieur à celui cité par la partie intéressée. Pour être valable, toute comparaison des prix réclamés par BNFL à BE avant et après la renégociation de leurs conventions devrait se fonder sur les prix des contrats au-delà de la charge de base, qui étaient ceux en vigueur juste avant la renégociation, plutôt que sur les prix des contrats relatifs à la charge de base.
(234)
Les autorités britanniques contestent l'avis d'EECL selon lequel l'annonce des mesures d'aide aurait renforcé la chute des prix de gros. Selon elles, les prix au comptant étaient volatiles à la fois avant et après l'annonce par le gouvernement britannique de sa participation au sauvetage de BE, le 9 septembre 2002. Ils n'ont toutefois pas accusé une baisse brutale. En ce qui concerne les prix à terme, ils ont été relativement peu touchés. Enfin, les prix à terme pour la charge de base à l'été 2004 ont augmenté par rapport à septembre 2003, en dépit de l'adoption du plan de restructuration.
(235)
Les autorités britanniques contestent également l'observation d'EECL selon laquelle elles auraient fondé à tort leur conclusion sur l'hypothèse que BE décidera de fermer ses centrales nucléaires en examinant ses coûts marginaux à court terme plutôt que ses coûts évitables. Les autorités britanniques ont examiné l'impact de l'ensemble des mesures d'aide sur les coûts évitables de BE et ont prouvé que ceux-ci restaient largement inférieurs aux prix du marché à terme, ce qui constitue la base appropriée permettant à un opérateur de décider de ne pas fermer une centrale.
(236)
Enfin, les autorités britanniques rappellent leurs arguments faisant ressortir l'absence d'une surcapacité sur le marché.
(237)
Les autorités britanniques contestent l'opinion d'Intergen selon laquelle il serait possible de garantir la sécurité de l'approvisionnement même en cas de faillite de BE, par un accord à cet égard avec le liquidateur. Les autorités britanniques poursuivent en faisant observer que les lignes directrices ne prévoient aucune compensation financière du type de celle qu'Intergen demande à recevoir. Enfin, en ce qui concerne les différents types d'arrangements entre BE et ses créanciers, y compris, entre autres, Intergen, TFE et Centrica, les autorités britanniques indiquent qu'il s'agit d'accords complexes, qui ont tous été négociés commercialement avant la restructuration. Ils n'ont pas de relation avec les mesures d'aide d'État.
(238)
Les autorités britanniques ont présenté des informations quantitatives visant à démontrer que les prix de BE dans le segment de l'offre directe ont été constamment supérieurs aux prix de gros, et que BE a obtenu moins de 20 % des marchés pour lesquels elle a soumissionné, ce qui contredit l'allégation de la partie intéressée selon laquelle BE a offert des prix trop bas. Les autorités britanniques poursuivent en rappelant qu'elles considèrent que BE, en tant que producteur de base, n'a aucune raison d'offrir des prix artificiellement bas.
VI. APPRÉCIATION
(239)
Une partie au moins des mesures en question porte sur des questions couvertes par le traité Euratom et doivent donc être évaluées en conséquence (32). Toutefois, elles doivent être évaluées dans le cadre du traité CE, dans la mesure où elles ne sont pas nécessaires à la réalisation des objectifs du traité Euratom, vont au-delà de ces objectifs ou provoquent ou menacent de provoquer une distorsion de concurrence au sein du marché intérieur.
1. Traité Euratom
(240)
Les mesures examinées, et en particulier les mesures A et B, sont de nature à exercer un impact sur le financement des engagements nucléaires et le traitement du combustible usé. Le déclassement et la gestion des déchets représentent des coûts qui sont nécessaires au fonctionnement correct et responsable de l'industrie nucléaire. La nécessité de faire face aux risques liés aux rayonnements ionisants constitue en outre l'une des priorités essentielles. En fait, la Commission constate que ces deux aspects de la chaîne nucléaire prennent de plus en plus d'importance et sont de plus en plus incontournables pour assurer la sécurité des travailleurs et de la population.
(241)
À cet égard en particulier, le traité Euratom prend dûment en compte cet objectif, tout en visant à créer les «conditions de développement d'une puissante industrie nucléaire, source de vastes disponibilités d'énergie…». Ces objectifs sont répétés à l'article 1er du traité Euratom, qui dispose que «la Communauté a pour mission de contribuer, par l'établissement des conditions nécessaires à la formation et à la croissance rapides des industries nucléaires, à l'élévation du niveau de vie dans les États membres». L'importance que revêt cet objectif aujourd'hui a été soulignée dans le récent livre vert de la Commission intitulé «Vers une stratégie européenne de sécurité d'approvisionnement énergétique» [COM(2002) 321 final du 22 juin 2002]. En outre, l'article 2, point b), du traité Euratom dispose que, pour l'accomplissement de sa mission, la Communauté doit établir des normes de sécurité uniformes pour la protection sanitaire de la population et des travailleurs, et veiller à leur application. L'article 2, point e), du traité Euratom dispose également que la Communauté doit garantir, par les contrôles appropriés, que les matières nucléaires ne sont pas détournées à d'autres fins que celles auxquelles elles sont destinées. Sur cette base, le traité Euratom institue la Communauté européenne de l'énergie atomique, en précisant les instruments nécessaires et en fixant les responsabilités en vue d'atteindre ces objectifs. À cet égard, comme l'a confirmé la Cour de justice, la sûreté nucléaire constitue une compétence communautaire qui doit être liée à la protection contre les dangers des rayonnements ionisants, prévue à l'article 30 du chapitre 3 du traité Euratom, relatif à la protection sanitaire (33). La Commission doit veiller à l'application des dispositions de ce traité et peut donc adopter des décisions selon la procédure prévue par le traité ou rendre des avis si elle le juge nécessaire.
(242)
La Commission constate qu'il ressort des éléments fournis par les autorités britanniques que les mesures concernées ont, entre autres, pour effets de préserver la sûreté des centrales nucléaires, d'assurer une gestion sûre des engagements nucléaires, de renforcer la sécurité de l'approvisionnement en maintenant la diversité des sources de combustible en Grande-Bretagne, et d'éviter les émissions de dioxyde de carbone. Les sections III et IV ci-dessus détaillent les arguments avancés à cet égard par les autorités britanniques et par les parties intéressées.
(243)
Lors de l'évaluation de ces informations, particulièrement sur la question de savoir si ces mesures sont nécessaires à la réalisation des objectifs du traité Euratom ou s'inscrivent dans le cadre de ces objectifs, la Commission constate que les aides d'État et les mesures prises visent les risques liés à la situation actuelle de British Energy et son impact éventuel sur les objectifs du traité. De fait, les autorités britanniques ont décidé d'intervenir pour soutenir British Energy notamment en vue d'assurer la continuité de conditions de sûreté de l'industrie nucléaire, tout en maintenant en fonction les centrales nucléaires, en tant que source d'énergie importante. Cette intervention s'est déroulée dans le contexte d'un risque de faillite du principal opérateur nucléaire du Royaume-Uni. La continuité d'un opérateur économique spécifique n'est pas directement liée à la continuité de ses activités nucléaires. Toutefois, en cas d’insolvabilité, il est nécessaire de résoudre les questions de sûreté et de sécurité et/ou de sécurité de l'approvisionnement. La Commission estime donc que les autorités britanniques ont traité ces risques d'une façon correcte et responsable, compatible avec les objectifs du traité Euratom.
(244)
Les trois mesures compensatoires qui seront décrites ci-dessous renforcent encore la réalisation des objectifs du traité Euratom en garantissant que les interventions publiques ne seront pas utilisées à d'autres fins que le paiement des engagements nucléaires. Enfin, un système de plafond et de seuil applicable au paiement des trois types d'engagements antérieurs permettra d'assurer la disponibilité de fonds suffisants pour atteindre ces buts, tout en limitant l'intervention au minimum nécessaire à leur réalisation.
(245)
La Commission en conclut que les mesures prévues par les autorités britanniques répondent à l'ensemble des objectifs poursuivis, qui sont pleinement conformes au traité Euratom.
2. Aide au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE
(246)
L'article 87, paragraphe 1, du traité CE définit les aides d'État comme les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d'État sous quelque forme que ce soit qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions, et qui affectent les échanges entre États membres.
(247)
Il est évident que l'intervention de l'État dans le plan de restructuration de BE est sélective, étant donné qu'elle favorise une seule entreprise.
(248)
Il y a des échanges d'électricité entre le Royaume-Uni et les autres États membres, par l'intermédiaire d'interconnecteurs vers la France et l'Irlande. Des échanges d'électricité existent entre États membres depuis longtemps, et en particulier depuis l'entrée en vigueur de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (34). Selon les chiffres communiqués dans la notification du Royaume-Uni, BE est le second producteur d'électricité en capacité en Angleterre et au pays de Galles, et le troisième en Écosse. L'intervention de l'État dans le plan de restructuration est donc manifestement susceptible d'affecter les échanges entre les États membres.
(249)
Parmi les sept mesures de restructuration, trois ne sont pas financées par des ressources publiques: la mesure D (mesure de restructuration avec les créanciers importants), la mesure E (nouvelle stratégie commerciale) et la mesure F (cession d'actifs). Elles ne peuvent donc être qualifiées d'aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
(250)
La mesure A, en revanche, provient de ressources publiques, puisqu'il s'agit d'un certain nombre de paiements ou d'engagements de paiement par le gouvernement britannique. Étant donné que les paiements du gouvernement britannique reprendront une partie des engagements nucléaires que BE aurait normalement dû supporter, la mesure A apporte également un avantage à BE. Compte tenu de ce qui précède, la Commission conclut que la mesure A constitue une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. Le Royaume-Uni ne le conteste pas.
(251)
Les mesures B et C font appel à des ressources de BNFL (en totalité pour la mesure B et en partie pour la mesure C), qui est une entreprise publique. Les ressources appartenant à une entreprise publique sont des ressources d'État. Au vu de ce qui précède, les mesures B et C constituent des aides d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE, si et seulement si elles apportent un avantage concurrentiel à BE et si l'octroi de cet avantage est imputable à l'État. Étant donné que cette question a été soulevée dans la décision d’ouverture de la procédure, elle sera analysée de façon approfondie au point VI.2, point b), ci-dessous.
(252)
La mesure G fait également intervenir des ressources des autorités locales. Les ressources de ces autorités constituent des ressources d'État. La mesure G constitue donc une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE, si et seulement si elle apporte un avantage concurrentiel à BE et si l'octroi de cet avantage est imputable à l'État. Étant donné que cette question a également été soulevée dans la décision d'ouverture de la procédure, elle sera analysée de façon approfondie au point VI 2 a) ci-dessous.
a) Existence d'une aide dans la mesure G
(253)
Les autorités britanniques ont démontré que les taxes locales concernées par la mesure G étaient payées par BE avec un intérêt calculé selon le taux de référence et d'actualisation prescrit par la Commission pour le Royaume-Uni. Le droit britannique ne comporte pas de disposition spécifique imposant le recours à un taux d'intérêt plus élevé en cas de report de paiement des taxes locales accordé par les autorités locales. La Commission considère donc que le taux appliqué constitue un point de comparaison approprié pour décider si le report de paiement de la taxe apporte un avantage concurrentiel à BE. Compte tenu de ce qui précède, la Commission conclut que la mesure G ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
b) Existence d'une aide dans les mesures B et C
(254)
Dans sa décision d'engager la procédure, la Commission déclarait que, «au stade actuel de son appréciation, la Commission estime que la renégociation des contrats entre BNFL et BE peut être considérée comme une aide d'État». Elle se basait sur le fait que BNFL, une entreprise publique, n'a annoncé qu'elle était disposée à modifier les conditions de ses contrats existants avec BNFL qu'après que BE a indiqué qu'elle avait engagé des négociations avec le gouvernement britannique en vue d'obtenir un soutien financier. Il semblait douteux que ces contrats aient pu être renégociés dans les conditions normales du marché. La Commission est arrivée aux mêmes conclusions préliminaires en ce qui concerne la mesure C.
(255)
Sur la base des données qui lui ont été communiquées depuis l’ouverture de la procédure, la Commission a procédé à une analyse plus approfondie pour déterminer si les mesures B et C répondaient aux critères permettant de les qualifier d'aides d'État, et en particulier si elles apportaient un avantage concurrentiel à BE. Elle est arrivée aux conclusions suivantes.
(256)
La mesure B consiste en une renégociation des contrats entre BNFL, une entreprise publique, et BE. La Commission a examiné si la mesure B confère à BE un avantage qu'aucun opérateur privé n'aurait accordé à cette entreprise en difficulté dans des circonstances similaires. En d'autres termes, la Commission s'est posé la question de savoir si BNFL avait agi en conformité avec le principe du créancier dans une économie de marché en acceptant la mesure B.
(257)
Pour y répondre, la Commission a en particulier étudié si la renégociation des contrats de BNFL avec BE s'était effectuée dans les conditions normales du marché et si les concessions faites par BNFL étaient de nature commerciale.
(258)
La première question sur laquelle la Commission doit se pencher est de savoir si les nouveaux accords entre BNFL et BE ont été négociés dans les conditions normales du marché. Il convient de rappeler que BNFL est le plus gros créancier de BE et que BE est le plus gros client de BNFL. La Commission a donc examiné si les conditions acceptées par BNFL auraient pu être acceptées par un opérateur privé placé dans une situation similaire. Dans le contexte d'un fournisseur confronté aux difficultés de son principal client, cette opération consiste à vérifier si BNFL a agi comme un créancier privé diligent en tentant de maximiser ses chances de recouvrer ses créances (35).
(259)
La Commission a examiné les rapports en la matière des conseillers juridiques et financiers de BNFL et les extraits des réunions du conseil d'administration de BNFL, communiqués par BNFL.
(260)
Tout d'abord, la Commission constate que BNFL avait déjà demandé à ses conseillers d'étudier sa position à l'égard de BE au début de 2002, lorsque BE a pour la première fois évoqué la clause de force majeure de ses accords avec BNFL. Il n'a pas été possible de conclure avec certitude que les conditions relatives à la clause de force majeure étaient effectivement remplies, mais le conseil d'administration de BNFL a demandé à l'entreprise d'envisager les solutions susceptibles de répondre aux difficultés de BE, à la condition explicite que tout arrangement soit commercialement avantageux pour BNFL.
(261)
Les rapports présentés par BNFL, et rédigés à l'époque, illustrent la situation particulière de l'entreprise en tant que créancier et fournisseur de BE, et analysent l'impact d'une faillite de BE sur BNFL. Ils concluent que, au vu du risque important pour BNFL, une restructuration en vue de retrouver la solvabilité serait dans l'intérêt de BNFL, mais pas à n’importe quel prix. Ils définissent donc un ensemble de propositions de concessions à BE, et suivent l'évolution de ces propositions durant les négociations avec BE. Il ressort clairement de ces rapports que, durant les négociations, BNFL a toujours suivi son idée initiale, qui était de tenter de préserver au mieux ses intérêts en évitant que BE soit mise en faillite, mais pas à n’importe quel prix et dans le cadre d'un accord équilibré.
(262)
Les autorités britanniques ont fait valoir que les accords renégociés avec BNFL doivent être considérés comme un tout et comparés avec la situation qui aurait été celle de BNFL si BE était devenue insolvable, plutôt qu'en isolant des éléments individuels. Les rapports présentés par les autorités britanniques et par BNFL concluent que les conditions finales sont plus avantageuses pour BNFL que n’importe quel scénario impliquant une insolvabilité.
