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.
ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION
vom 22. September 2004
über die staatliche Beihilfe des Vereinigten Königreichs zugunsten von British Energy plc
(Bekannt gegeben unter Aktenzeichen K(2004) 3474)
(Nur der englische Text ist verbindlich)
(Text von Bedeutung für den EWR)
(2005/407/EG)
DIE KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN -
gestützt auf den Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft, insbesondere auf Artikel 88 Absatz 2,
gestützt auf das Abkommen über den Europäischen Wirtschaftsraum, insbesondere auf Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe a,
nach Aufforderung an alle Interessierten, ihre Bemerkungen gemäß den genannten Vorschriften abzugeben (1), und unter Berücksichtigung dieser Bemerkungen,
in Erwägung nachstehender Gründe:
I. VERFAHREN
(1)
Am 9. September 2002 schnürte die britische Regierung ein Beihilfenpaket zur Rettung des britischen Stromversorgungsunternehmens British Energy plc („BE“). Am 27. November 2002 beschloss die Kommission, keine Einwände gegen das Vorhaben zu erheben (2) die britischen Behörden bis zum 9. März 2003 Zeit, um einen Umstrukturierungs- oder Liquidationsplan für BE vorzulegen oder nachzuweisen, dass die Beihilfe zurückgezahlt wurde.
(2)
Am 7. März 2003 unterbreiteten die britischen Behörden der Kommission einen Umstrukturierungsplan. Die Vorlage der britischen Regierung wurde als staatliche Beihilfe unter der Nummer NN 45/03 registriert, da mit der Durchführung einiger Umstrukturierungsmaßnahmen, die möglicherweise Beihilfeelemente enthielten, bereits begonnen worden war. Am 13. März 2003 wurden weitere Einzelheiten mitgeteilt. Am 28. März 2003 fand ein Treffen zwischen Kommissionsvertretern und Vertretern der britischen Regierung statt. Am 21. April 2003 richtete die Kommission an die britischen Behörden ein Auskunftsverlangen, auf das diese am 2. Mai 2003 antworteten.
(3)
Mit Schreiben vom 23. Juli 2003 teilte die Kommission der britischen Regierung ihren Beschluss mit, wegen der fraglichen Beihilfe ein Verfahren nach Artikel 88 Absatz 2 EG-Vertrag einzuleiten.
(4)
Der Beschluss der Kommission über die Einleitung des Verfahrens wurde im Amtsblatt der Europäischen Union zusammen mit einer Aufforderung an alle Interessierten, sich zu der Maßnahme zu äußern, veröffentlicht (3).
(5)
Die britischen Behörden übermittelten der Kommission mit Schreiben vom 22. August 2003 (Eingangsvermerk vom selben Tag) ihre Bemerkungen zu der Verfahrenseröffnung.
(6)
Auch vom begünstigten Unternehmen und von dritter Seite gingen Stellungnahmen ein, die der britischen Regierung übermittelt wurden, der damit Gelegenheit zur Erwiderung gegeben wurde. Die Bemerkungen der britischen Behörden erhielt die Kommission mit Schreiben vom 29. Oktober 2003 (Eingangsvermerk vom 30. Oktober 2003).
(7)
Am 7. Oktober 2003 traf die Kommission mit Vertretern des Vereinigten Königreichs zusammen. Im Anschluss an das Treffen übermittelten die britischen Behörden in einem Schreiben vom 5. November 2003 (Eingangsvermerk vom 10. November 2003) weitere Einzelheiten. Ein erneutes Treffen fand am 28. November 2003 statt. Am 5. Dezember 2003 richtete die Kommission ein Auskunftsverlangen an das Vereinigte Königreich, das hierauf am 22. Dezember 2003 antwortete. Am 2. Februar 2004 fand ein weiteres Treffen statt, auf das am 4. Februar 2004 ein weiteres Schreiben des Vereinigten Königreichs folgte. Am 10. März 2004 wurden der Kommission neue Fakten übermittelt, woraufhin am 22. März 2004 ein erneutes Treffen stattfand. Am 19. April 2004 richtete die Kommission ein neuerliches Auskunftsverlangen an die britischen Behörden, die hierauf am 11. Mai 2004 antworteten. Am 7. Juni 2004 trafen sich Vertreter der Kommission und der britischen Behörden, und am 1. Juli 2004 wurden der Kommission neue Fakten mitgeteilt. Am 29. Juli 2004 fand nochmals ein Treffen statt, und am 23. August 2004 übermittelten die britischen Behörden erneut zusätzliche Auskünfte.
II. DIE BEIHILFE
1. Beihilfeempfänger
a) Die British Energy plc group
(8)
BE ist ein Stromerzeuger, der im Jahr 1996 privatisiert wurde. Das Unternehmen befindet sich abgesehen von drei Sonderaktien des Staates an der Muttergesellschaft und jeder der beiden großen Tochterunternehmen im Vereinigten Königreich nunmehr vollständig in privatem Besitz.
(9)
Zum Zeitpunkt der Privatisierung waren die wichtigsten Bestandteile des Geschäfts von BE sechs Kernkraftwerke in England und zwei Kernkraftwerke in Schottland. Diese Anlagen mit einer Gesamtleistung von 9 820 MW (davon 7 281 MW in England und Wales und 2 539 MW in Schottland) werden nach wie vor von BE betrieben. BE ist der einzige private Betreiber von Kernkraftwerken im Vereinigten Königreich. Er liefert Strom an Wiederverkäufer und gewerbliche Großabnehmer, nicht jedoch an Endkunden.
(10)
Nach der Privatisierung beteiligte sich BE zu 50 % an Amergen, einem Gemeinschaftsunternehmen in den USA, über das der Kauf und Betrieb von Kernkraftwerken in den USA abgewickelt werden soll, und erwarb eine 82,4 %ige Beteiligung an dem Leasingvertrag von Bruce Power LP in Ontario, Kanada. Im Vereinigten Königreich erwarb BE 1999 das (im Jahr 2000 wiederverkaufte) Endkundengeschäft von South Wales Electricity und im Jahr 2000 das Kohlekraftwerk Eggborough mit einer Leistung von 1 970 MW, um mehr Flexibilität zu gewinnen und sich gegen den Ausfall seiner Kernkraftwerke abzusichern.
(11)
Von den acht Kernkraftwerken, die BE im Vereinigten Königreich betreibt, sind sieben mit fortgeschrittenen gasgekühlten Reaktoren ausgerüstet (AGR-Reaktoren), eine britische Konstruktion und Technik. Der achte Reaktor Sizewell B ist ein Druckwasserreaktor („DWR“), eine Technik, die überall in der Welt angewandt wird.
(12)
Die wichtigsten Tochtergesellschaften von BE im Vereinigten Königreich sind:
-
British Energy Generation Ltd („BEG“), Eigentümerin und Betreiberin von sechs Kernkraftwerken in England und Inhaberin einer Lizenz für die Direktversorgung mit Strom,
-
British Energy Generation (UK) Ltd („BEGUK“), Eigentümerin und Betreiberin von zwei Kernkraftwerken in Schottland,
-
Eggborough Power (Holdings) Ltd („EPL“), Eigentümerin und Betreiberin des Kohlekraftwerks Eggborough in England
und
-
British Energy Power & Energy Trading Ltd („BEPET“), Vertriebsorganisation für die gesamte BE-Produktion (mit Ausnahme des Direktversorgungsgeschäfts) und zuständig für den Bereich Marktrisiken.
b) Jüngste Entwicklung
(13)
Infolge des Einbruchs der Strompreise, fehlender Absicherungsmaßnahmen und des unvorhergesehenen Ausfalls von Kernkraftwerken gingen die mit Kernkraftwerken erwirtschafteten Einnehmen von BE im Jahr 2002 drastisch zurück. Der hohe Fixkostenanteil (4) an der Kostenstruktur der Kernkraftwerke ließ BE wenig Spielraum, um auf die niedrigeren Preise durch Kostensenkungen zu reagieren.
(14)
In den beiden Vorjahren war der Strompreis um 8,56 GBP/MWh gesunken, was einem jährlichen Einnahmerückgang von 642 Mio. GBP bei einer jährlichen Stromerzeugung von 75 TWh in den Kernkraftwerken von BE entspricht. Die Auswirkungen dieses Preiseinbruchs auf die Einnahmen von BE konnten weder durch Stromhandelsverträge noch durch Direktverkäufe hinreichend abgefedert werden.
(15)
Dies hatte zur Folge, dass sich der Überschusssaldo von BE im Sommer 2002 drastisch verringerte; so ging der Kassenbestand von 231 Mio. GBP Anfang April 2002 auf nur 78 Mio. GBP Ende August 2002 zurück, wobei sich die rückläufige Tendenz ab Ende Juni 2002 noch verstärkte. Der ohnehin stark geschmolzene Kassenmittelsaldo drohte im Zeitraum zwischen September 2002 und März 2003 wegen der fälligen Zahlungen an British Nuclear Fuel Limited („BNFL“) im Rahmen der Verträge über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente, größerer Investitionsausgaben für das Kernkraftwerk Bruce Power in Kanada und der Tilgung der ersten Rate der zum 25. März 2003 fälligen Anleihen noch weiter abzunehmen.
(16)
Am 5. September 2002 wurde dem BE-Board nach einer fehlgeschlagenen Anleiheemission und der Befürchtung, dass die nicht ausgeschöpften Bankfazilitäten nicht zur Verfügung stehen könnten, von seinen Rechtsberatern mitgeteilt, dass das Unternehmen die eingeräumten Kredite nicht würde in Anspruch nehmen können. Da die Geschäftsleitung nicht mehr guten Glaubens versichern konnte, dass das Unternehmen die Kredite würde zurückzahlen können, hätte die Inanspruchnahme der Kredite bedeutet, dass die Geschäfte weitergeführt worden wären, ohne dass die Aussicht bestanden hätte, die Zahlungsunfähigkeit mit Sicherheit vermeiden zu können. Um ein Insolvenzverfahren zu vermeiden, baten die Board-Mitglieder den Staat um eine Finanzhilfe, die von der Kommission mit Entscheidung vom 27. November 2002 als Rettungsbeihilfe genehmigt wurde.
(17)
Dabei wurde den britischen Behörden zur Auflage gemacht, der Kommission spätestens sechs Monate nach Genehmigung der Rettungsbeihilfe die Liquidation des Unternehmens zu melden oder ihr einen Umstrukturierungsplan vorzulegen bzw. nachzuweisen, dass die Kredite vollständig zurückgezahlt wurden und/oder die Bürgschaft beendet wurde. Am 7. März 2003 legten die britischen Behörden der Kommission einen Umstrukturierungsplan für BE vor.
2. Der Umstrukturierungsplan
a) Ursprung der Schwierigkeiten von BE
(18)
Die britische Regierung hat den Ursprung der Schwierigkeiten von BE wie folgt beschrieben:
(19)
Anders als die anderen großen privaten Stromerzeuger besitzt BE kein Einzelhandelsgeschäft, das eine natürliche Absicherung für das Großhandelspreisrisiko darstellt. BE verkauft seinen Strom vor allem auf dem Großhandelsmarkt und einen kleinen Teil an industrielle und gewerbliche Großbetriebe.