(263)
Au vu de ce qui précède, la Commission est arrivée à la première conclusion que, en cas de faillite de BE, BNFL aurait été placée dans une situation très incertaine et plus que probablement désavantageuse.
(264)
Il est vrai qu’une insolvabilité de BE n'entraînerait pas automatiquement la fermeture immédiate de toutes ses centrales nucléaires, et qu'elle n'affecterait pas complètement la nécessité de déclasser les centrales existantes et la gestion du combustible usé hérité du passé.
(265)
Cependant, en cas d’insolvabilité de BE, la Commission considère que BNFL aurait été placée dans une position plus difficile pour négocier avec le successeur de BE, quel qu'il ait été, que ce soit en matière d'exploitation ou de déclassement des centrales. Ceci aurait entraîné de nombreux risques et incertitudes, dont un investisseur privé doit tenir compte lorsqu'il étudie la renégociation d'accords, en particulier avec son principal client. Le fait que les conseillers de BNFL aient étudié soigneusement cette solution montre clairement que BNFL a dûment tenu compte de ces faits.
(266)
Tenter d'arriver à une restructuration en vue d'un retour à la solvabilité de BE était donc bien dans l'intérêt commercial de BNFL.
(267)
Après être arrivée à cette conclusion initiale, la Commission a examiné l'impact des accords renégociés sur les revenus de BNFL, eu égard en particulier aux observations des parties intéressées, afin de vérifier, à un niveau plus microéconomique, si ces accords renégociés auraient pu être acceptés par une entreprise privée placée dans une situation similaire.
(268)
En ce qui concerne la gestion du combustible usé, les obligations se répartissent en engagements passés et futurs.
(269)
Les engagements du passé de BE (36) seront repris par le gouvernement britannique dans le cadre de la mesure A du plan de restructuration.
(270)
Pour ce qui est de la gestion future du combustible usé, les accords existants ont été modifiés. BNFL a présenté le tableau suivant des nouveaux accords de gestion du combustible usé, qui montre que BE paiera BNFL selon une échelle mobile. Les données en italiques ont été ajoutées par la Commission.
Tableau 7
Nouveaux accords de prix relatifs à la gestion du combustible usé
Prix courants de l'électricité (38) en GBP/MWh exprimés en termes réels 2003
Montant unitaire de (réduction)/majoration en GBP/MWh en termes réels 2003
(par comparaison avec les contrats précédents)
Montant unitaire net du paiement pour le combustible usé en GBP/MWh en termes réels 2003
Paiement en GBP/kgU (37)
14,8 et moins
- 0,6
[…]
15
- 0,5
16
0
17
0,5
18
1
19
1,5
20
1,75
21 et plus
2,0
(271)
Il importe de noter que les réductions et majorations figurant au tableau 7 sont établies par référence aux accords de gestion du combustible usé qui étaient en vigueur juste avant la restructuration, et non aux accords antérieurs. C'est le point de comparaison pertinent pour analyser les concessions consenties à BE par BNFL, étant donné qu'il représente ce que BNFL aurait reçu de BE si cette entreprise ne s'était pas trouvée en difficulté. En revanche, comparer les nouveaux accords avec des contrats antérieurs, comme les contrats initiaux, relatifs à la charge de base, auxquels se réfère la première partie anonyme, ne serait pas pertinent pour analyser les concessions effectivement consenties par BNFL lors de la négociation du plan de restructuration.
(272)
Le tableau 7 montre que si le prix courant de l'électricité est inférieur au prix d'exercice de 16 GBP/MWh, BNFL accordera une réduction à BE par rapport aux accords de gestion du combustible usé en vigueur avant la restructuration. Si le prix de l'électricité est supérieur au prix d'exercice, BNFL recevra une majoration par rapport aux paiements prévus par les accords précédents de gestion du combustible usé.
(273)
Comme indiqué au considérant 270, les revenus perçus par BNFL pour la gestion et l'élimination du combustible usé à venir dépendent des prix de l'électricité sur le marché de gros au Royaume-Uni. Une telle disposition ne peut, en soi, être considérée comme non commerciale. Elle est relativement habituelle dans le secteur, où les acteurs souhaitent partager les risques liés à de fortes fluctuations potentielles des prix.
(274)
Pour vérifier si ces niveaux de prix auraient pu être acceptés par une entreprise privée, la Commission a examiné dans quelle mesure ils permettraient à BNFL de couvrir ses coûts évitables, compte tenu de l'évolution prévue des prix de l'électricité. En effet, confrontée à la probabilité de perdre un client crucial tel que BE pour BNFL, une entreprise privée serait prête à aller jusqu'à réduire ses prix à concurrence des coûts qu'elle pourrait éviter en réduisant ses activités. Ce sont ces coûts qui représentent les coûts évitables.
(275)
En l'occurrence, dans le cadre des nouveaux accords de gestion du combustible usé, BNFL devient propriétaire du combustible usé lorsque BE le lui remet. Cela signifie que l'élimination finale de ce combustible devra également être assurée par BNFL, ce qui n'était pas le cas aux termes des accords précédents (39). Comme cela représente une charge supplémentaire pour BNFL par rapport aux accords précédents, il n'est pas possible de se fonder uniquement sur la comparaison entre paiements précédents et nouveaux paiements pour conclure que BNFL récupère ses coûts évitables dès que le prix de gros de l'électricité dépasse […] GBP/MWh. D'autre part, les nouveaux accords de gestion du combustible usé ne stipulent pas de quelle façon BNFL doit traiter le combustible usé dont il est propriétaire. BNFL a la faculté de choisir s'il souhaite retraiter le combustible avant l'élimination définitive ou non.
(276)
Une analyse supplémentaire est nécessaire, sur la base des coûts évitables effectifs pour BNFL, y compris les frais d'élimination définitive du combustible usé.
(277)
La Commission a demandé aux autorités britanniques de lui fournir une description détaillée de ces coûts. Les documents transmis par les autorités britanniques à cet égard font apparaître que BNFL couvre ses frais évitables dès que les prix de l'électricité dépassent la fourchette de […] GBP/MWh à […] GBP/MWh, selon que BNFL tient compte ou non des provisions pour risques. La légère différence avec le chiffre de […] GBP/MWh figurant au considérant 275 est principalement due au fait que des piscines de stockage de longue durée existent déjà sur le site de BNFL et sont actuellement utilisées pour stocker le combustible avant son retraitement. […]
(278)
Pour procéder à une contrevérification de cette évaluation, la Commission a comparé les coûts évitables calculés par les autorités britanniques avec les coûts rapportés par une autre source.
(279)
Greenpeace a publié sur son site web un rapport de Gordon MacKerron, de National Economic Research Associates (40). Le rapport cite des chiffres de 200 USD/kgU [110 GBP/kgU (41)] pour le stockage temporaire du combustible usé, et de 400 USD/kgU (220 GBP/kgU) pour son stockage définitif. Selon l'auteur du rapport, ils proviennent d'une étude américaine (42). Il existe de nombreuses différences entre les types de réacteurs américains (essentiellement REL) et ceux de BE. En outre, le rapport ne fait pas apparaître clairement si les coûts auxquels il se réfère sont des coûts évitables ou comprennent des éléments de coûts fixes, qui sortiraient du champ de l'analyse. Ils dépendent en outre fortement des taux actuariels, étant donné que la plupart des coûts d'élimination seront supportés dans un avenir lointain. La Commission a néanmoins utilisé ces chiffres, parce qu'elle considérait que des chiffres publiés par une tierce partie constituaient une source pertinente pour la contrevérification des chiffres communiqués par les autorités britanniques.
(280)
Au vu des chiffres cités au considérant 279, le prix de l'électricité au-dessus duquel BNFL récupérerait ses coûts serait de […] GBP/MWh. Il convient à présent de comparer ces chiffres avec l'évolution prévue des prix de l'électricité.
(281)
Le critère approprié pour cette comparaison est l'évolution actuelle et future des prix de l'électricité prévue par BNFL au moment de la négociation des nouveaux accords entre BNFL et BE. C'est en effet dans ce contexte que BNFL a évalué la portée de ses concessions à BE.
(282)
Les documents fournis par BNFL font apparaître que, selon les estimations générales, les prix devaient rester de l'ordre de 16 GBP/MWh à 19 GBP/MWh dans un futur proche, puis augmenter pour atteindre des niveaux plus viables.
(283)
Dans son évaluation des conditions finales du plan, BNFL a envisagé quatre scénarios possibles. Seul le plus pessimiste se fondait sur des prix systématiquement inférieurs à 17 GBP/MWh, atteignant à peine des valeurs d'environ 16,5 GBP/MWh à moyen terme. Les trois autres partaient du principe que ces prix atteindraient des valeurs de l'ordre de 18 GBP/MWh dès 2007, puis, graduellement, des prix de 19,5 GBP/MWh à 23 GBP/MWh.
(284)
L'évaluation par BNFL de la renégociation de ses accords avec BE s'est donc opérée sur la base de prévisions d'évolution des prix selon lesquelles, même dans les hypothèses les plus pessimistes, elle aurait pu récupérer ses coûts évitables, selon les estimations internes, et également selon l'étude de Gordon MacKerron, sauf dans le pire des scénarios.
(285)
L'évolution effective des prix de l'électricité a finalement été plus élevée que dans le plus optimiste des quatre scénarios retenus par BNFL. En effet, diverses agences de suivi des prix ont fait état de valeurs dépassant les 20 GBP/MWh pour des prix de base d'hiver, atteignant même des chiffres de 27 GBP/MWh (43). En ce qui concerne les prix d'été, les mêmes agences font état d'un prix d'environ 20 GBP/MWh. Les scénarios retenus par BNFL étaient donc globalement plutôt pessimistes.
(286)
On peut en conclure que BNFL pensait être en mesure de couvrir ses coûts évitables dans le cadre des nouveaux accords, en dépit du fait qu'elle devait assumer le coût de l'élimination définitive du combustible usé.
(287)
De même, l'analyse des nouveaux accords de fourniture de combustible, qui sont beaucoup plus simples, étant donné qu'ils comportent un tarif variable qui n'est pas indexé sur les prix de l'électricité, montre que BNFL couvrira ses coûts évitables de fourniture de combustible dans tous les cas.
(288)
Un examen approfondi des coûts évitables ne fait donc apparaître aucun élément indiquant que BNFL ait agit de façon non commerciale. Au contraire, l'évolution effective des prix de l'électricité suggère que BNFL pourrait parfaitement améliorer sa position par rapport à la situation précédente, tout en ayant également fait preuve de suffisamment de souplesse pour permettre à son principal client de rester sur le marché.
(289)
Après avoir examiné la renégociation d'un point de vue microéconomique, la Commission a vérifié si BNFL avait été traitée sur le même pied que les créanciers privés de BE. Dans cette seconde phase de l'analyse, la Commission a étudié si les concessions faites par BNFL sont semblables à celles des créanciers privés.
(290)
Les informations présentées par le Royaume-Uni et BNFL montrent que:
a)
même si BNFL a établi des conventions avec BE avant que BE renégocie des conditions individuelles avec chacun de ses principaux créanciers, elle a exigé d'y inclure une clause permettant de revenir sur les concessions proposées, au cas où un autre créancier important se verrait offrir des conditions plus avantageuses que BNFL;
b)
pendant tout le processus de négociation, BNFL a toujours vérifié qu'il était demandé aux autres créanciers privés de BE d'apporter une contribution comparable à celle de BNFL;
c)
une comparaison quantifiée détaillée des créances et des montants concédés dans le cadre du plan de restructuration final montre que, par rapport à d'autres créanciers, BNFL a renoncé à une proportion moindre de dettes impayées. Il convient également de faire observer à cet égard que BNFL ne possédait pas de garantie de sa dette sur les actifs de BE.
(291)
Par conséquent, la Commission conclut que BNFL a été traitée sur un pied d'égalité avec les créanciers privés, ce qui constitue une nouvelle preuve que BNFL ne s'est pas comportée différemment des créanciers privés lors de la négociation du plan de restructuration.
(292)
La Commission considère que la conclusion qui précède prouve à suffisance que BNFL a agi conformément au principe du créancier en économie de marché, et donc que la mesure B ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
(293)
En outre, la Commission considère que, en l'occurrence, rien n'indique que le comportement de BNFL soit imputable à l'État. La condition d'imputabilité a été rappelée par la Cour de justice des Communautés européennes dans son arrêt Stardust (44). Comme la Cour l'a indiqué, on ne peut présumer automatiquement qu'une mesure constitue une aide d'État parce qu'elle a été prise par une entreprise publique. Il ne suffit pas que l'organisme accordant l'aide soit une entreprise publique au sens de l'article 2, paragraphe 1, point b), de la directive 80/723/CEE de la Commission du 25 juin 1980 relative à la transparence des relations financières entre les États membres et les entreprises publiques (45). Le fait que les autorités publiques puissent exercer directement ou indirectement une influence dominante ne prouve pas qu'elles aient effectivement exercé cette influence dans un cas déterminé. Comme l'explique l'avocat général Jacobs dans ses conclusions dans l'affaire Stardust (46), l'imputabilité à l'État d'une mesure d'aide prise par une entreprise publique peut être déduite d'un ensemble d'indications relatives aux circonstances de l'affaire et au contexte dans lequel la mesure a été prise. L'avocat général donne une liste de faits et de circonstances qui pourraient, selon lui, être pris en considération, tels que la preuve que la mesure a été prise à l'initiative de l'État, la nature et l'étendue de la mesure, l'intensité du contrôle exercé par l'État sur l'entreprise publique en question et une pratique générale consistant à utiliser l'entreprise en question pour d'autres fins que commerciales ou à influencer ses décisions.
(294)
Sur la base des documents présentés par le gouvernement britannique et par les parties intéressées, la Commission a examiné si la mesure B (et la mesure C) pouvait être attribuable à l'intervention de l'État. Elle a tenu compte du fait que BNFL avait décidé, bien avant que les difficultés financières de BE soient rendues publiques et bien avant que le gouvernement britannique annonce son rôle dans une restructuration potentielle en vue d'un retour à la solvabilité qu'il était de son intérêt de faire des concessions pour empêcher l’insolvabilité de BE. D'un point de vue chronologique, rien n'indique que la renégociation ait eu lieu à l'initiative de l'État. Au contraire, le fait que BNFL n'ait finalement pas accepté de participer au plan de restructuration avant que le gouvernement britannique annonce son intervention peut être considéré comme une preuve que BNFL n'était pas disposée à sauver BE à tout prix, et préférait attendre l'intervention de l'État, comme tous les autres créanciers.
(295)
La Commission a également pris en considération le fait que, selon la loi britannique, les membres du conseil d'administration de BNFL ont l'obligation, dans le cadre de leur mandat, d'agir au mieux des intérêts commerciaux de BNFL pour maximaliser la valeur et réduire au minimum les risques financiers, sur la base des informations dont ils disposent au moment concerné. Cela est confirmé par les extraits de comptes rendus du conseil d'administration dont dispose la Commission.
(296)
Compte tenu de tous les éléments qui précèdent, la Commission conclut que la mesure B ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
(297)
La mesure C consiste en des accords de moratoire sur les paiements dus à BNFL et à un certain nombre de créanciers importants de BE, pour une période débutant le 14 février 2003 et se terminant au plus tôt le 30 septembre 2004. Au contraire d'autres créanciers concernés, BNFL ne recevra pas d'intérêts pendant la période de moratoire.