(20)
Die Stellung von BE auf dem Markt der Direktversorgung von industriellen und gewerblichen Großabnehmern verschaffte ihm keine Absicherung gegen den Einbruch der Großhandelspreise. Dieser Markt ist seit 1994 vollständig dem Wettbewerb geöffnet; er ist durch Wettbewerb und preisbewusste Kunden geprägt. Außerdem sind die Preise auf diesem Markt gesunken, wobei die Preissenkungen weitgehend direkt an die Kunden weitergegeben wurden. Folglich gab es keinen Anstieg der Einzelhandelsspannen, der die sinkenden Großhandelspreise ausgeglichen hätte.
(21)
Die Kostenstruktur von Kernkraftwerken ist durch sehr hohe unvermeidbare Kosten und geringe vermeidbare Kosten (5) geprägt.
(22)
Einige der unvermeidbaren Kosten von BE entstehen nur bei Kernkraftwerken. Erstens sind die Kosten für die Stilllegung von Kernkraftwerken produktionsunabhängig, außer in zeitlicher Hinsicht, weil sie vom Zeitpunkt der Stilllegung der Kraftwerke abhängig sind. Zweitens sind auch die Kosten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente - d. h. die Kosten für ihre Wiederaufbereitung, Lagerung und endgültige Entsorgung - nicht vermeidbar für Brennelemente, die bereits im Reaktor eingebaut sind.
(23)
Hingegen sind die vermeidbaren Kosten von Kernkraftwerken niedriger als die anderer Anlagen im System, einschließlich anderer Grundlastkraftwerke.
(24)
Die sinkenden Marktpreise haben dazu geführt, dass die Gewinnmarge von BE nach Abzug der vermeidbaren Kosten nur noch gering ist. Dadurch standen BE sehr viel weniger Mittel zur Deckung der hohen unvermeidbaren Kosten zu Verfügung, bei denen es sich überwiegend um Finanzierungskosten und alte nukleare Verbindlichkeiten handelt. Dies hat zu Schwierigkeiten bei der Erfüllung von Zahlungsverpflichtungen gegenüber Gläubigern geführt, die eine finanzielle Umstrukturierung des Unternehmens erforderlich machten.
(25)
Neben den langfristigen unvermeidbaren Kosten aufgrund der Verbindlichkeiten für die nukleare Entsorgung litt BE auch unter hohen kurzfristig unvermeidbaren Kosten in Form von Finanzierungskosten, die infolge des Rückkaufs eigener Aktien, des Erwerbs von Eggborough, der Beteiligungen in Nordamerika und der Kosten der Stromabnahmevereinbarungen zugenommen hatten.
(26)
Die Einnahmeverluste von BE aufgrund der sinkenden Großhandelsstrompreise wurden durch größere unvorhersehbare Betriebspausen in den Kraftwerken Torness 2 und Dungeness B verschärft. Am 13. August 2002 gab BE bekannt, dass wegen der Ausfälle in Torness die Sollleistung der Kernkraftwerke im Vereinigten Königreich von 67,5 TWh auf 63 TWh (± 1 TWh) zurückgegangen war.
b) Die Umstrukturierungsmaßnahmen
(27)
Das Umstrukturierungspaket besteht aus sieben Maßnahmen, die zwischen BE, seinen Hauptgläubigern (einschließlich der staatlichen Brennelementebehandlungsgesellschaft BNFL) und der britischen Regierung vereinbart wurden:
- Maßnahme A
:
Maßnahmen zur Finanzierung der Entsorgung;
- Maßnahme B
:
Vereinbarungen mit BNFL hinsichtlich des Brennelementezyklus;
- Maßnahme C
:
Moratorium;
- Maßnahme D
:
Vereinbarung eines Umschuldungspakets mit den Hauptgläubern;
- Maßnahme E
:
Einführung einer neuen Handelsstrategie;
- Maßnahme F
:
Verkauf von Vermögenswerten zur Finanzierung der Umstrukturierung;
- Maßnahme G
:
Stundung lokaler Steuern.
(28)
Auf diese Maßnahmen wird in den Erwägungsgründen 29 bis 102 näher eingegangen.
(29)
Nukleare Verbindlichkeiten entstehen, wenn abgebrannte Brennelemente aufbereitet oder gelagert und endgültig entsorgt („Entsorgungsverbindlichkeiten“) und Kernkraftwerke am Ende ihrer Nutzung abgebaut werden müssen („Stilllegungsverbindlichkeiten“).
(30)
Für einen Teil der Entsorgungsverbindlichkeiten hat BE mit BNFL Dienstleistungsverträge über die Aufbereitung abgebrannter Brennelemente geschlossen („geregelte Verbindlichkeiten“). Geregelte Verbindlichkeiten sind die Beträge, die BE an BNFL in Zukunft für die Wiederaufbereitung und/oder Lagerung abgebrannter Brennelemente aus fortgeschrittenen gasgekühlten Reaktoren (AGR) und für andere Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Entsorgung abgebrannter Brennelemente zu zahlen hat. Die Verträge betreffen die Aufbereitung und Lagerung abgebrannter Brennelemente und damit verbundener Abfallprodukte aus den AGR-Kraftwerken bis mindestens 2038 bzw. 2086. Sie sehen einen Festpreis vor, wobei alle technischen Risiken in Verbindung mit der Lagerung und Wiederaufbereitung der abgebrannten Brennelemente bei BNFL liegen. Alle abgebrannten Brennelemente und der größte Teil des Abfalls bleiben für die Laufzeit der Verträge Eigentum von BE.