(298)
Sur la base des informations disponibles, la Commission constate que les rapports des conseillers financiers de BNFL, rédigés au moment où BNFL était en négociation avec BE, concluent que, dans le cadre de sa participation au plan de restructuration, BNFL n'a pas fait davantage de concessions dans l'ensemble que les autres créanciers, comme le montre une comparaison des contributions de chacun des créanciers importants. Comme indiqué au considérant 290, BNFL ne disposait d'aucune garantie sur les actifs de BE.
(299)
En outre, la Commission conclut que le fait de ne pas demander le paiement d'intérêts pour préserver l'option convenue d'une restructuration en vue d'un retour à la solvabilité est conforme à l'attitude d'un créancier privé visant à préserver la meilleure solution commerciale possible. L'analyse des conseillers financiers et juridiques de BNFL montre que demander la renégociation des conditions du moratoire aurait mis en péril l'ensemble des accords avec BE, et, surtout, la solvabilité de BE en tant que telle. Une demande de paiement d'intérêts aurait entraîné un risque important d’insolvabilité de BE, ce que BNFL estimait défavorable à sa propre situation. En renonçant au paiement de ces intérêts, BNFL a agi en conformité avec la conduite d'un créancier privé souhaitant s'assurer les meilleurs recouvrements possibles.
(300)
En conclusion, la Commission n'a pu établir que la partie de la mesure C concernant BNFL était imputable à l'État, pour les raisons énoncées aux considérants 256 à 296 relatifs à l'évaluation de la mesure B.
(301)
La Commission est donc arrivée à la conclusion que la mesure C ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
3. Appréciation de la compatibilité avec le traité CE
(302)
L'article 87, paragraphe 1, du traité instaure le principe général de l'interdiction des aides d'État dans la Communauté.
(303)
Les paragraphes 2 et 3 de l'article 87 prévoient des dérogations au principe général d'incompatibilité énoncé au paragraphe 1.
(304)
Les dérogations prévues à l'article 87, paragraphe 2, du traité CE ne s'appliquent pas en l'occurrence, étant donné que les mesures d'aide ne présentent pas un caractère social et ne sont pas accordées à des consommateurs individuels, qu'elles ne sont pas destinées à remédier aux dommages causés par les calamités naturelles ou par d'autres événements extraordinaires et qu'elles ne sont pas octroyées à l'économie de certaines régions de la République fédérale d'Allemagne affectées par la division de l'Allemagne.
(305)
D'autres dérogations sont prévues à l'article 87, paragraphe 3, du traité CE. Les dérogations prévues à l'article 87, paragraphe 3, points a), b) et d), ne s'appliquent pas en l'occurrence, car les aides ne sont pas destinées à favoriser le développement économique de régions dans lesquelles le niveau de vie est anormalement bas ou dans lesquelles sévit un grave sous-emploi, elles ne sont pas destinées à promouvoir la réalisation d'un projet important d'intérêt européen commun ou à remédier à une perturbation grave de l'économie d'un État membre et elles ne sont pas destinées à promouvoir la culture et la conservation du patrimoine.
(306)
Seule la dérogation prévue à l'article 87, paragraphe 3, point c), du traité CE est donc susceptible de s'appliquer. L'article 87, paragraphe 3, point c), autorise les aides d'État destinées à faciliter le développement de certaines activités économiques, quand elles n'altèrent pas les conditions des échanges dans une mesure contraire à l'intérêt commun.
(307)
Dans les lignes directrices, la Commission a établi les conditions préalables à un exercice favorable de ses compétences d'appréciation en vertu de l'article 87, paragraphe 3, point c), dans des cas tels que celui-ci.
(308)
Dans sa décision d'engager la procédure, la Commission exprime un certain nombre de doutes quant à la compatibilité du plan de restructuration avec les lignes directrices. Ces doutes sont rappelés au point 3 ci-dessus. Les points suivants présentent l'appréciation et les conclusions finales de la Commission sur chacun de ces doutes.
a) Rétablissement de la viabilité de BE
(309)
L'octroi d'une aide à la restructuration exige un plan de restructuration réalisable, cohérent et de grande ampleur, permettant de rétablir la viabilité à long terme de l'entreprise, dans un délai raisonnable et sur la base d'hypothèses réalistes. Conformément au point 32 des lignes directrices, l'amélioration de la viabilité doit résulter principalement de mesures internes prévues par le plan de restructuration et elle ne peut être basée sur des facteurs externes sur lesquels l'entreprise ne peut guère influer, tels que des augmentations de prix ou de la demande, que si les hypothèses avancées quant à l'évolution du marché sont largement acceptées.
(310)
Le point 33 des lignes directrices impose à l'État membre de présenter un plan de restructuration décrivant les circonstances ayant entraîné les difficultés de l'entreprise et envisageant des scénarios traduisant des hypothèses optimistes, pessimistes et médianes. Le point 34 des lignes directrices ajoute que le plan de restructuration doit proposer une mutation de l'entreprise telle que cette dernière puisse couvrir tous ses coûts une fois la restructuration achevée, y compris les coûts d'amortissement et les charges financières. La rentabilité escomptée des capitaux propres de l'entreprise devra être suffisante pour lui permettre d'affronter la concurrence en ne comptant plus que sur ses seules forces.
(311)
Dans sa décision d'engager la procédure, la Commission a soulevé plusieurs points en relation avec le rétablissement de la viabilité de BE. Ces doutes reposaient sur deux observations. Tout d'abord, la durée de certains éléments des mesures A et B semblait illimitée, ce qui faisait douter que le plan de restructuration permette à BE de faire à nouveau face seule à la concurrence dans un délai raisonnable. Ensuite, il semblait que le plan de restructuration ne comporte pas suffisamment de mesures internes à BE.
(312)
Les doutes de la Commission portaient en particulier sur les mesures A et B. Au vu de la longue durée de la mesure A et du caractère illimité de la mesure B, la Commission se demandait si l'aide à la restructuration en faveur de BE n'était pas octroyée sous la forme d'une subvention permanente, ce qui serait contraire aux dispositions des lignes directrices. Cette préoccupation était partagée par des parties tierces, telles que Drax.
(313)
En ce qui concerne la mesure B, la Commission est arrivée à la conclusion qu'elle ne constitue pas une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. Par conséquent, la question du caractère non limité dans le temps de la mesure B n'est plus pertinente.
(314)
En ce qui concerne la mesure A, la Commission s'inquiétait du fait que les coûts liés au déclassement des centrales nucléaires pouvaient apparaître jusqu'en 2086 et que le financement des coûts liés à la gestion du combustible usé REP chargé dans le réacteur B de Sizewell appartenant à BE n'était pas non plus limité dans le temps.
(315)
En ce qui concerne les coûts de déclassement, la Commission constate qu'ils apparaîtront dans l'avenir, mais ont trait à des centrales nucléaires construites dans le passé. La Commission accepte l'argument du Royaume-Uni selon lequel il n'est pas possible de quantifier avec précision le montant relatif au déclassement, étant donné l'absence de précédent pour les centrales AGR et le fait que ces coûts se concrétiseront dans un futur lointain, au cours duquel pourra intervenir une évolution technologique. En outre, le gouvernement britannique fait valoir que les coûts de déclassement sont déjà largement fixés et que toute augmentation substantielle du passif résultant d'une modification discrétionnaire des procédures d'exploitation apportant un bénéfice économique à BE ou résultant du non-respect des normes de performance minimales devra être assumée par BE. Il importe également de rappeler que l'intervention de l'État est prévue en cas de carence du financement par le NLF.
(316)
Compte tenu de la nature particulière de l'industrie nucléaire, qui ne permet pas le traitement des matières radioactives avant que le taux de rayonnement ait atteint un niveau plus sûr, et du délai inévitable de financement des engagements de déclassement, la Commission conclut que la partie de la mesure A relative à ces engagements ne peut être considérée comme une subvention permanente à BE, étant donné qu'elle est définie et porte sur des coûts déjà supportés. Le bilan de BE prévoit déjà une provision pour ces coûts. La Commission conclut en outre que le paiement éloigné dans le temps de l'aide liée à ces coûts ne peut être considéré comme un report dans l'avenir du rétablissement de la viabilité.
(317)
En ce qui concerne le financement par l'État de la gestion du combustible REP chargé à Sizewell B, la Commission rappelle que BE contribuera au NLF à concurrence de 150 GBP/kgU pour le combustible REP chargé dans le réacteur de Sizewell B après la date effective de restructuration.
(318)
Cette valeur est certainement inférieure aux coûts totaux de gestion du combustible usé REP, y compris l'élimination finale. En effet, ce coût total a été estimé par BE elle-même à 240 GBP/kgU dans ses comptes 2001-2002. Le fait qu'une partie seulement de ces coûts soit couverte par les paiements de BE au NLF confirme que la contribution du NLF à la gestion de ce combustible comporte une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE.
(319)
Afin de déterminer si cette aide est illimitée, la Commission doit calculer la répartition des coûts totaux entre coûts évitables et coûts inévitables.
(320)
Les coûts inévitables sont irrécupérables. Il est donc économiquement rationnel pour une entreprise de fonctionner aussi longtemps qu'elle peut couvrir ses coûts évitables, de façon à rembourser la plus grande partie possible de ces coûts irrécupérables. Accorder une aide pour des coûts inévitables apporte donc manifestement un avantage à l'entreprise bénéficiaire, en ce sens que cette aide déplace le seuil de rentabilité. Pour les entreprises en difficultés, cette aide vise précisément à leur permettre de rétablir leur viabilité plus rapidement. Toutefois, étant donné que l'entreprise fonctionnerait de toute façon dès lors qu’elle pourrait couvrir ses coûts évitables, l'aide portant sur les coûts inévitables ne prolonge pas artificiellement la vie de l'entreprise. Une telle aide n'est donc pas illimitée.
(321)
En revanche, l'aide destinée à couvrir des coûts évitables, en particulier des coûts variables, vise à maintenir artificiellement le fonctionnement d'une entreprise qui, à défaut de cette intervention, n'aurait aucune raison économique de prolonger ses activités. Une telle aide est illimitée en ce sens qu'elle n'assure la viabilité de l'entreprise que si elle n'est pas limitée dans le temps.
(322)
Les autorités britanniques ont indiqué que, sur les coûts de 240 GBP/kgU mentionnés au considérant 318, environ […] GBP/kgU étaient évitables. Les coûts restants sont essentiellement les coûts inévitables liés à la construction du dépôt de stockage final destiné tant au combustible usé REP hérité du passé qu’au futur combustible usé, qui sera réalisé sur le site de Sizewell B. Ce dépôt devrait être disponible à la fin du siècle, ce qui, en raison des effets actuariels, explique la valeur relativement faible de ces coûts par rapport à d'autres pays.
(323)
Les chiffres figurant dans le rapport Gordon MacKerron visé à la note 38 ne peuvent être utilisés aux fins d'une contrevérification de cette estimation, étant donné que le rapport n'indique pas la mesure dans laquelle ils comprennent des coûts inévitables.
(324)
Pour contrôler l'évaluation des autorités britanniques, la Commission a eu recours aux informations accessibles au public concernant le programme nucléaire finlandais, qui est l'un des plus transparents au monde. Tout comme les déchets de Sizewell, ceux produits par les réacteurs finlandais ne seront pas retraités avant leur stockage définitif. Les coûts de gestion du combustible usé finlandais sont estimés par l'entreprise finlandaise chargée de son élimination à 325 EUR/kgU [217 GBP/kgU (47)], dont 217 EUR/kgU (145 GBP/kgU) sont liés aux coûts évitables (48).
(325)
La Commission note que ces chiffres sont semblables à ceux fournis par les autorités britanniques. Elle considère qu'ils confirment qu'un paiement de 150 GBP/kgU est suffisant pour couvrir les coûts évitables de la gestion du combustible usé, ainsi qu'une partie de ses coûts inévitables.
(326)
Au vu de ce qui précède, la Commission conclut que le plan de restructuration ne prévoit pas un subventionnement permanent de BE et que sa durée est compatible avec les lignes directrices, compte tenu des spécificités de l'industrie nucléaire et des obligations du Royaume-Uni en vertu du traité Euratom (49).
(327)
La Commission constate que le gouvernement britannique a présenté un plan détaillé, comportant une étude de marché et des scénarios traduisant des hypothèses optimistes, pessimistes et médianes, comme l'exige le point 33 des lignes directrices. Il a également fourni une analyse détaillée de trésorerie, mise à jour en juillet 2004.
(328)
Le plan décrit en détail l'origine des difficultés de BE et les mesures qui ont été ou seront instaurées pour y répondre, résumées au point II.2, point c), de la présente décision. Le plan de restructuration prévoit la mise en œuvre d'une nouvelle stratégie commerciale (mesure E) visant à remédier à la position trop exposée de BE. En s'assurant davantage de ventes à prix fixes à moyen terme, BE a pour objectif de réduire la volatilité des flux de trésorerie et de renforcer sa viabilité à long terme. Elle réduit également les risques liés aux prix de gros de l'électricité au Royaume-Uni, tout en maintenant un accès fiable au marché en conjuguant des conditions contractuelles, une production flexible grâce à Eggborough et la vente directe, notamment aux consommateurs industriels et commerciaux. Les mesures A et B visent à remédier à la proportion élevée de coûts inévitables auxquels BE est confrontée en tant qu'opérateur nucléaire, en soulageant partiellement BE de ses engagements nucléaires antérieurs, y compris pour le combustible usé hérité du passé et les coûts de déclassement, et en réduisant ses coûts pour les futurs contrats avec BNFL portant sur l’amont et l’aval du cycle du combustible. En outre, le plan prévoit la renégociation de trois contrats d'achat en dehors du cours et la cession d'actifs de BE en Amérique du Nord, ce qui devrait contribuer à résoudre le problème de BE lié à des coûts inévitables élevés à court terme sous forme de dépenses de financement. En ce qui concerne la troisième cause des difficultés de BE, les arrêts imprévus importants, BE a défini un plan, le programme d'amélioration des performances (PIP), destiné à améliorer la fiabilité des centrales nucléaires. En particulier, le PIP prévoit une augmentation des investissements en capital et en ressources humaines afin d'améliorer la qualité de la maintenance et la disponibilité des centrales. En outre, l'une des vulnérabilités envisagées est le scénario dans lequel la disponibilité des centrales de BE ne s'améliore pas. Dans ce scénario, BE produirait toujours des liquidités.
(329)
Selon les projections financières présentées par le gouvernement britannique, la viabilité serait rétablie dans un délai raisonnable, étant donné que BE produirait des liquidités à partir de 2004 et présenterait des flux de trésorerie opérationnels positifs à partir de 2005.
(330)
Sur la base de ce qui précède, la Commission conclut que le plan de restructuration répond aux problèmes qui sont à l'origine des difficultés de BE et repose sur des hypothèses réalistes, comme l'exigent les lignes directrices, compte tenu en particulier de l'évolution des prix de l'électricité et de la mise en œuvre du PIP.
(331)
Dans sa décision d'engager la procédure, la Commission doutait que le rétablissement de la viabilité puisse être considéré comme découlant principalement de mesures internes. En particulier, la Commission se demandait si les économies réalisées par BE à la suite de ces mesures n'étaient pas uniquement dues à des concessions des créanciers et des fournisseurs, et non à une rationalisation des activités de BE.
(332)
À la suite de l'ouverture de la procédure, Drax a présenté des observations à ce sujet. Elle estime que la restructuration de BE n'est pas une véritable restructuration, étant donné qu'elle ne découle pas de mesures internes et donne à BE la garantie qu'elle ne sera jamais mise en faillite. Drax ajoute qu'il existe une incertitude quant à la contribution de BE à la restructuration et que la fermeture de certaines centrales nucléaires aurait été une meilleure solution. Ce dernier avis est partagé par Greenpeace. Le Royaume-Uni conteste cette opinion et répond que l'ensemble des mesures d'aide sont soumises à l'approbation par le gouvernement des perspectives de viabilité de BE. Le gouvernement britannique fait également valoir que, si les lignes directrices exigent qu'un équilibre soit établi entre les contributions de l'État, les contributions privées et la contribution propre de l'entreprise, cela ne signifie pas que l'entreprise doive être à même de renverser la situation sans intervention de l'État.
(333)
La Commission accepte le point de vue selon lequel la restructuration ne doit pas uniquement reposer sur des mesures internes, mais peut aussi comporter des mesures émanant de l'État et de parties privées, telles que créanciers et fournisseurs. La Commission constate que BE a déjà mis en œuvre les mesures suivantes: elle a cédé ses actifs en Amérique du Nord (mesure F) et […]. D'un point de vue commercial, la Commission prend note du fait que, conformément à sa nouvelle stratégie commerciale (mesure G), BE a augmenté le nombre de contrats à prix fixes à moyen terme pour réduire les risques auxquels elle est confrontée. En outre, BE n'est pas dégagée de ses engagements nucléaires, mais contribuera au financement du NLF.
(334)
Comme expliqué à la section VI.3.c).v) ci-dessous, la Commission tient également compte du fait que la fermeture d'une ou plusieurs centrales nucléaires de BE n'est pas une solution réalisable et que l'abandon d'Eggborough menacerait les perspectives de retour à la viabilité de BE et serait disproportionné.
(335)
Compte tenu des mesures déjà prises et à prendre par BE, et du fait que le plan de restructuration s'attaque aux problèmes qui sont à l'origine des difficultés de BE, la Commission conclut que les exigences du point 32 des lignes directrices sont respectées.
(336)
Certaines parties intéressées ont mis en cause en particulier les perspectives de retour à la viabilité de Dungeness B, qui est la plus ancienne des centrales nucléaires de BE.
(337)
Powergen, la partie ayant le mieux motivé son raisonnement, fonde son analyse de la situation de Dungeness B sur une étude de la structure des coûts de la centrale, présentée initialement par les autorités britanniques, et exposée dans la décision d'engager la procédure.
(338)
Selon Powergen, Dungeness B est une centrale extrêmement inefficace. Les chiffres du passé montrent que son facteur de charge est faible. Powergen l'estime à 46 %. Avec un tel facteur de charge, la centrale produirait environ 4,5 TWh par an. Selon Powergen, la production de cette quantité d'électricité coûterait environ 73,8 millions de GBP, en tenant compte uniquement des coûts évitables. Powergen conclut que les coûts évitables de Dungeness B sont d'environ 16,4 GBP/MWh, alors que le prix de base de l'électricité sur le marché de gros est de 16 GBP/MWh (50).
(339)
Dans leurs commentaires sur l'analyse de Powergen, les autorités du Royaume-Uni ont donné leur propre avis sur la contre-analyse de Powergen portant sur la viabilité de Dungeness B. Selon les autorités britanniques, l'analyse de Powergen présente deux erreurs. Tout d'abord, l'hypothèse de Powergen quant aux coûts totaux de la centrale était trop basse. Les données de BE suggèrent que les coûts réels de Dungeness B sont plus élevés que ceux estimés par Powergen, notamment pour les coûts d'exploitation et de maintenance. Cette circonstance tend à augmenter les coûts par MWh de Dungeness B.
(340)
Les autorités britanniques considèrent en revanche que les chiffres du rendement de Dungeness B se sont nettement améliorés ces dernières années. Du fait que les informations historiques mettent en évidence une amélioration, elles demandent que l'hypothèse selon laquelle les résultats de cette centrale seront comparables à ceux des années les plus récentes soit prise en compte pour l'avenir, plutôt que celle selon laquelle les résultats seront comparables à ceux enregistrés lors de ses plus mauvaises années. Cela augmenterait le facteur de charge de la centrale à un taux de 61 % et inciterait à diminuer ses coûts par MWh.
(341)
En prenant en compte les éléments exposés aux considérants 339 et 340, les autorités britanniques calculent que les coûts évitables de Dungeness B sont approximativement de […] GBP/MWh, lorsque le prix de base de l'électricité sur le marché de gros est de […] GBP/MWh.
(342)
La Commission a examiné les coûts évitables de Dungeness B, en prenant en considération différentes hypothèses, selon la fiabilité des estimations relatives aux coûts totaux et au facteur de charge. Elle est parvenue à la matrice suivante:
Tableau 8
Coûts évitables par MWh de Dungeness B, avec un prix de base de l'électricité sur le marché de gros de 16 GBP/MWh
Hypothèse de production des autorités britanniques
Hypothèse de production de Powergen
Hypothèse de coûts des autorités britanniques
[…]
[…]
Hypothèse de coûts de Powergen
[…]
16,4 GBP/MWh
(343)
En prenant en compte le partage, entre BE et BNFL, du bénéfice des hausses du prix de l'électricité alors que le prix de base de l'électricité sur le marché de gros diffère de 16 GBP/MWh, la Commission en a déduit le prix de revient de l'électricité au-dessus duquel Dungeness B couvre ses coûts évitables dans les différentes hypothèses.
Tableau 9
Prix de base de l'électricité sur le marché de gros, au-dessus duquel Dungeness B couvre ses coûts évitables
Hypothèse de production des autorités britanniques
Hypothèse de production de Powergen
Hypothèse de coûts des autorités britanniques
[…]
[…]
Hypothèse de coûts de Powergen
[…]
16,8 GBP/MWh
(344)
Selon le tableau 9, il apparaît que, en retenant toutes les hypothèses sauf la plus mauvaise, Dungeness B est en mesure de couvrir ses coûts évitables, et ne réalise donc pas de pertes, dès lors que le prix de base de l'électricité sur le marché de gros est supérieur à […] GBP/MWh environ. Ce prix d'exercice correspond au prix de base de l'électricité sur le marché de gros, lequel, ainsi que les considérants 282 à 285 le montrent, peut parfois atteindre à présent un niveau bien supérieur à 20 GBP/MWh, et devait dans tous les cas se situer entre 16 et 19 GBP/MWh, même dans la courte période pendant laquelle Dungeness B va demeurer en exploitation. La Commission relève en outre que, au prix actuel de l’électricité, Dungeness B est capable de couvrir ses coûts évitables, même dans l’hypothèse la plus pessimiste.
(345)
La Commission estime donc que Dungeness B est un actif viable.
b) L'aide est-elle limitée au minimum nécessaire?
(346)
Dans sa décision d'ouvrir la procédure, la Commission a exprimé des doutes sur la question de savoir si l'aide était limitée au minimum nécessaire, car la nature d'aide d'État des mesures B, C et G n'a pas été établie et parce que le montant exact de l'aide contenue dans la mesure A n'a pas été déterminé.
(347)
La Commission indique être parvenue à la conclusion, dans les sections VI.2.a) et IV.2.b) susmentionnées, que les mesures B, C et G ne constituent pas une aide d'État au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. Les aides se limitent donc à la mesure A.
(348)
La mesure A comprend une aide d'État visant à prendre en charge trois catégories d'engagements: la gestion du combustible usé hérité du passé, la gestion des engagements non contractuels et le déclassement des centrales nucléaires. Au moment où la procédure a été ouverte, les engagements liés à chacune de ces trois catégories, et par conséquent l'aide d'État en rapport avec celles-ci, étaient seulement évalués, mais non plafonnés.
(349)
Les engagements liés à la gestion du combustible usé représentent la majeure partie du total des engagements. Ils consistent à payer à BNFL des services de gestion du combustible chargé dans les réacteurs de BE avant la date effective du plan de restructuration. Ces services ont déjà fait l'objet d'un contrat, et le montant dû à cet égard par BE à BNFL est bien défini dans la plupart des cas.
(350)
Pour cette raison, la Commission estime toujours que le niveau auquel ces engagements pourraient être financés par le gouvernement britannique devrait être plafonné. Les autorités britanniques ont par conséquent accepté de plafonner l'aide en rapport avec de tels engagements, estimés initialement à 2 185 000 000 GBP (51).
(351)
En revanche, les charges liées au déclassement de centrales nucléaires et aux engagements ne résultant pas d'un contrat sont difficiles à quantifier avec précision.
(352)
Le déclassement des centrales nucléaires constitue une activité très spécifique. L'expérience mondiale d'opérations entièrement menées à bien est très maigre (52) dans ce domaine. Les experts indiquent que les coûts d'une telle opération peuvent atteindre 15 % des coûts totaux d'investissement ou plus (53), ou 50 % de la partie nucléaire de l'investissement (54). Même si de telles estimations s'avéraient totalement valables et précises, il faudrait évaluer les coûts exacts de l'investissement initial dans une centrale pour estimer les coûts de son déclassement, ce qui serait particulièrement difficile pour les anciennes centrales comme celles de BE, pour lesquelles l'historique des coûts est très imprécis.
(353)
La plupart des centrales de BE sont en outre des centrales de type AGR (réacteur avancé refroidi au gaz), qui sont non seulement différentes des centrales existant dans les autres pays, mais aussi, dans une certaine mesure, différentes les unes des autres. Il est donc impossible d'espérer profiter de l'expérience acquise, que ce soit au Royaume-Uni ou dans d'autres pays, pour améliorer l'exactitude des prévisions des coûts de déclassement des réacteurs de BE.
(354)
De même, les engagements qui ne sont pas prévus par contrat sont par leur nature même difficiles à déterminer. Ils sont le plus souvent liés à l'évacuation définitive du combustible usé. La manière selon laquelle le combustible nucléaire sera finalement éliminé au Royaume-Uni demeure incertaine, ainsi que l'a montré l'expérience du dépôt de déchets de catégorie intermédiaire Nirex (Nirex Intermediate Level Waste Repository). L'expérience menée dans d'autres pays a aussi montré que trouver des sites pour éliminer certains types de déchets peut s'avérer problématique autant techniquement que politiquement. Il est très difficile de quantifier avec une précision suffisante le coût d'une activité pour laquelle si peu d'informations sont disponibles sur la manière dont elle sera menée à bien. Les renseignements communiqués par les autorités britanniques montrent aussi que les prévisions relatives aux coûts du stockage par des organismes d'autres États membres peuvent varier sensiblement.
(355)
Compte tenu de ce qui précède, la Commission estime qu'essayer de déterminer un coût maximal pour le déclassement et les engagements non contractuels ne serait possible qu'avec une importante marge d'erreur. Il existe un risque important de surestimation de ce coût.
(356)
C'est pourquoi la Commission considère, en l'occurrence, que fixer comme plafond d'aide un montant éminemment incertain et probablement surévalué irait en fait à l'encontre de l'exigence de limitation de l'aide au minimum nécessaire, étant donné que des marges d'incertitude peuvent, si elles ne se matérialisent pas, laisser le champ libre à des aides inutiles.
(357)
Une bien meilleure manière de s'assurer de la conformité avec le principe du minimum nécessaire consisterait à ne pas tenter d'évaluer un plafond d'aide, mais plutôt à mettre en place un mécanisme visant à assurer que les futures dépenses se limiteront au minimum.
(358)
Les autorités britanniques se sont par conséquent engagées à mettre en place, dans cette optique, une série de mécanismes. Ainsi:
a)
les catégories d'engagements dont le coût pourra être pris en charge par l'État seront précisément définies;
b)
les autorités britanniques vont étroitement contrôler ces coûts par l'intermédiaire de l'Agence du déclassement nucléaire (NDA); ce contrôle s'exercera autant ex ante qu'ex post;
c)
les activités de déclassement seront soumises à la NDA, qui s'assurera que les coûts correspondent aux normes du marché;
d)
les activités de la NDA elles-mêmes seront en dernier lieu contrôlées par le ministère britannique du commerce et de l'industrie et par le National Audit Office (Office national britannique de contrôle);
e)
pour renforcer encore le contrôle de la Commission sur la dépense, la prévision agrégée des deux engagements [par exemple 1 629 000 000 GBP (55)] servira de seuil. Dans le cas où la dépense cumulée liée à ces deux engagements excéderait ce seuil, la Commission se verra communiquer un rapport exhaustif relatif à la fois aux paiements réalisés pour régler ces engagements et aux mesures prises pour réduire ces coûts. Ce rapport sera basé sur une analyse effectuée par des experts-comptables indépendants.
(359)
Il se pourrait que certains paiements très limités, dus par BE à BNFL dans le cadre des engagements relatifs au combustible usé, excèdent le montant initialement prévu. C'est en particulier le cas lorsque des éléments de combustible usé ne sont pas conformes aux spécifications et exigent un traitement spécial. Dans un tel cas, les contrats existants entre BE et BNFL autorisent en effet que le prix normal de traitement du combustible usé soit augmenté. Dans cette éventualité, les montants à payer par l'État pour acquitter BE de ces engagements qui excèdent la prévision initiale seront fixés par rapport au seuil susmentionné de 1 629 000 000 GBP, sans que ce seuil soit modifié.
(360)
Dans le but de calculer les montants auxquels se réfèrent les considérants 350 et 358, la Commission estime que le taux de référence normal de la Commission devrait être utilisé. Étant donné toutefois la longueur de la période considérée, le taux de référence devra être réévalué tous les cinq ans (56).
(361)
Il est important de relever que le plafond et le seuil auxquels se réfèrent les considérants 350 et 358 s'appliquent à toutes les dépenses effectuées pour acquitter BE des engagements, qu'elles soient financées par le NLF ou, dans le cas d'une insuffisance de crédits du NLF, par l'État. Le mécanisme de plafond et de seuil tiendra ainsi automatiquement compte des crédits disponibles au titre du fonds.
(362)
En dernier lieu, le plan de restructuration prévoit aussi un dégrèvement fiscal se rapportant à l'augmentation de la valeur comptable des centrales de BE en raison du fait qu'une partie des engagements en rapport avec celles-ci seront assumés par le gouvernement britannique. Comme ces engagements figuraient dans les comptes de BE, leur dégrèvement partiel et potentiel en raison de l'engagement du gouvernement britannique augmente leur valeur d'un montant potentiellement égal au montant maximal couvert par le gouvernement britannique.
(363)
Selon les règles financières et comptables britanniques, cette augmentation devrait être imposable. Si le gouvernement n'en tient pas compte, cela pourrait donc conférer un avantage concurrentiel potentiel en faveur de BE au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE. L'imposition potentielle diminuerait cependant la capacité de BE à financer elle-même les engagements, ce qui augmenterait à leur tour les engagements réels du gouvernement britannique. L'élément d'aide d'État que constitue le dégrèvement fiscal peut donc être compensé partiellement ou en totalité par l'augmentation du financement final des engagements à assumer par le gouvernement. L'élément réel d'aide d'État dans le dégrèvement fiscal est seulement égal à la partie de ce dégrèvement qui n'est pas compensée par l'augmentation des paiements à effectuer par le gouvernement britannique pour honorer sa promesse de s'acquitter des engagements nucléaires.
(364)
Cette augmentation de la valeur des centrales n'est qu'artificielle, étant donné que les engagements vont demeurer jusqu'à ce qu’il soit demandé au gouvernement britannique d’intervenir comme il s’y est engagé. Si cette intervention se concrétise, elle sera prise en charge, dans la mesure du possible, par le NLF, auquel contribue BE. En outre, si le gouvernement avait dû combler l'insuffisance du financement des engagements d'une autre façon et à un autre moment, par exemple au moyen de subventions ad hoc payées au moment où les engagements étaient vraiment encourus, il est possible qu'aucun dégrèvement fiscal n'aurait alors été nécessaire.