(31)
Hinzu kommen andere Entsorgungsverbindlichkeiten, die mit den gleichen abgebrannten Brennelementen verbunden sein können, aber nicht müssen und für die es derzeit noch keine vertragliche Regelung gibt („ungeregelte Verbindlichkeiten“). Noch nicht vertraglich geregelt ist die endgültige Entsorgung von abgebrannten Brennelementen, Plutonium, Uran und von Abfällen, die sich aus der Aufbereitung von AGR-Brennelementen ergeben, die Lagerung und endgültige Entsorgung abgebrannter DWR-Brennelemente einschließlich des Baus eines Trockenlagers in Sizewell B und die Lagerung und Entsorgung der während des Betriebs anfallenden Abfälle.
(32)
Stilllegungsverbindlichkeiten umfassen die Kosten für die Entnahme der Brennelemente, die Dekontaminierung und den Abriss der Kernkraftwerke, nachdem diese keinen Strom mehr erzeugen. Üblicherweise erfolgt die Stilllegung in folgenden drei Phasen:
-
Phase 1: Entnahme der Brennelemente aus dem Reaktor kurz nach Abschaltung des Kraftwerks und Abtransport der Brennelemente aus dem Kraftwerk,
-
Phase 2: Abriss nicht mehr benötigter Nebengebäude und Absicherung des Reaktorkomplexes, u. a. auch gegen Wettereinflüsse, wonach dieser in der Regel über einen langen Zeitraum unterhalten und überwacht wird,
und
-
Phase 3: Abriss des Reaktors, um den Standort wieder nutzbar zu machen (frühestens 85 Jahre nach dem Ende der Stromerzeugung bei AGR-Kraftwerken und 50 Jahre bei DWR-Kraftwerken).
(33)
Bisher wurden mehrere Regelungen zur Finanzierung der nuklearen Entsorgungskosten getroffen. Bei der Privatisierung wurde ein eigener Fonds, der Kernkraftstilllegungsfonds („NDF“) in Form einer Aktiengesellschaft im Besitz einer unabhängigen Treuhandgesellschaft gegründet. Ihr Ziel bestand darin, eigene Mittel zur Deckung der Stilllegungskosten zu beschaffen. Die Finanzierung aller anderen nuklearen Entsorgungskosten sollte aus dem laufenden Geschäft von BE gedeckt werden. Angesichts des Rückgangs der Einnahmen von BE sind diese Regelungen jedoch nicht ausreichend, um die nuklearen Entsorgungskosten zu finanzieren.
(34)
Die britische Regierung hat in ihren Umstrukturierungsplan eine Reihe von Instrumenten aufgenommen, um die finanzielle Haftung zumindest für einen Teil der Finanzierung der nuklearen Entsorgungskosten zu übernehmen. Diese neuen Instrumente sollen gleichzeitig mit der Neuregelung des Beitrags von BE zu den Entsorgungskosten eingeführt werden.
(35)
Der Umstrukturierungsplan sieht vor, dass der bestehende NDF in einen neuen Fonds, den Fonds für nukleare Verbindlichkeiten („NLF“), erweitert oder durch diesen ergänzt wird. Der NLF ist als Aktiengesellschaft im Besitz einer unabhängigen Treuhandgesellschaft geplant. Er soll die Kosten nicht geregelter Verbindlichkeiten und Stilllegungsverbindlichkeiten in Bezug auf Folgendes decken:
a)
alle AGR-Brennelemente, die vor dem Termin, an dem alle Bedingungen der Umstrukturierung erfüllt sind, einschließlich der Entscheidung der Kommission über den Umstrukturierungsplan („Termin der tatsächlichen Umstrukturierung“), in Reaktoren von BE geladen wurden, und alle DWR-Brennelemente sowie die Lagerung und Entsorgung betriebsbedingter Abfälle aus den Kraftwerken,
b)
alle Stilllegungsverbindlichkeiten der Phase 1 von BE
und
c)
alle Stilllegungsverbindlichkeiten der Phasen 2 und 3 von BE, soweit der entstandene Wert des NDF unzureichend ist, um die Stilllegungsverbindlichkeiten der Phasen 2 und 3 bei Fälligkeit von Zahlungen zu decken.
(36)
Nach Anlaufen der Umstrukturierung wird BE folgende Beiträge zum NLF leisten:
a)
feste Stilllegungsbeiträge von 20 Mio. GBP jährlich - gebunden an den Einzelhandelspreisindex -, die jedoch auslaufen, wenn Kraftwerke stillgelegt werden;
b)
150 000 GBP, gebunden an den Einzelhandelspreisindex, für jede Tonne DWR-Brennelemente, die in den Reaktor Sizewell B nach dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wird. Nach Angaben der britischen Behörden entsprechen 150 000 GBP pro Tonne den internationalen Kosten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente;
c)
275 Mio. GBP neuer Anleihen für den NFL. Die neuen Anleihen werden hochrangig und ungesichert sein;
d)
Zahlungen, die sich anfangs auf 65 % des konsolidierten Netto-Cashflows von BE nach Steuern und Finanzierungskosten und nach der Finanzierung der Liquiditätsreserve belaufen („die NLF-Zahlungen“). Diese Zahlungen werden im Folgenden als „die Cashflow-Zahlungen“ bezeichnet. Die Treuhänder des NLF haben außerdem das Recht, zu gegebener Zeit die NLF-Zahlungen vollständig oder teilweise in Aktien von BE umzuwandeln. Solange diese Aktien vom NLF gehalten werden, sind sie stimmrechtslos, soweit sie eine Schwelle von 30 % der Stimmrechte von BE überschreiten.