(365)
En vertu de ce qui précède, la Commission estime que l'élément d'aide d'État contenu dans le dégrèvement fiscal n'excède pas ce qui est nécessaire pour que l'aide réponde à l'objectif de la restructuration.
(366)
La Commission relève en dernier lieu que toute augmentation des bénéfices de BE, comme dans le cas d'une hausse des prix de l'électricité, sera largement destinée à financer la contribution de BE au NLF. Une telle augmentation de la contribution de BE impliquerait automatiquement une réduction du montant de l'aide.
(367)
La Commission estime que les mécanismes décrits ci-dessus vont vraiment garantir que l'aide d'État contenue dans la mesure A sera réduite au minimum nécessaire.
c) Comment éviter que la concurrence soit faussée?
(368)
Le point 35 des lignes directrices dispose que «des mesures doivent être prises pour atténuer, autant que possible, les conséquences défavorables de l'aide pour les concurrents».
(369)
En dehors de cas exceptionnels où la taille du marché concerné est négligeable tant au niveau communautaire qu'à celui de l'EEE où la part de la société sur le marché concerné est insignifiante, de telles mesures doivent être mises en œuvre pour que l'élément d'aide d'un plan de restructuration soit compatible avec le marché commun. Elles doivent prendre la forme d'une limitation de la présence de l'entreprise sur le marché et être proportionnelles à l'effet distorsif de l'aide. Une remise en cause de la nécessité de telles mesures peut être envisagée lorsque celles-ci peuvent aboutir à une détérioration manifeste de la structure du marché.
(370)
Lorsqu’elles sont nécessaires, la forme et l'importance des mesures compensatoires dépendent de l'état du marché en termes de capacité. S'il y a une surcapacité structurelle sur le marché, les mesures compensatoires doivent prendre la forme d'une réduction irréversible de la capacité de production. S'il n'y a pas de surcapacité structurelle, des mesures compensatoires peuvent toujours s'avérer nécessaires, mais elles peuvent prendre d'autres formes que des réductions irréversibles de la capacité de production.
i) Marché concerné
(371)
La note 20 des lignes directrices indique que «(…) le marché géographique en cause comprend, en principe, l'EEE ou, selon le cas, toute partie substantielle du territoire de l'EEE si les conditions de concurrence y diffèrent de manière appréciable de celles qui prévalent dans le reste de l'EEE».
(372)
L'électricité est depuis longtemps commercialisée entre les États membres, notamment depuis l'entrée en vigueur de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité.
(373)
Cependant, le commerce de l'électricité entre les États membres est limité par des contraintes physiques du fait du nombre insuffisant des capacités d'interconnexion. Ces contraintes se révèlent être encore plus sévères lorsque des limitations géographiques restreignent les possibilités de développer de nouveaux interconnecteurs.
(374)
Dans le cadre de la politique des réseaux transeuropéens, la Commission a dressé une liste de ces goulets d'étranglement sur le marché intérieur de l'électricité. L'annexe 1 de la décision no 1229/2003/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 établissant un ensemble d'orientations relatif aux réseaux transeuropéens dans le secteur de l'énergie, et abrogeant la décision no 1254/96/CE (57) montre que le Royaume-Uni est une des régions géographiques insuffisamment reliées au reste du réseau pour permettre au marché unique de fonctionner comme une seule entité.
(375)
En plus de son caractère insulaire qui l'isole du reste du réseau d'électricité communautaire, le marché de l'électricité du Royaume-Uni se caractérise par son système très spécifique de commercialisation. Ce système de commercialisation spécifique, connu sous l'appellation de «Nouvelles règles de négoce de l'électricité» (New Electricity Trading Arrangements - NETA), se fonde le plus souvent sur des contrats bilatéraux entre les producteurs, les fournisseurs et les consommateurs, et se distingue des marchés fonctionnant avec des pools plus classiques. Les conditions de concurrence qui existent avec les NETA sont très différentes de celles pratiquées avec un système de pools, comme le démontre le fait que la transition, au Royaume-Uni, d'une structure de pool vers les NETA en 2001 a provoqué une importante baisse des prix de gros de l'électricité.
(376)
Les NETA couvrent à présent seulement l'Angleterre et le pays de Galles. Le marché écossais est cependant très lié aux NETA via l'indexation des prix de l'électricité en Écosse sur les prix constatés en Angleterre et au pays de Galles. En outre, il est prévu que les NETA soient très prochainement étendues à l'Écosse. Le marché étendu à toute la Grande-Bretagne qui en résultera devrait être opérationnel en 2005. Il convient toutefois d'indiquer que l'Écosse représentera seulement une petite partie de ce marché, car la capacité installée en Écosse n'excède guère 10 % de la capacité installée en Angleterre et au pays de Galles.
(377)
Le marché de l'électricité de l'Irlande du Nord ne sera pas relié à celui de la Grande-Bretagne dans un avenir proche. En effet, les liaisons électriques entre la Grande-Bretagne et l'Irlande du Nord sont faibles pour le moment (sa puissance nominale est de 0,5 GW, ce qui représente moins de 1 % de la capacité installée enregistrée en Grande-Bretagne). Les conditions de la concurrence en Irlande du Nord vont donc demeurer très différentes de celles de la Grande-Bretagne.
(378)
Compte tenu de ce qui précède, et étant donné que BE opère seulement en Grande-Bretagne, la Commission considère que le marché géographique concerné par l'objet de la présente décision est la Grande-Bretagne (58).
(379)
D'après les chiffres fournis par les autorités britanniques, la capacité totale installée dans les 15 États qui étaient des États membres au moment où le plan de restructuration a été notifié est d'environ 565 GW. La capacité totale installée enregistrée en Grande-Bretagne représente environ 10 % de cette valeur. En outre, le marché du Royaume-Uni, dont la Grande-Bretagne représente environ 95 %, est un des plus importants de l'EEE, devancé seulement par ceux de l'Allemagne et de la France. Il n'est donc pas possible de considérer que ce marché soit négligeable, au niveau communautaire comme à celui de l'EEE.
(380)
La capacité de BE représente environ 14 % de la capacité enregistrée en Angleterre et au pays de Galles et environ 24 % en Écosse. BE ne peut donc être considérée comme détenant une part négligeable du marché concerné.
(381)
Pour conclure, de nombreux autres acteurs, en dehors de BE, sont présents sur le marché concerné: BNFL, EDF-Énergie, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power et Powergen, pour ne citer que quelques-uns des plus importants. Si BE disparaissait, le marché concerné ne deviendrait ni un monopole ni un strict oligopole.
(382)
Les conclusions ci-dessus confirment l'analyse initiale du marché par la Commission, telle que décrite dans la décision d'ouverture de la procédure. La Commission prend acte qu'aucune des tierces parties ayant présenté des observations n'a remis en cause ces conclusions préliminaires.
ii) État des capacités sur le marché
(383)
Dans sa décision d'ouvrir la procédure, la Commission a clairement indiqué que l'évaluation de l’état des capacités sur un marché de l'électricité devait prendre en compte les spécificités physiques de l'électricité, ainsi que les perturbations potentiellement considérables que peut entraîner une panne généralisée, tant pour l'économie que pour la vie de tous les jours des citoyens. L'évaluation de l'existence d'une surcapacité structurelle doit donc inclure une marge de capacité suffisante pour permettre la satisfaction d'un pic de demande dans tous les cas de figure envisageables.
(384)
La Commission a relevé que la marge de capacité qui existait sur le marché concerné n'était pas particulièrement élevée, comparativement aux normes internationales ainsi qu'aux chiffres précédents. Elle a cependant constaté qu'il peut exister un créneau pour une faible baisse de cette marge de capacité, en comparaison avec quelques autres États membres ou avec les chiffres du Royaume-Uni en 1995/1996.
(385)
Les observations des tierces parties au sujet de l'existence d'une surcapacité structurelle ont porté principalement sur l'évolution des prix et sur l'évaluation de la marge de capacité existante en Grande-Bretagne.
(386)
Certaines tierces parties ont estimé qu'il y avait un lien entre l'évolution des prix de l'électricité et l'existence d'une surcapacité structurelle sur le marché. Elles considèrent que, sur un marché concurrentiel comme les NETA, les prix jouent le rôle d'un indicateur du besoin de capacité nouvelle. Lorsque cette capacité nouvelle s'avère nécessaire pendant une période spécifique dans l'avenir, l'insuffisance prévue des chiffres de capacité pour cette période déclencherait une augmentation des prix à terme correspondants. Ceux-ci atteindraient un niveau tel qu'ils permettraient d'amortir les coûts de construction de nouvelles centrales, ce qui provoquerait l'entrée de nouveaux acteurs sur le marché.
(387)
Actuellement, selon ces tierces parties, les prix n'auraient pas encore atteint un niveau suffisant pour provoquer une nouvelle entrée, bien qu'ils aient augmenté dans un passé récent. Cela démontrerait qu'il existe une surcapacité sur le marché.
(388)
La Commission reconnaît qu'il existe un lien entre les prix sur un marché et l'état de la capacité sur ce marché. Elle estime toutefois que des marchés de l'électricité tels que les NETA sont trop complexes pour permettre de formuler une conclusion définitive sur l'existence d'une surcapacité structurelle sur le marché à partir de la seule observation des prix.
(389)
Tout d'abord, contrairement aux marchés structurés autour d'un pool, il n'existe pas de dispositif comparable à un prix de compensation dans les NETA. Les NETA se fondent sur des contrats bilatéraux, qui peuvent prendre des formes très différentes et qui n'aboutissent pas toujours à des mécanismes d'indication de prix très transparents. Les bourses d'énergie électrique, comme UKPX, sont plus transparentes, mais elles ne représentent pas une part suffisante du marché pour permettre d'avancer des conclusions significatives. En outre, elles se focalisent sur les échanges à court terme et sont de ce fait d'une utilité limitée pour acquérir des connaissances quant aux tendances futures. Il est donc nécessaire de se fier aux indices de prix rapportés par des sources indépendantes comme Heren ou Argus. Ces indices de prix ont eux-mêmes leurs limites, étant donné qu'ils ne représentent que le marché de gros, qui constitue environ les deux tiers du total de l'électricité échangée, et sont donc inadaptés pour rendre compte des baisses de la production prévisible d'électricité qui ne sont pas les plus significatives.
(390)
En second lieu, le raisonnement suivi dans le considérant 389 se fonde sur la présomption que les prix à terme représentent fidèlement la situation future du marché. La Commission considère que cela ne sera pas forcément toujours le cas. Ces prix reflètent d'une certaine manière une situation plus complexe, qui se fonde plutôt sur la perception par l'acheteur comme par le vendeur de leur position future. Cela signifie qu'ils se basent sur des spéculations quant à la future situation du marché, qui peuvent être très éloignées de la réalité, étant donné que l'offre comme la demande sont sujettes à de nombreuses fluctuations sur ce marché. En d'autres termes, les prix à terme ne représentent pas réellement l'équilibre entre l'offre et la demande dans l'avenir, mais plutôt la vision qu'ont les acteurs à un moment donné de l'avenir de cet équilibre. Indépendamment de la fluctuation des prix du combustible, c'est une des raisons qui expliquent que les prix à terme peuvent beaucoup fluctuer dans le temps, même pour une période déterminée à l'avenir.
(391)
En troisième lieu, même si l’on admet que les prix rapportés sont absolument pertinents et reflètent fidèlement l'offre et la demande, il y a une contradiction logique entre prétendre, d’une part, que les prix ne permettent pas une couverture complète des coûts supportés par les nouveaux concurrents et, d’autre part, qu’il existe une surcapacité sur le marché, voire une surcapacité structurelle.
(392)
Il résulte de ce qui précède que la Commission estime que la seule observation des prix n'est pas un indicateur suffisamment fiable pour décider si des marchés de l'électricité comme les NETA sont dans une situation de surcapacité structurelle.
(393)
La Commission prend cependant acte que, depuis que BE connaît des difficultés, les prix à terme de la période hivernale ont sensiblement augmenté. Les diverses agences qui relèvent les prix ont prévu des chiffres supérieurs à 20 GBP/MWh pour les prix de base hivernaux des prochaines années, ces chiffres pouvant même atteindre 27 GBP/MWh (59). La tendance à la hausse semble être continue et durable. Les estimations de coûts des nouveaux concurrents se situent entre 20 GBP/MWh et 25 GBP/MWh (60).
(394)
La Commission pense que l'existence d'une surcapacité est plus facile à évaluer en analysant les chiffres physiques réels de la capacité installée et des pics de demande. La marge par laquelle la capacité installée excède le pic de demande moyen en période de froid (61) est connue sous l'appellation de marge de capacité du système. Dans ce cadre, évaluer si le marché est dans une situation de surcapacité structurelle implique d'évaluer si la marge de capacité présente et prévue est suffisante.
(395)
Il est évident qu'établir une norme quantitative invariable pour la marge de capacité suffisante est une tâche très difficile. Une telle norme devrait dépendre d'un certain nombre de paramètres variant d'un réseau à un autre. Elle dépendrait aussi beaucoup du niveau de sécurité de la production à atteindre, qui serait à son tour lié à des notions moins objectives, comme l'impact psychologique d'une période donnée sans électricité dans une région spécifique.
(396)
En outre, même si tous les paramètres matériels et psychologiques étaient sous contrôle, la marge de capacité nécessaire dépendrait aussi certainement dans une très large mesure de la structure du marché. Certains experts croient que des marchés plus libéralisés ont moins besoin de marge de capacité que des marchés centralisés fortement réglementés, bien que la plupart s'accordent pour dire qu'il est impossible de quantifier cet effet à présent, du fait de l’absence de recul historique.
(397)
Les observations des tierces parties montrent aussi des avis différents sur la marge de capacité qui conviendrait à la Grande-Bretagne. La plupart de ces remarques abordant la question citent des chiffres issus des «Seven Year Statements» (Évaluations des besoins et de l'offre à l'horizon de sept ans) de l'opérateur du réseau de l'Angleterre et du pays de Galles (National Grid Transco). Dans ces évaluations, NGTransco estime qu'une marge de capacité de 20 % devrait être le taux de référence nominal à des fins de planification. Il insinue toutefois qu'une plus faible marge de capacité pourrait être possible pour une gestion en temps réel du système, et fait référence à un taux possible de 10 % pour une telle utilisation.
(398)
Drax et Greenpeace ont proposé que ce taux de 10 % soit utilisé comme une référence appropriée pour une marge de capacité suffisante dans le but d'évaluer l'existence d'une surcapacité structurelle. D'autres organisations, y compris les instituts auxquels Greenpeace a commandé des études sur le sujet (62), ont préféré conserver la référence au taux de 20 %.
(399)
Dans ses propres observations, NGTransco a précisé lequel de ces taux devait être pris en compte pour évaluer l'existence d'une surcapacité structurelle: «En qualité d'opérateur de réseau pour l'Angleterre et le pays de Galles, nous estimons que toute marge d'une centrale inférieure au taux de 20 % ne peut pas représenter une surcapacité sur le marché de l'Angleterre et du pays de Galles.»
(400)
Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que le taux de 20 % est une base de référence fiable pour évaluer la situation de la capacité du marché en Angleterre et au pays de Galles. Bien que le marché de l'Écosse doive bientôt d'être relié à celui de l'Angleterre et du pays de Galles, il en est encore très séparé d'un point de vue physique. L'interconnexion de 2 200 MW entre les deux régions est d'une importance trop faible pour permettre une utilisation totalement souple dans le but d’équilibrer un manque ou un excédent d'électricité de chacune des régions. En fait, ce marché est presque toujours utilisé pour l'exportation d'électricité d'Écosse vers l'Angleterre et le pays de Galles. En raison de cette contrainte importante, la Commission estime que le taux de référence de 20 % devrait être augmenté en prenant en considération les données globales pour la Grande-Bretagne.
(401)
Le marché de l'Angleterre et du pays de Galles est de loin le segment géographique le plus important du marché de la Grande-Bretagne. Il est aussi le segment à partir duquel la plupart des données économiques sont établies, car les prix en Écosse sont fixés en fonction des données de l'Angleterre et du pays de Galles. La grande majorité des observations des tierces parties se concentre aussi sur le segment de l'Angleterre et du pays de Galles. La Commission a donc commencé son analyse du marché par ce segment.
(402)
L'expérience antérieure a montré que l'interconnecteur entre les deux segments était seulement utilisé pour exporter à partir de l'Écosse vers l'Angleterre et le pays de Galles. NGTransco considère que la capacité de l'interconnecteur est une source d'énergie pour l'Angleterre et le pays de Galles. Inversement, Scottish Power, qui est l'opérateur écossais responsable de la partie de l'Écosse partageant une frontière avec l'Angleterre, considère que la capacité d'interconnexion doit être affectée à l'exportation. Au vu de ce qui précède, et pour tenir compte à la fois de l'expérience antérieure et de l'hypothèse présentée par les opérateurs locaux, la Commission considérera dans le reste de la présente décision que la capacité de l'interconnecteur entre l'Angleterre et le pays de Galles et l'Écosse est attribuée à l'Angleterre et au pays de Galles.
(403)
Il existe un seul opérateur de réseau pour la totalité de l'Angleterre et du pays de Galles: NGTransco. La Commission a fondé son analyse sur la situation de la capacité pour ce segment sur les prévisions de NGTransco, qui sont périodiquement publiées dans le «Seven Year Statement» de cette entreprise.
(404)
Depuis l'ouverture de la procédure, NGTransco a revu ses prévisions relatives à la marge de capacité du marché en Angleterre et au pays de Galles. De nouvelles prévisions ont été communiquées à la Commission avec la réponse de NGTransco. Une version encore plus récente des mêmes prévisions a été rendue publique par NGTransco dans son «Seven Year Statement» de 2004 (63).
(405)
La Commission a utilisé cette dernière version, la plus récente, pour effectuer son analyse. Cette version se fonde en effet sur la même hypothèse fondamentale, en particulier pour les données relatives aux intrants, que celle prise en considération dans les prévisions qui étaient considérées comme fiables par NGTransco dans la réponse qu'elle a présentée à la Commission. Elle incorpore seulement des données plus à jour sur l'évolution du marché.
(406)
Cette prévision envisage trois scénarios. Le scénario le plus optimiste («SYS») retient l'hypothèse que la production disponible correspondra aux contrats de transport signés. Le plus pessimiste («centrales existantes ou en construction») retient l'hypothèse qu'aucune centrale, autre que celles qui existent déjà et celles qui sont en cours de construction, ne sera disponible. Le scénario intermédiaire («autorisations de construction délivrées») retient l'hypothèse selon laquelle les centrales disponibles seront celles qui existent déjà, celles qui sont déjà en cours de construction et celles pour lesquelles les autorisations nécessaires ont déjà été accordées conformément à la loi sur l'électricité (Electricity Act) et à la loi sur l'énergie (Energy Act).
(407)
Le tableau suivant résume les prévisions selon les trois scénarios.
Tableau 10
Scénarios de NGTransco relatifs à la marge de capacité de l'Angleterre et du pays de Galles en 2004
Scénario
2004/2005
2005/2006
2006/2007
2007/2008
2008/2009
2009/2010
2010/2011
«SYS»
22
21
23,1
26,8
24,5
25,6
22,5
«Autorisations de construction délivrées»
22
21,1
22,8
24,3
21,6
22,5
19,1
«Centrales existantes ou en construction»
22
21,1
18,7
17,1
14,5
12,8
9,5
Note: La marge de capacité est supérieure au pic de demande ACS. Les interconnecteurs avec la France et l'Écosse sont censés être pleinement utilisés pour les importations.
(408)
Les trois scénarios diffèrent surtout pour les dernières années, ce qui n'est guère surprenant si l’on considère que les hypothèses sur lesquelles ils reposent divergent essentiellement pour l'avenir. Ces années ne sont cependant pas assez significatives pour déterminer s’il existe actuellement une surcapacité structurelle sur le marché.
(409)
Dans les trois prochaines années, les trois scénarios prévoient une marge de capacité s'échelonnant entre 18,7 et 23,1 %, avec une moyenne d'environ 21,5 %. Cette valeur est légèrement supérieure au taux de référence de 20 %. Cependant, la différence entre 21,5 et 20 % du pic de demande Average Cold Spell - ACS (en période de froid normal) est de 1,5 % de 57 000 MW (64), ce qui correspond à 855 MW. Ce chiffre est inférieur à la capacité de toutes les centrales nucléaires de British Energy. Comme il s'agit en outre du résultat d'une moyenne statistique, la Commission estime qu'il n'est pas possible de le considérer comme assez significatif d'un point de vue statistique pour indiquer une surcapacité structurelle.
(410)
Pour les années suivantes, la différence entre les trois scénarios se creuse, et il est donc encore plus difficile d’en tirer des conclusions significatives. La Commission relève cependant que, au cours de ces années, la moyenne des trois scénarios fluctue entre 17,0 et 22,7 %, avec deux années à 20,2 % environ. Cela semble indiquer qu'il existe une tendance générale de la marge de capacité à rester réellement autour d'un taux de 20 %, en tenant compte d'une marge d'erreur.
(411)
La Commission déduit de ce qui précède qu'il n'y a pas de surcapacité structurelle sur le marché de l'électricité de l'Angleterre et du pays de Galles.
(412)
À la différence de l'Angleterre et du pays de Galles, il y a deux opérateurs de réseaux en Écosse: Scottish and Southern Electricity et Scottish Power. Ces deux opérateurs publient des prévisions pour leur propre zone régionale. Ces prévisions sont cependant moins détaillées que celles de NGTransco en ce qui concerne les scénarios envisageables pour l'avenir. C’est pourquoi la Commission a centré son analyse pour l'Écosse sur la situation actuelle, pour laquelle il est moins nécessaire d'envisager plusieurs scénarios.
(413)
Comme aucun des deux opérateurs écossais n'a présenté d'observations à la Commission dans le cadre de la présente procédure, l'analyse se fonde sur les documents rendus publics. Pour Scottish and Southern Electricity, la Commission a utilisé les chiffres fournis dans son «Seven Year Statement» de 2003 (65). Pour Scottish Power, la Commission a utilisé les chiffres fournis dans son «Seven Year Statement» d'avril 2003 (66).
(414)
Le tableau suivant résume la prévision de pic de demande et de capacité installée dans les diverses régions géographiques pour 2004/2005.
Tableau 11
Prévisions de capacité et de demande du Royaume-Uni pour 2004/2005. Tous les chiffres sont en MW
Capacité connectée au réseau de Scottish Power
7 127
Capacité connectée au réseau de Scottish and Southern Electricity
2 844
Capacité connectée au réseau NGTransco, interconnecteurs (non compris)
63 998
Capacité de l'interconnecteur Irlande/Écosse
500
Capacité de l'interconnecteur France/Angleterre
2 000
Capacité disponible en Grande-Bretagne
76 469
Demande maximale dans le secteur de Scottish Power
4 269
Demande maximale dans le secteur de Scottish and Southern Electricity
1 684
Pic de demande ACS dans le secteur de NGTransco
55 900
Pic de demande agrégée (67)
61 853
(415)
La marge de capacité pour la Grande-Bretagne est donc d'environ 23,6 % (68). Ce taux est plus élevé que le taux de référence de 20 % auquel se réfère le considérant 400, mais, ainsi que cela a été mentionné, le taux de référence de 20 % qui s'applique à un réseau flexible comme celui de l'Angleterre et du pays de Galles doit être augmenté pour tenir compte des contraintes de réseaux comportant des goulets d'étranglement. En outre, ces chiffres s'appuient sur l'hypothèse que les deux interconnecteurs avec l'Irlande du Nord et la France sont disponibles à pleine capacité pour les importations, ce qui n'est pas toujours assuré. Au cas où ces interconnecteurs seraient utilisés pour l'exportation au moment du pic de demande ACS, leur capacité ne devrait pas être prise en compte dans la capacité nette disponible et devrait être ajoutée à la demande d'électricité, ce qui ramènerait à 15,5 % la marge de capacité.
(416)
Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère qu'il n'y a pas de surcapacité structurelle statistiquement significative sur le marché de la Grande-Bretagne.
(417)
Compte tenu de ce qui précède, la Commission juge qu'il n'y a pas de surcapacité structurelle sur le marché concerné.
(418)
Des mesures compensatoires sous forme d'une réduction irréversible de la capacité de production ne sont donc pas obligatoires.
iii) Incidence de l'aide pour la concurrence sur le marché concerné
(419)
Étant donné qu'il n'y a pas de surcapacité structurelle sur le marché concerné, la Commission doit examiner la nécessité des mesures compensatoires et la forme qu'elles doivent prendre en fonction des caractéristiques de l’affaire en cause. Les éventuelles mesures compensatoires devront prendre en compte les effets potentiellement distorsifs de l'aide sur la concurrence.
(420)
Les autorités britanniques déclarent que les mesures d'aide n'ont aucune incidence sur la concurrence. Selon elles, au sein des NETA, la capacité économique des centrales à produire est fonction des coûts marginaux à court terme («SRMC»). À un moment donné, le marché fonctionne comme si les centrales étaient classées en fonction de leurs SRMC, des plus bas aux plus élevés, jusqu'à ce que leur capacité cumulée atteigne le niveau de la demande. Le prix de l'électricité à ce moment-là est déterminé en vertu des SRMC de la dernière centrale du classement, appelée centrale marginale.
(421)
Selon les autorités britanniques, l'aide est uniquement destinée aux centrales nucléaires. Elle ne changera pas leurs SRMC à un niveau tel que cela modifierait leur rang dans le classement des SRMC. En outre, les SRMC des centrales nucléaires de BE seraient tels qu'ils seraient toujours inférieurs aux SRMC de la centrale marginale. L'aide n'aurait jamais d'incidence sur la capacité des concurrents de BE à produire ni sur les prix auxquels ils peuvent vendre l'électricité qu'ils produisent. Il n'y aurait donc aucun impact sur les concurrents de BE.
(422)
La Commission considère que le raisonnement des autorités britanniques pourrait s'appliquer à un marché parfait fondé sur une procédure unique d'enchères totalement transparente. Toutefois, ainsi qu’il a été dit aux considérants 389 et 390, les NETA ne constituent pas un tel marché.
(423)
La Commission pense que l'aide peut avoir une incidence sur les concurrents de BE de différentes façons. Deux éléments peuvent avoir une incidence importante sur la concurrence.
(424)
Tout d'abord, BE ne possède pas que des centrales nucléaires. Elle détient aussi la centrale thermique à charbon d'Eggborough, qui présente à elle seule une capacité totale aussi importante que celle de certains de ses concurrents.
(425)
BE pourrait utiliser l'aide qu'elle reçoit pour ses centrales nucléaires au profit de la centrale thermique d'Eggborough.
(426)
Elle pourrait par exemple utiliser cet argent afin d'équiper Eggborough avec une installation de désulfurisation des gaz de combustion qui lui permettrait de se conformer à la nouvelle réglementation environnementale, ce qui prolongerait alors de façon significative l'espérance de vie de la centrale.
(427)
BE pourrait aussi faire le choix d'employer les financements octroyés au titre de l'aide pour acheter plus d'équipements de production non nucléaire.
(428)
De l'avis général, BE a besoin d'un plus grand nombre de sources flexibles de production d'électricité pour compenser la non-flexibilité de ses installations nucléaires. Chaque fois que l'aide autorise BE à étendre sa gamme non nucléaire, elle lui permet d'avoir un meilleur accès interne à une production flexible, et accroît par conséquent sa faculté de présenter de meilleures offres à ses clients, tout en diminuant en même temps son besoin d'acheter auprès de ses concurrents de la production flexible.
(429)
En second lieu, les NETA ne sont pas un marché unique. Les NETA comprennent en particulier un segment de gros, sur lequel les producteurs vendent l'électricité aux fournisseurs, et un segment de vente directe aux entreprises (Direct Sales to Business - «DSB»), sur lequel les producteurs vendent directement l'électricité aux grands utilisateurs.
(430)
Les producteurs vendent généralement l'électricité sur le marché DSB avec une prime par rapport au marché de gros (69). Il est donc préférable pour un producteur de vendre l'électricité sur le segment du marché DSB.
(431)
Pour analyser l'incidence de l'aide, il faut non seulement examiner le volume global de l'électricité vendue par chaque producteur, mais aussi la répartition des ventes de celui-ci sur les segments des marchés de gros et DSB.
(432)
Un élément du plan de restructuration de BE vise à accroître la part de l'entreprise sur le segment DSB. L'entreprise devra à cette fin tenter d'offrir aux clients de ce segment un prix concurrentiellement bas par rapport aux prix de gros de l'électricité. BE pourra financer tout ou partie de cette offre concurrentielle à travers la baisse des SRMC de ses centrales nucléaires.
(433)
Par conséquent, même si le classement SRMC des centrales de BE peut rester identique et n'avoir en effet aucune incidence sur la charge de ses concurrents, la variation du niveau de ces coûts va permettre à BE de déplacer une partie de ses ventes du marché de gros vers le marché DSB. Cela va provoquer le déplacement d'une partie de la production des concurrents du DSB vers le marché de gros. L'aide est de ce point de vue susceptible d'accroître les profits de BE et de diminuer ceux de ses concurrents.
(434)
Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère que l'aide a une incidence significative sur les concurrents de BE, et que des mesures compensatoires sont nécessaires pour atténuer cette incidence.
iv) Mesures compensatoires devant être mises en œuvre
(435)
Les mesures compensatoires doivent trouver un équilibre entre la nécessité de diminuer l'incidence de l'aide sur les concurrents et le besoin de préserver les perspectives de rentabilité de l'entreprise bénéficiaire.
(436)
La Commission considère à cette fin que les mesures compensatoires devraient précisément viser les mécanismes par lesquels l'aide peut être néfaste aux concurrents de BE.
(437)
Cela signifie que les mesures compensatoires devraient en l’espèce garantir que BE ne va pas employer l'aide accordée par le gouvernement dans le but d'accroître indûment sa gamme de production flexible ou de conquérir des parts du marché DSB.
(438)
Cet objectif a amené la Commission à demander trois mesures compensatoires. Celles-ci ont été proposées par les autorités britanniques sur la base des mesures suggérées par les concurrents de BE dans leur réponse.
(439)
Ainsi qu'il est expliqué au considérant 437, un des moyens par lequel l'aide pourrait potentiellement avoir une plus grande incidence sur les concurrents de BE serait que, au lieu de financer les charges induites par le parc nucléaire de BE ainsi qu'il est prévu, l'aide soit utilisée dans le but d'améliorer la capacité de production non nucléaire de l'entreprise.
(440)
Cela permettrait à BE de se mesurer plus facilement aux centrales de ses concurrents (70) et lui donnerait un meilleur accès à une production flexible que celui dont elle dispose actuellement, ce qui diminuerait par conséquent le besoin de BE d'acquérir cette flexibilité à l'extérieur.