(37)
Der Prozentsatz des Cashflow, auf dem die NLF-Zahlungen beruhen, kann zu gegebener Zeit angemessen angepasst werden, so dass den Aktionären der einbehaltene Cashflow und die Erlöse der Ausgabe neuer BE-Aktien zufließen, und dem NLF und den Aktionären keine Nachteile aus einer etwaigen Entfusionierung, Ausgabe von Wertpapieren an Aktionäre oder anderen unternehmerischen Vorgehensweisen erwachsen.
(38)
Die Zahlung der festen Beiträge von 20 Mio. GBP jährlich (indexiert und im Zuge der Stilllegung von Kraftwerken auslaufend) an NLF oder NDF für Stilllegungsverbindlichkeiten wird beschleunigt, um den Netto-Gegenwert zu erreichen (abgezinst zu einem angemessenen Abzinszungssatz für NLF bzw. NDF) und wird im Fall der Insolvenz von BEG oder BEGUK unmittelbar fällig. Die beschleunigte(n) Zahlung(en) wird (werden) von allen wichtigen Unternehmen der BE-Gruppe gewährleistet und durch Belastung ihrer Vermögenswerte besichert.
(39)
Die Treuhänder des NLF haben keine Aufgaben oder Verpflichtungen neben der Verwaltung des Fonds und der Tätigung von Zahlungen bei fälligen Ausgaben. Dazu zählt die Entscheidung, ob es für den NLF vorteilhaft wäre, NLF-Zahlungen aufzuschieben oder diese Zahlungen in Eigenkapital umzuwandeln. Die Treuhänder haben keine Befugnis, Verbindlichkeiten oder Finanzierungserfordernisse zu überprüfen oder die Beiträge von BE festzusetzen.
(40)
Die britische Regierung wird folgende vier Maßnahmen zur Finanzierung der nuklearen Verbindlichkeiten ergreifen:
- Übernahme der Verantwortung für die Verbindlichkeiten von BE aus alten Verträgen über abgebrannte Brennelemente
(41)
Die britische Regierung übernimmt die Verantwortung für die Verbindlichkeiten von BE aus Verträgen zwischen BE und BNFL („alte Verträge über abgebrannte Brennelemente“), die i) die Aufbereitung und/oder Lagerung abgebrannter AGR-Brennelemente betreffen, die in die Reaktoren geladen wurden, bevor die Umstrukturierung anlief, sowie ii) andere Dienstleistungen wie Behälterwartung, Oxid-Management und Schienentransport im Rahmen bestehender Verträge mit BNFL.
(42)
Diese Verpflichtung erstreckt sich nicht auf Zahlungen für Brennelemente, die in AGR geladen wurden, nachdem die Umstrukturierung anlief. Diese Kosten werden weiter von BE im Rahmen neuer Verträge getragen, die sich aus Verhandlungen zwischen BE und BNFL ergeben. Sie erstreckt sich auch nicht auf Zahlungen für DWR-Brennelemente, da DWR nicht von BNFL aufbereitet, sondern direkt von BE gelagert wird.
- Verpflichtung, Finanzierungslücken des NLF für Stilllegungsverbindlichkeiten und nicht geregelte Verbindlichkeiten der Phase 1 zu decken
(43)
Die britische Regierung verpflichtet sich, Finanzierungslücken des NLF für Stilllegungsverbindlichkeiten und nicht geregelte Verbindlichkeiten der Phase 1 (einschließlich der Kosten für den Bau des Trockenlagers und Brennelementeendlagers Sizewell B) zu decken.
- Verpflichtung, Finanzierungslücken des NLF für Stilllegungsverbindlichkeiten der Phasen 2 und 3 zu decken
(44)
Die britische Regierung verpflichtet sich, Finanzierungslücken des NLF hinsichtlich der Phasen 2 und 3 der Stilllegung zu decken.
- Spezifische Steuernichtanrechnung
(45)
Die genannten Zusagen der britischen Regierung werden in der Bilanz von BE als Aktivposten erfasst, der in der Gewinn- und Verlustrechnung aktiviert wird. Normalerweise wäre die Zusage steuerpflichtig. Nach Angaben der britischen Regierung würde dies bedeuten, dass die britische Regierung die Höhe der Beihilfe an BE während des Umstrukturierungsprozesses um den Betrag der Steuern aus der Erfüllung der Zusage auffüllen müsste, um zu gewährleisten, dass BE nach der Umstrukturierung zahlungsfähig ist.
(46)
Um dies zu vermeiden, führen die britischen Behörden spezifische Steuernichtanrechnungsvorschriften im Rahmen des Stromversorgungsgesetzes ein. Ohne diese Vorschriften würden steuerpflichtige Einnahmen von ca. 3,152 Mrd. GBP anfallen. Nach Angaben der britischen Regierung wurden die Steuerbefreiungsvorschriften so abgefasst, dass BE in Zukunft keine asymmetrischen Steuerbefreiungen gewährt werden. Zukünftige Erhöhungen des Werts der Zusage durch Preisänderungen oder Wertsteigerung werden steuerpflichtig sein, so dass sie der Steuernichtanrechnung von BE entsprechen, wenn die zusätzlichen Aufwendungen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen werden.