(441)
Afin de parer à cette éventualité, les diverses activités de BE devraient être scindées en entités juridiques distinctes disposant de comptes séparés.
(442)
À cette fin, la structure de BE devra être modifiée de telle manière que la production nucléaire, la production non nucléaire, les ventes sur le marché de gros et les ventes directes aux entreprises soient effectuées par des filiales distinctes. L'aide devra être exclusivement destinée à l'activité de production nucléaire.
(443)
Il convient que le financement croisé entre les diverses filiales soit interdit.
(444)
Cette interdiction devra être mise en œuvre dans toute la mesure du possible au travers du régime d'octroi de licences des entreprises et elle devra être contrôlée par le régulateur du réseau électrique de Grande-Bretagne: l'OFGEM. La Commission reconnaît toutefois que les licences des opérateurs ne peuvent pas être modifiées librement par l'OFGEM, qui est dans l'obligation de consulter les tierces parties sur de telles modifications et de prendre en compte les observations que celles-ci lui adressent.
(445)
Dans le cas où l'OFGEM ne serait pas en mesure de modifier une des licences de BE de manière à interdire le financement croisé, le gouvernement britannique devra fournir à la Commission un engagement non limité dans le temps ayant un effet similaire. Dans ce cas, afin de continuer à garantir que le commerce entre les filiales ne contient pas des éléments de financement croisé, les autorités britanniques communiqueront à la Commission un rapport annuel démontrant qu'aucun financement croisé de cette sorte n'a été opéré. Ce rapport doit se fonder sur une analyse menée par des experts-comptables indépendants.
(446)
Les autorités britanniques se sont engagées à mettre en œuvre cette mesure compensatoire.
(447)
La mesure compensatoire no 1 devrait en principe suffire pour garantir que BE n'emploie pas l'aide reçue pour ses réacteurs nucléaires dans le but d'améliorer ou d'agrandir son parc non nucléaire existant.
(448)
Toutefois, étant donné la complexité du secteur de l'électricité et en particulier l'étendue des relations entre les différents acteurs que les NETA autorisent, la Commission estime qu'il est nécessaire d'introduire d'autres mesures, plus spécifiques, afin de mieux s'assurer que BE n'utilise pas l'aide qu'elle reçoit pour ses réacteurs nucléaires dans d'autres domaines de son activité.
(449)
En outre, bien que la situation de la capacité sur le marché ne justifie pas économiquement d'imposer des réductions de capacité à BE, la Commission juge qu'il faut néanmoins exiger de BE de ne pas élargir le champ de ses activités.
(450)
Afin de faire face à ces préoccupations, une série d'interdictions devra être imposée à BE en ce qui concerne son expansion possible dans les secteurs de production où ses concurrents sont actifs.
(451)
Un type spécifique de capacité devra être défini à cette fin («la capacité restreinte»). Cette capacité comprend:
a)
la capacité opérationnelle des centrales à combustibles fossiles dans l'Espace économique européen,
et
b)
la capacité opérationnelle des grandes centrales hydrauliques (71) au Royaume-Uni.
(452)
Il sera interdit à BE, pour une période de six ans à compter de la date de la présente décision, de détenir ou d'avoir un droit de contrôle sur la capacité restreinte excédant 2 020 MW, ce qui correspond à la capacité de ses sites existants d'Eggborough (1 970 MW) et de District Energy (50 MW).
(453)
La raison de la nécessité d'interdire toute augmentation de la capacité «combustible fossile» de BE est expliquée au considérant 437. La Commission considère qu'il convient d'étendre l'interdiction aux grandes centrales hydroélectriques afin d'éviter tout risque que BE puisse acquérir l’une de ces centrales hydroélectriques, notamment en Écosse.
(454)
L'interdiction durera six ans, ce qui est à peu près le double du temps nécessaire à la construction d'une centrale électrique à turbine à gaz à cycle combiné (CCGT).
(455)
L'objectif de l'interdiction est d'empêcher BE d'acquérir plus de flexibilité qu'elle n'en a actuellement avec sa centrale nucléaire d'Eggborough, qui devrait être suffisante pour assurer sa rentabilité.
(456)
La Commission est toutefois consciente que, en vertu du plan de restructuration, le consortium bancaire qui a accordé le financement du projet d'Eggborough conservera la possibilité d'acheter Eggborough à BE. Si les banques décidaient d'exercer cette option, BE serait privée de sa seule source de flexibilité, que la Commission reconnaît nécessaire au succès du plan de restructuration. BE sera autorisée dans ce cas à préparer le remplacement d'Eggborough dès qu'elle se verra notifier par les banques leur intention d'exercer leur option.
(457)
C'est pourquoi la Commission estime qu'il devrait y avoir une exception à l'interdiction dans l'hypothèse où les banques exerceraient leur option, afin de permettre à BE d'acquérir une source de flexibilité pour remplacer Eggborough, ou bien dans le cas où Eggborough deviendrait définitivement indisponible pour une raison ne dépendant pas de BE. Cela ne devrait pas avoir en fin de compte pour résultat d'autoriser BE à acquérir plus de capacité au titre de la flexibilité qu'elle n'en a actuellement ni à employer cette capacité de substitution pour réaliser des bénéfices pendant la période de chevauchement possible entre la fin de la construction de nouvelles capacités et l'arrêt d'Eggborough.
(458)
Compte tenu de ce qui précède, BE devra être autorisée à posséder ou détenir des droits de contrôle sur plus de 2 020 MW de capacité restreinte, pour la période située entre la date à laquelle elle recevra la notification des banques et la date à laquelle BE ne pourra plus disposer de la capacité d'Eggborough, ou la fin de la période de six ans visée au considérant 452 si celle-ci précède la date à laquelle BE ne pourra plus disposer de la capacité d'Eggborough, à la condition que BE n'exploite pas la capacité restreinte excédant 2 020 MW ou qu'elle renonce à tout contrôle ou utilisation de cet excédent de capacité restreinte.
(459)
À compter du moment où Eggborough deviendra indisponible pour BE, celle-ci sera autorisée à posséder elle-même une capacité restreinte de 2 222 MW au plus ou à détenir un droit de contrôle sur une telle capacité, selon les dispositions du considérant 458 ou dans le cas d'un événement de force majeure ou bien d'une panne irréparable, à la condition que jusqu'à la fin de la période de six années mentionnée au considérant 452, elle déclare à l’opérateur de réseau une capacité restreinte de 2 020 MW et n'exploite pas plus de 2 020 MW de cette capacité. Cette disposition vise à autoriser BE à acquérir plus de flexibilité pour le remplacement d'Eggborough, sans assouplir l'interdiction dans la pratique.
(460)
En dernier lieu, en complément des restrictions concernant la capacité limitée, telles que définies au considérant 451, et afin de respecter l'esprit des lignes directrices sur la nécessité de ne pas autoriser les bénéficiaires à utiliser l'aide d'État dans le but d'accroître leur part de marché, BE devrait aussi se voir interdire de détenir, dans l'Espace économique européen, d'autres installations de production nucléaire que celles qu'elle possède actuellement, sans autorisation préalable de la Commission, pendant les six années qui suivent la date de l'adoption de la présente décision.
(461)
Les autorités britanniques se sont engagées à mettre en œuvre cette mesure compensatoire.
(462)
Ainsi que le précise le considérant 437, l'aide serait de même mal utilisée si, plutôt que de viser à couvrir les coûts des réacteurs nucléaires de BE, elle était employée par cette entreprise pour acquérir indûment des parts sur le marché DSB, qui est plus rentable.
(463)
Le caractère sensible de cette mauvaise utilisation potentielle est démontré en particulier par le contenu des observations communiquées à la Commission par une tierce partie qui souhaite conserver l'anonymat (72). Même si BE n'offre pas, à vrai dire, des prix anormalement inférieurs aux normes du marché, le simple fait de suggérer qu'elle pourrait le faire grâce à l'aide pourrait aussi être dommageable pour ses concurrents, étant donné que ceux-ci devraient traiter avec des clients qui ont des attentes commercialement faussées.
(464)
La Commission estime donc qu'il est nécessaire d'accroître les garanties déjà offertes par la mesure compensatoire no 1 par une mesure compensatoire plus spécifique visant le comportement de BE sur le marché DSB. Il convient donc d'exiger que BE n'aie pas sur ce marché un comportement différent de celui normalement adopté par ses concurrents.
(465)
À cette fin, il convient d'interdire à BE de proposer, sur le marché DSB, des prix inférieurs aux prix en vigueur sur le marché de gros. La durée de cette mesure devra être de six ans à compter de la date de la présente décision, comme pour la mesure compensatoire no 2.
(466)
Le respect par BE de l'interdiction devra être contrôlé par un organisme indépendant, sélectionné au moyen d'une procédure d'appel d'offres transparente organisée par les autorités britanniques. L'organisme indépendant communiquera annuellement un rapport à la Commission.
(467)
Dans le passé, les prix du marché DSB ont toujours suivi l'évolution des prix du marché de gros, avec une prime. Cette interdiction garantira que BE ne se comporte pas commercialement d'une façon autre que ses concurrents.
(468)
Les NETA n’ont cependant que trois ans. Il n'est pas impossible qu'au cours des six années à venir, la relation entre le marché DSB et le marché de gros puisse momentanément différer de ce qui a été observé jusqu'à présent. Il est permis d'imaginer par exemple que le marché de gros devienne non liquide pour une certaine période, ce qui pourrait engendrer des prix anormalement élevés sur ce marché. Dans ce cas, la Commission considère que, afin de ne pas perdre leurs clients, les producteurs offriront certainement, sur le marché DSB, des prix qui seront quelque peu inférieurs à ceux du marché de gros. Si une telle hypothèse se réalisait et que BE n'ait pas la capacité d'agir en conséquence, elle pourrait bien perdre sa clientèle sur le marché DSB, ce qui mettrait en péril l'objectif de sa restructuration.
(469)
Il est donc nécessaire que BE conserve une certaine flexibilité pour s'adapter à de tels cas exceptionnels. Sa marge de manœuvre devrait toutefois être très limitée, décrite en termes objectifs, et contrôlée étroitement pour éviter des abus. Les critères permettant à BE d'utiliser sa marge de flexibilité doivent pouvoir être analysés ex ante afin d'éviter des abus.
(470)
Étant donné qu'il existe bien moins de données fiables sur les prix du marché DSB que sur les prix du marché de gros, il est très difficile de savoir, pendant une période de négociation de contrats DSB, si les prix proposés sur le marché DSB seront inférieurs aux prix du marché de gros. Il en résulte que les critères objectifs mentionnés au considérant 469 ne peuvent pas être directement fondés sur une vérification attestant que les concurrents de BE offrent des prix DSB inférieurs aux prix du marché de gros. Les critères doivent plutôt se référer à des indications indirectes auxquelles BE peut accéder à court terme, et qui pourraient signaler que le marché de gros est devenu non liquide et qu'une tarification au prix ou au-dessus du prix du marché de gros sur le marché DSB n'est plus viable commercialement.
(471)
Les critères devront être les suivants:
a)
lors de toute période de […], (s'achevant au plus tard […] avant la date à laquelle BE invoque des circonstances exceptionnelles sur le marché) […] des clients finals non résidentiels réels de BE auxquels BE a présenté des offres de fourniture aux termes desquelles la marge sur l'élément d'offre d'électricité du contrat par rapport au prix de gros en cours est […], ont rejeté l'offre de BE;
b)
les volumes échangés sur le marché de gros de l'électricité pour une période de […] sont tombées à moins de […] de la moyenne de ceux échangés pendant la même période lors des derniers (dernières) […] pour lesquels (lesquelles) des informations sont disponibles;
c)
BE offre de fournir un minimum de […] d'électricité sur le marché de gros […] et ce volume n'est pas vendu dans un délai de […] heures.
(472)
Le même organisme indépendant qui contrôle que BE se conforme à l'interdiction devrait être chargé de vérifier si le critère a), conjugué au critère b) ou bien au critère c), est rempli et si BE sait que tel est le cas. Si c'est bien le cas, BE devra être autorisée à établir, sur le marché DSB, des prix inférieurs aux prix du marché de gros pour une période de […] à compter de la décision de l'organisme indépendant. Cette période peut être prorogée par une décision de l'organisme indépendant si des conditions exceptionnelles sont toujours constatées sur le marché. Pendant une période de […], BE sera obligée d'agir de bonne foi et d'offrir des rabais qui sont comparables à ceux qu'elle peut raisonnablement estimer qu'offrent ses concurrents. L'organisme indépendant devra évaluer a posteriori que BE applique bien ce critère, lorsque la période de […] sera terminée.
(473)
Dans un but de transparence, l'organisme indépendant devra publier, à la fin des périodes de négociation des contrats, une déclaration confirmant qu’il y a bien eu des circonstances exceptionnelles sur le marché et quelle en a été la durée. L’intégralité de cette déclaration devra être transmise à la Commission.
(474)
Les autorités britanniques se sont engagées à mettre en œuvre cette mesure compensatoire.
v) Mesures compensatoires examinées, mais écartées, par la Commission
(475)
La Commission juge que les trois mesures compensatoires décrites à la section O suffisent pour compenser l'effet potentiellement distorsif de l'aide sur la concurrence, et qu'elles respectent par conséquent les exigences figurant au point 39 ii) des lignes directrices. Elles doivent aussi être considérées comme des conditions spécifiques liées à l'autorisation de l'aide au sens du point 42 ii) de ces lignes directrices.
(476)
D'autres mesures compensatoires possibles ont été proposées par des tierces parties.
(477)
Greenpeace a proposé que les centrales nucléaires de BE soient fermées en plusieurs phases. La Commission considère que, en raison de l'absence de surcapacité sur le marché concerné, demander la fermeture des installations de production de BE serait disproportionné par rapport à la distorsion de concurrence que provoque l'aide.
(478)
Powergen a proposé la fermeture du réacteur de Dungeness B, étant donné que celui-ci est l'installation la moins rentable de BE. La question de la viabilité de Dungeness B a déjà été abordée à la section VI.3.a) susmentionnée. La Commission prend acte qu'il est déjà prévu de fermer Dungeness B en 2008 et que, selon les données fournies par NGTransco à propos des délais requis pour la notification de fermetures importantes, Dungeness B ne pourrait être fermée au plus tôt qu'au milieu de l'année 2007. La Commission considère qu'un changement aussi mineur ne peut justifier les dépenses qu'il occasionnerait.
(479)
Drax a proposé d'écarter les installations nucléaires de BE du marché concurrentiel en créant un système d'achat obligatoire d'électricité d'origine nucléaire à un tarif fixe, qui serait semblable à une obligation reconductible. Cela impliquerait que BE devienne en pratique totalement et indéfiniment aidée par l'État, ce qui serait totalement en contradiction avec la politique communautaire de la concurrence.
(480)
Drax a proposé d'accorder à BNFL une plus grande part des bénéfices potentiels de BE si les prix de l'électricité augmentent, afin de diminuer le montant de l'aide. Ainsi qu’il a été dit à la section VI.2.b) ci-dessus, la Commission est parvenue à la conclusion que la mesure B ne comprenait pas d'éléments d'aide d'État. Accorder à BNFL une plus grande part des gains possibles de BE aurait pour effet d'augmenter l'aide, étant donné que cela diminuerait le flux de liquidités disponible de BE et, par conséquent, sa contribution au NLF. Une telle éventualité est inacceptable pour la Commission.