(47)
Tabelle 1 enthält eine Bewertung der beschriebenen Beihilfeinstrumente durch die britischen Behörden. Diese Schätzungen des Werts sind mit erheblicher Unsicherheit behaftet. Sowohl die Kosten der befreiten nuklearen Verbindlichkeiten als auch der Beitrag von BE zu diesen Kosten sind höchst ungewiss. Die Verbindlichkeiten werden über extrem lange Zeiträume abgelöst. So geht BE beispielsweise davon aus, dass mit dem Abriss eines AGR frühestens 85 Jahre nach Einstellung der Stromerzeugung begonnen wird, während die Entsorgung abgebrannter Brennelemente unbegrenzt fortgesetzt werden muss. Außerdem gibt es für viele Aufgaben, wie die Stilllegung von AGR, bisher noch keine konkreten Erfahrungen. Der geschätzte Wert der Beihilfe hat sich seit der Anmeldung geändert. Hauptgründe sind höhere Einnahmen aus den Cashflow-Zahlungen aufgrund von Verbesserungen des voraussichtlichen Geschäftsergebnisses von BE, die Auswirkungen der Inflation, die Aktualisierung der im Rahmen der Zusage für alte Verträge über abgebrannte Brennelemente fälligen Beträge, die größere Menge alter abgebrannter Brennelemente wegen des späteren Termins für das Anlaufen der Umstrukturierung und der höhere Wert der Vermögenswerte des Kernkraft-Stilllegungsfonds, der dem aktuellen Marktwert Rechnung trägt.
Tabelle 1
Bewertung der Beihilfeinstrumente der Maßnahme A auf der Grundlage der Vorausschätzungen von Juli 2004 (6)
(Mio. GBP)
Ursprüngliche Vorlage
Aktuelle Vorausschätzungen
Nettozeitwert (NPV)
(abgezinst zu 5,4 % nominal (7))
Gesamte zukünftige Bargeldzahlungen
(nicht abgezinst)
NPV
(abgezinst zu 5,4 % nominal (7))
Gesamte zukünftige Bargeldzahlungen
(nicht abgezinst)
Verpflichtung für alte Verträge für über abgebrannte Brennelemente
2 185
3 218
2 377
3 067
Verpflichtung für nicht geregelte Verbindlichkeiten
750
3 166
951
3 375
Verpflichtung für Stilllegungsverbindlichkeiten
879
4 917
1 115
5 062
Beiträge von BE zum NLF
- 1 432
- 1 845
- 2 007
- 2 510
Vom Ministerium zu zahlende Nettobeträge
197
6 238
59
5 927
Steuernichtanrechnung
916
946
1 047
1 077
Insgesamt
3 298
10 402
3 483
10 071
Ursprüngliche Vorlage: Cashflow bewertet zum März 2003 In Preisen vom Dezember 2002.
Aktuelle Vorausschätzungen: Cashflow bewertet zum März 2004 in Preisen vom März 2004.
(48)
BNFL versorgt BE mit Brennelementen für alle AGR-Reaktoren und bereitet diese Brennelemente auf oder lagert sie, wenn sie abgebrannt sind (8).
(49)
Als Teil des Umstrukturierungsplans hat BNFL, der größte Gläubiger von BE, eingewilligt, seine Verträge mit BE sowohl hinsichtlich der Lieferung von Brennelementen als auch der Aufbereitung abgebrannter Brennelemente zu ändern.
(50)
Die Brennelementelieferverträge zwischen BE und BNFL aus der Zeit vor der Umstrukturierung wurden 1997 und 1995 für BEG bzw. BEGUK geschlossen. Sie sollten ursprünglich bis 31. März 2006 gelten, jedoch ab diesem Termin für BEG neu verhandelt und verlängert und für BEGUK möglicherweise verlängert werden.
(51)
Die Gebühren für die Lieferung von Brennelementen umfassten einen jährlichen Festbetrag und eine variable Gebühr für jedes gelieferte Brennelement. Die Gebühren wurden vorbehaltlich der Anpassung an den Inflationsindex vereinbart.
(52)
Die neu ausgehandelten Brennelementelieferverträge traten am 1. April 2003 durch Zusätze zu den alten Verträgen in Kraft. Die neuen Bedingungen werden auch die Grundlage der neuen Nutzungsdauervereinbarungen für die Lieferung von AGR-Brennelementen nach dem 31. März 2006 bilden, die ab 1. April 2006 in Kraft treten.
(53)
Nach den neuen Bedingungen wird der Festbetrag der alten Vereinbarungen auf 5 Mio. GBP jährlich gesenkt, und es wird ein weiterer an die Grundlaststrompreise geknüpfter Abschlag eingeführt, der jedoch auf 15 Mio. GBP begrenzt ist (beides zu Preisen von 2003 und gebunden an den Verbraucherpreisindex). Ansonsten gelten die Preise der alten Verträge.
(54)
Sofern mindestens vier der sieben AGR-Kraftwerke am Netz bleiben, wird BE für die Brennelementelieferungen nach dem 1. April 2006 einen Festbetrag von 25,5 Mio. GBP zu zahlen haben, abzüglich des genannten Abschlags, mit einer variablen Gebühr (wie in den bestehenden Verträgen) von 191 000 GBP pro Tonne Uran. Diese Preise sind in Geldwerten vom Juli 2002 ausgedrückt und an den Verbraucherpreisindex gebunden.
(55)
Für die Zeit, wenn nur drei oder weniger Kraftwerke am Netz sein werden, kann der Preis auf der Grundlage von Empfehlungen einer gemeinsamen Arbeitsgruppe von BE und BNFL gemäß einer Untersuchung des Optimierungsprogramms für das Ende der Nutzungsdauer der Brennelementefabrik von BNFL festgesetzt werden.
(56)
Im Jahr 1995 schlossen die Rechtsvorgänger von BEG und BEGUK („Nuclear Electric“ bzw. „Scottish Nuclear“) langfristige Verträge mit BNFL über die Lagerung und Aufbereitung verstrahlter AGR-Brennelemente und diesbezügliche Dienstleistungen. BEGUK (damals „Scottish Nuclear“) schloss in jenem Jahr einen weiteren Vertrag über die langfristige Lagerung aller AGR-Brennelemente, die über die vereinbarte Menge hinaus anfallen. 1997 schloss auch BEG einen weiteren Vertrag über Entsorgungsdienstleistungen für abgebrannte Brennelemente, der für alle während der Nutzungsdauer der Reaktoren von BEG anfallenden verstrahlten AGR-Brennelemente über die nach dem Vertrag von 1995 hinausgehenden Elemente galt. Alle genannten Verträge werden im Folgenden als „die bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente“ zusammengefasst. Diese sehen die Erbringung von Dienstleistungen bis mindestens 2038 oder 2086 (je nach Art des Abfalls) vor.
(57)
Nach den bestehenden Entsorgungsvereinbarungen bleibt BE Eigentümer aller abgebrannten Brennelemente. BEG und BEGUK werden einmal verpflichtet sein, von BNFL die in Glas verschweißten hochradioaktiven Abfälle, abgebrannten Brennelemente, bestimmte mittelaktive Abfälle und wieder aufbereitetes Uran und Plutonium zurückzunehmen, um ihren Verpflichtungen für deren Entsorgung nachzukommen.
(58)
Die Preise in diesen Vereinbarungen sind im Wesentlichen Festpreise, die an die Inflation angepasst werden, und im Fall der Lagerung und Wiederaufbereitung von der Menge der Brennelemente abhängen. Die Preise der ursprünglichen Verträge von 1995 enthalten auch Beträge für die Stilllegung der Thermaloxid-Wiederaufarbeitungsanlage THORP in Sellafield, in der AGR-Brennelemente wiederaufbereitet werden. Angesichts der Art der von BNFL erbrachten Dienstleistungen ist BE verpflichtet, die Zahlungen für gelieferte Brennelemente unabhängig davon fortzusetzen, ob es die Verträge für nicht gelieferte Brennelemente beendet.
(59)
Die Zahlungsströme für die Lagerungs- und Wiederaufbereitungsverträge von 1995 sind gebunden und erfolgen in monatlichen Zahlungen bis zur Erfüllung der Verträge im Jahr 2086. Dem Zahlungsstrom für den Vertrag von 1997 liegen Zeitplan und Menge der an BNFL gelieferten Brennelemente zugrunde. Die Zahlungen haben die Form eines Pauschalbetrags, der nach einem festgelegten Plan gezahlt wird.
(60)
Die neu ausgehandelte Vereinbarung über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente (nachstehend „die neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente“) sieht eine unterschiedliche Regelung vor, je nachdem, ob die entsorgten Brennelemente vor oder nach dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden.
(61)
Die wichtigsten Änderungen für Brennelemente, die vor dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden, sind:
a)
Der Zeitplan für die Zahlungen wird so verkürzt, dass der Nettozeitwert der künftigen Zahlungen, der gemäß den Abzinsungssätzen für die britische öffentliche Hand berechnet wird, unverändert bleibt.
b)
Die Vertragsbeendigungsklauseln werden so geändert, dass die Verträge ohne Rückgriff auf BE auslaufen, falls es trotz der Umstrukturierung insolvent werden sollte. Die britischen Behörden haben erklärt, dass es in diesem Fall wahrscheinlich wäre, dass diese Brennelemente am Standort Sellafield von BNFL weiter entsorgt werden und dass die britische Regierung oder der NLF entsprechende vertragliche Vereinbarungen mit BNFL oder einem Nachfolgeunternehmen eingehen müssten. Die britischen Behörden gehen für diesen Fall davon aus, dass für diese neuen Vereinbarungen eine Überprüfung sämtlicher zu diesem Zeitpunkt maßgeblicher Umstände, einschließlich der geltenden Vertragsbedingungen, vorgenommen wird.
(62)
Die wichtigsten Änderungen für Brennelemente, die an dem tatsächlichen Zeitpunkt der Umstrukturierung oder danach geladen werden, sind:
a)
Das Eigentum an den abgebrannten Brennelementen geht zu dem Zeitpunkt auf BNFL über, zu dem BNFL das Risiko für deren Entsorgung übernimmt (d. h. mit der Lieferung der abgebrannten Brennelemente an BNFL). Nach diesem Zeitpunkt entstehen BE keine weiteren Verpflichtungen für diese Brennelemente.
b)
Die Zahlungen für die Entsorgung der abgebrannten Brennelemente erfolgen in Bezug auf den Zeitpunkt, zu dem die unverstrahlten Brennelemente in die Reaktoren von BE geladen werden, und nicht zu einem späteren Zeitpunkt (beispielsweise der Lieferung abgebrannter Brennelemente an BNFL) entsprechend einem jährlich abgestimmten Ladeplan.
c)
Der Grundpreis für abgebrannte Brennelemente beläuft sich auf 150 000 GBP pro Tonne Uran, zahlbar beim Einladen der nicht verstrahlten Brennelemente zu Preisen von 2003. Danach ist der Preis an den Verbraucherpreisindex gebunden. Jedes Jahr wird der Preis nach einer Formel entsprechend der von AGR-Kraftwerken erzeugten Strommenge und des Werts von Grundlaststrom in England und Wales nach oben oder unten angepasst, um BE vor Schwankungen des Strompreises zu schützen. Der Grundpreis für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente liegtbei 0,6 GBP/MWh vor der Anpassung nach oben oder unten.