(481)
Drax a proposé que la centrale d'Eggborough soit cédée. La Commission reconnaît que la cession d'Eggborough n'irait pas à l'encontre de la nécessité de préserver une marge de capacité dans le réseau électrique, étant donné que la centrale serait très probablement maintenue en exploitation par son nouveau propriétaire. Toutefois, afin d'être en mesure d'accomplir son plan de restructuration et de retrouver sa viabilité, BE doit obtenir un accès à une source de production d'électricité flexible. Si BE cède Eggborough, elle devrait alors acquérir cette flexibilité à partir de sources externes.
(482)
Sur la base d'essais, les autorités britanniques sont parvenues à la conclusion qu'il ne serait pas économique pour BE d'acheter à d'autres producteurs les services qu'elle obtient d'Eggborough. Ces services consistent en une assurance contre les défaillances imprévues des réacteurs nucléaires, en une adaptation des livraisons d'électricité en fonction de contrats commerciaux et en une flexibilité dans le but d'assurer la maintenance prévue des réacteurs. Les autorités britanniques ont indiqué que BE économiserait en tout 11 millions de GBP par an si elle conservait Eggborough. Cette estimation se fonde sur les coûts d'Eggborough, ce qui signifie que BE est en mesure d'obtenir les mêmes services aux mêmes coûts rien qu'en possédant une autre centrale. Acheter ces services sur le marché serait bien plus onéreux, à supposer que ce soit possible.
(483)
Compte tenu de ce qui précède, la Commission considère qu'exiger de BE de céder Eggborough ferait peser une menace sur les perspectives de retour de BE à la viabilité et serait disproportionné. La Commission juge que les mesures compensatoires nos 1 et 2 susmentionnées imposent le même type de restriction d'une manière mieux proportionnée.
(484)
Powergen a proposé d'imposer un plafond à la part du marché DSB occupée par BE. La Commission estime qu'imposer un tel plafond serait préjudiciable à la concurrence sur ce marché. La mesure compensatoire no 3 sera plus efficace pour atténuer l'incidence de l'aide sur les concurrents, sans limiter la faculté de BE de proposer de son propre chef des offres concurrentielles sur le marché.
(485)
Powergen a suggéré d'interdire à BE d'accéder aux nouveaux marchés de détail. Cette mesure affecterait surtout le marché des ménages, qui est à présent approvisionné uniquement par des fournisseurs. La Commission considère qu'une telle restriction priverait les clients d'une source possible de concurrence sur un marché qui est d'ores et déjà le segment le moins concurrentiel du marché de l'électricité britannique (73). La Commission estime que la mesure compensatoire no 1 sera à cet égard suffisante pour garantir que, au cas où BE souhaiterait intégrer ce marché, elle le fasse avec ses propres moyens, sans fausser la concurrence d'une manière injustifiée.
(486)
Pour conclure, la Commission estime que toutes les autres mesures compensatoires proposées par les tierces parties ayant présenté des observations sont parties intégrantes des trois mesures compensatoires qui ont été sélectionnées par la Commission.
d) Mise en œuvre complète du plan de restructuration
(487)
La société devra intégralement mettre en œuvre le plan de restructuration proposé par la Commission. Le gouvernement britannique s'est engagé à garantir la pleine application du plan de restructuration, si celui-ci est approuvé.
e) Contrôle et rapport annuel
(488)
Si les mesures d'aide sont approuvées, le gouvernement britannique s'est engagé à présenter un rapport à la Commission dans les six mois qui suivent cette approbation et, par la suite, des rapports annuels, afin que la Commission puisse contrôler les progrès de BE jusqu'à ce que la situation se soit stabilisée à un niveau tel que la Commission ne juge plus nécessaire de se voir communiquer d'autres rapports.
VII. CONCLUSION
(489)
La Commission conclut que, dans la mesure où elles respectent les lignes directrices relatives aux aides au sauvetage et à la restructuration et se conforment aux objectifs du traité Euratom, les aides en question sont compatibles avec le marché commun,
A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:
Article premier
L'aide que le Royaume-Uni envisage de mettre en œuvre dans le cadre de la mesure A du plan de restructuration de British Energy plc («British Energy») notifié à la Commission le 7 mars 2003, qui consiste en l'engagement par le gouvernement du Royaume-Uni de prendre en charge:
a)
le paiement des engagements liés à la gestion du combustible usé chargé dans les réacteurs nucléaires de British Energy avant la date effective du plan de restructuration, pour autant que les dépenses liées à ces engagements, à l'exception des engagements antérieurs additionnels tels que définis dans l'accord relatif au financement des engagements antérieurs conclus entre British Energy et le gouvernement du Royaume-Uni, n'excèdent pas 2 185 000 000 GBP à la valeur de décembre 2002,
et
b)
toute insuffisance des ressources du Fonds pour les engagements nucléaires, pour ce qui est du paiement des engagements liés au déclassement des installations nucléaires de British Energy, les engagements non contractuels de British Energy et les engagements antérieurs additionnels, tels que définis dans l'accord relatif au financement des engagements antérieur, conclus entre British Energy et le gouvernement du Royaume-Uni,
est compatible avec le marché commun et les objectifs du traité Euratom, sous réserve du respect des conditions énoncées aux articles 2 à 10.
Article 2
1. Le Royaume-Uni garantit que le plan de restructuration, tel que communiqué à la Commission par le Royaume-Uni, sera intégralement mis en œuvre.
2. Le Royaume-Uni présente un rapport sur la mise en œuvre de la restructuration dans un délai de six mois à compter de la présente décision et, par la suite, suivant un rythme annuel, jusqu'au moment où la Commission l'informera que les rapports ne sont plus nécessaires.
Article 3
Dès que les dépenses correspondant aux engagements mentionnés au point b) de l'article 1er dépassent 1 629 000 000 GBP à la valeur de décembre 2002, le Royaume-Uni communique à la Commission des rapports additionnels exhaustifs démontrant que les paiements du gouvernement se limitent à couvrir les engagements mentionnés dans ce point, et que des mesures appropriées ont été prises pour limiter les dépenses au minimum nécessaire à l'apurement de ces engagements. Ces rapports sont remis annuellement. Ils sont joints aux rapports annuels visés à l'article 2.
Article 4
Pour calculer les montants selon la valeur de décembre 2002 à laquelle font référence les articles 1er et 3, le Royaume-Uni utilise le taux de référence et d'actualisation prévu par la Commission pour le Royaume-Uni, en mettant ce taux à jour tous les cinq ans.
Article 5
1. Le Royaume-Uni exige que British Energy s'engage, au plus tard le 1er avril 2005, à:
a)
séparer son activité de fourniture d'électricité de British Energy Generation Limited et à l'instituer en une filiale distincte de British Energy plc (ou de son successeur éventuel);
b)
regrouper les activités de production nucléaire existantes au sein d’une seule entreprise,
et
c)
mettre en œuvre tous ses efforts pour obtenir des modifications des licences en vertu de la loi sur l'électricité («Electricity Act») de 1989 ou, si de telles modifications des licences ne peuvent pas être obtenues, à prendre des engagements fermes envers le gouvernement du Royaume-Uni, pour une durée illimitée, afin que i) British Energy traite ses activités de production d'électricité nucléaire et non nucléaire existantes comme des activités distinctes aux fins de l’octroi des licences (ou aux fins de tout engagement envers le gouvernement du Royaume-Uni), et que ii) l'activité de production d'électricité nucléaire existante n'accorde aucun financement croisé au bénéfice de toute autre activité du groupe British Energy.
2. Dans le cas où l'engagement figurant au point c) n'est pas mis en œuvre au moyen d'une clause figurant dans les licences, le Royaume-Uni communique à la Commission un rapport annuel démontrant qu'il n’y a eu aucun financement croisé à partir de l'activité de production d'électricité nucléaire existante en faveur de toute autre activité du groupe British Energy. Ce rapport se fonde sur une étude réalisée par des experts-comptables indépendants. Il peut être joint au rapport mentionné dans l'article 2. Cette disposition ne préjuge pas la possibilité d’avoir par la suite recours à une clause figurant dans les licences, si cela s'avère possible.
3. Dès que les obligations incombant au Royaume-Uni en vertu des paragraphes 1 et 2 sont remplies, celui-ci en informe la Commission.
Article 6
Le Royaume-Uni exige que British Energy s'engage, pour une période de six ans à compter de la date de la présente décision, à ne pas posséder ni détenir de droits de contrôle sur:
-
les capacités de production opérationnelles enregistrées fonctionnant avec des combustibles fossiles (74) dans l'Espace économique européen,
ou
-
les capacités de production enregistrées au Royaume-Uni, telle qu'elles sont définies dans l'instruction relative aux énergies renouvelables de 2002 (Renewables Obligation Order),
(les deux types de capacité sont dénommés ci-après «capacité restreinte») qui dépassent au total 2 020 MW sous réserve que:
a)
pendant une période d'attente avant cession (telle que définie ci-après), British Energy soit autorisée à posséder ou à détenir des droits de contrôle sur la capacité restreinte excédant 2 020 MW à condition qu'elle n'utilise pas un tel excédent de capacité restreinte ou abandonne tout contrôle et intérêt opérationnel dans l'excédent de capacité restreinte ou dans l'électricité produite à partir de l'excédent de capacité restreinte. À cette fin, la période «d'attente avant cession» est la période comprise entre:
i)
la réception par Eggborough Power Limited ou Eggborough Power Holdings Limited d'une notification annonçant: 1) qu'une option d'achat sur les actions d'Eggborough Power Limited ou sur la centrale d'Eggborough sera exercée, ou 2) que n'importe laquelle des garanties sur les actions d'Eggborough Power Limited ou de la centrale d'Eggborough sera exercée,
et
ii)
la date à laquelle le groupe British Energy ne peut plus disposer de la capacité de production enregistrée de la centrale d'Eggborough;
b)
si une des options de vente des actions d'Eggborough Power Limited ou de la centrale d'Eggborough est exercée, British Energy soit autorisée à posséder ou détenir des droits de contrôle sur une capacité restreinte n'excédant pas 2 222 MW, à condition qu'elle déclare à l'opérateur du réseau d'électricité national posséder une capacité restreinte de 2 020 MW et n'exploite pas plus de 2 020 MW de capacité restreinte,
ou
c)
si la capacité des centrales d'Eggborough devient indisponible pour le groupe British Energy en raison d'une panne irréparable ou d'un cas de force majeure, British Energy soit autorisée à posséder ou détenir des droits de contrôle sur une capacité restreinte n'excédant pas 2 222 MW, à condition qu'elle déclare à l’opérateur du réseau d’électricité national une capacité restreinte de 2 020 MW et n'exploite pas plus de 2 020 MW de capacité restreinte.
Article 7
Le Royaume-Uni exige que British Energy s'engage, pour une période de six ans à compter de la date de la présente décision, à ne pas posséder ou détenir de droits de contrôle sur des capacités de production nucléaires opérationnelles dans l'Espace économique européen autre que ses installations de production nucléaire existantes ou que ses contrats d'exploitation ou de maintenance, dans les cas où British Energy n'est pas concernée par la production d'électricité, sans l'accord écrit préalable de la Commission.
Article 8
Le Royaume-Uni nomme, dans les quatre mois suivant la présente décision, et selon une procédure ouverte et transparente, un expert indépendant qui sera chargé de contrôler que BE respecte les conditions définies à l'article 9 (ci-après dénommé «l'expert indépendant»). Le Royaume-Uni informe sans délai la Commission de cette nomination.
Article 9
1. Le Royaume-Uni exige que British Energy s'engage:
a)
pour une période de six ans suivant la nomination de l'expert indépendant, à ne pas proposer d'approvisionner les clients finals non résidentiels qui achètent l'électricité directement à British Energy à des conditions dans lesquelles le prix de l'élément «électricité» du contrat avec les clients est inférieur au prix courant du marché de gros, sous réserve que, en cas de circonstances exceptionnelles affectant le marché (lorsque certains critères objectifs sont jugés remplis par l'expert indépendant selon les dispositions de l'article 10 ci-après «des circonstances exceptionnelles affectant le marché»), British Energy soit autorisée, tant que ces circonstances persistent, à établir de bonne foi le prix de l'élément «électricité» du contrat à un niveau inférieur à celui qui a cours sur les prix du marché de gros, s’il est nécessaire de permettre à British Energy de faire face à la concurrence, aux conditions de l'article 10,
et
b)
à coopérer de bonne foi avec l'expert indépendant et à satisfaire toutes les demandes raisonnables de l'expert indépendant d'une manière diligente, y compris les demandes de renseignements, de documents ou d'accès au personnel ou à la direction.
2. L'expert indépendant présente annuellement au Royaume-Uni un rapport indiquant si British Energy respecte ces conditions. Le Royaume-Uni met les rapports à la disposition de la Commission.
Article 10
1. Les critères utilisés dans le but de déterminer si des circonstances exceptionnelles affectant le marché sont réunies sont les suivants:
a)
lors de toute période de […] (s'achevant au plus tard […] avant la date définie ci-dessous par «l'avis orange» - Amber Notice -), […] des clients finals non résidentiels réels de British Energy auxquels British Energy a présenté des offres de fourniture aux termes desquelles la marge sur l'élément d'offre d'électricité du contrat par rapport au prix de gros en cours est […], ont rejeté l'offre de British Energy;
b)
les volumes échangés sur le marché de gros de l'électricité pour une période de […] sont tombés à moins de […] de la moyenne de ceux échangés pendant la même période lors des derniers (dernières) […] pour lesquels (lesquelles) des informations sont disponibles.
c)
British Energy offre de fournir un minimum de […] d'électricité sur le marché de gros […] et ce volume n'est pas vendu dans un délai de […].
2. Lorsque British Energy fait face à des circonstances similaires à celles qui viennent d’être décrites et si elle estime qu'il serait possible qu'elle doive invoquer des circonstances exceptionnelles affectant le marché, British Energy en informe en premier lieu l'expert indépendant, en précisant son analyse de la situation et dans quelle mesure elle respecte les critères objectifs («Avis orange»).
3. Si la conjoncture ne s'améliore pas à la suite de l'avis orange, et si le critère a), combiné au critère b) ou au critère c) susmentionnés, est rempli, British Energy notifie à l'expert indépendant qu'elle va réagir à la concurrence en fixant un prix inférieur au prix de gros, et produit la preuve la plus récente en sa possession. L'expert indépendant dispose alors d'un délai de vingt-quatre heures pour confirmer ou infirmer que le critère a), combiné au critère b) ou au critère c) susmentionnés, est rempli et pour se prononcer en conséquence sur l'existence de circonstances exceptionnelles affectant le marché.
4. Si l'expert indépendant constate l'existence des circonstances exceptionnelles affectant le marché, British Energy est habilitée, pour une période de […] suivant la décision de l'expert indépendant, à faire des offres loyales à des prix conformes à ceux de la concurrence sur le marché des ventes directes aux entreprises.
5. La période de […] peut être reconduite par l'expert indépendant tant que le critère c) susmentionné est satisfait.
6. Au terme de cette période, la limitation de prix énoncée à l'article 9 est de nouveau applicable à British Energy.
7. Au terme de cette période, British Energy présente à l'expert indépendant un rapport qui récapitule ses activités de vente durant la période. Ces renseignements font l'objet d'un examen dans le rapport annuel de l'expert indépendant.
8. Au terme de la période de négociations des contrats durant laquelle les circonstances exceptionnelles affectant le marché ont eu lieu, l'expert indépendant rend publics les éléments qui l'ont amené à déterminer que ces circonstances étaient réunies ainsi que la durée de celles-ci.
Article 11
Le Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d'Irlande du Nord est destinataire de la présente décision.
Fait à Bruxelles, le 22 septembre 2004.