(63)
Tabelle 2 zeigt die Auswirkungen von Änderungen an den Brennelementelieferverträgen mit BNFL für BE, die von den britischen Behörden nach drei Szenarien für die Entwicklung des Strommarkts ermittelt wurden.
Tabelle 2
Auswirkungen von Änderungen der Brennelementelieferverträge mit BNFL
(Mio. GBP)
Berechnung der Einsparungen bei der Lieferung von Brennelementen
Jahr bis 31. März
2004
2005
2006
2007
2008
Kosten vor der Umstrukturierung
-
Banken und Aufwärtsfall
221
247
232
203
213
-
Abwärtsfall
216
241
227
198
208
Kosten nach der Umstrukturierung
-
Banken
206
231
218
188
201
-
Aufwärtsfall
207
231
227
198
207
-
Abwärtsfall
200
220
205
176
186
Einsparungen
-
Banken
15
16
14
15
12
-
Aufwärtsfall
14
16
5
5
6
-
Abwärtsfall
16
21
22
22
22
(64)
Die britischen Behörden haben erklärt, dass genaue Angaben zu den Einsparungen von BE nach 2006 schwierig wären, da das Auslaufen der Brennelementelieferverträge für 2006 geplant ist. Eine Ermittlung des Vorteils der Änderungen für BE müsste daher dem Vorteil Rechnung tragen, der BNFL aus der Verlängerung der Verträge bis zum Ende der Nutzungsdauer der Kraftwerke von BE erwächst und der sich in den neuen Vertragspreisen niederschlägt. Angesichts dieser Ungewissheiten belaufen sich laut britischen Behörden die Kosteneinsparungen während der Nutzungsdauer der Kraftwerke nach internen Schätzungen von BE auf 239 Mio. GBP (nicht abgezinst) bzw. 140 Mio. GBP (abgezinst zu einem Realzins von 3,5 % (9)). Tabelle 3 zeigt die von den britischen Behörden geschätzten Auswirkungen für BE der Änderungen an den Verträgen mit BNFL über abgebrannte AGR-Brennelemente gemäß den drei möglichen Szenarien (10). Der Nettozeitwert ist anhand des für die öffentliche Hand geltenden Abzinsungssatzes von 3,5 % real berechnet. Diese Tabelle geht nur auf die Auswirkungen der Preisänderungen für Brennelemente ein, die zum Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung oder danach geladen wurden. Die Auswirkungen der Vertragsänderungen für Brennelemente, die vor dem Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden, sind schwer zu bestimmen, da sie nur eintreten würden, wenn BE insolvent wird. Außerdem sei der Vorteil der Übertragung des Eigentums an abgebrannten Brennelementen und der damit verbundenen Verbindlichkeiten auf BNFL für BE nach Angaben der britischen Behörden schwer abzuschätzen. Laut britischen Behörden liegt der Vorteil dieser Eigentumsübertragung für BE nach unverbindlichen Schätzungen bei etwa 1,421 Mrd. GBP (nicht abgezinst) und 148 Mio. GBP (abgezinst zu 5,4 % nominal). Dieser Vorteil ist in Tabelle 3 nicht enthalten.
Tabelle 3
Auswirkungen der Änderungen an zukünftigen Verträgen für abgebrannte AGR-Brennelemente auf den Nettozeitwert (11)
(Mio. GBP)
Nettozeitwert
Nicht abgezinste Zahlungen insgesamt
Vor der Umstrukturierung
-
Banken
592
1 117
Nach der Umstrukturierung
-
Banken
418
558
-
Aufwärtsfall
881
1 204
-
Abwärtsfall
3
4
Einsparungen
-
Banken
174
559
-
Aufwärtsfall
- 289
- 87
-
Abwärtsfall
589
1 113
(65)
Ursprünglich erwarben die beiden Vorgängerunternehmen von BEG und BEGUK selbst die Uranverbindungen zur Lieferung an BNFL, das diese für die Herstellung von Brennelementen für die AGR-Kraftwerke verwendete. Das Vorgängerunternehmen von BEGUK übertrug seine Beschaffungsverträge für Uranverbindungen anschließend auf BNFL. Die bestehenden Verträge waren langfristig und nur für die relativ geringen Mengen ausreichend, die von BEGUK benötigt wurden. Diese Änderung war für BNFL eine schwache Grundlage für den Aufbau einer Geschäftseinheit zur Beschaffung und Lieferung von Uranverbindungen.
(66)
Als Teil der Neuaushandlung der Verträge zwischen BE und BNFL über die künftige Lieferung von Brennelementen von BNFL an BE wurde vereinbart, dass BEG auch seine Beschaffungsverträge für Uranverbindungen auf BNFL überträgt, das somit für die künftigen Vereinbarungen zur Beschaffung von Uranverbindungen für Brennelemente der AGR-Kraftwerke von BEG verantwortlich wird.
(67)
Gleichzeitig wird BNFL die Uranverbindungsbestände von BEG erwerben, deren Buchwert mit bis zu 67 Mio. GBP angesetzt ist.
(68)
Als Teil des Umstrukturierungsplans hat BE Vereinbarungen („das Moratorium“) über eine Stundung (unter bestimmten Voraussetzungen) der Zahlungen an BNFL und eine Reihe anderer wichtiger Gläubiger („die Hauptgläubiger“) geschlossen, zu denen die Inhaber der Mehrzahl der von BE in den Jahren 2003, 2006 und 2016 ausgegebenen Sterling-Anleihen zählen („die Anleihegläubiger“), das Eggborough-Bankenkonsortium einschließlich der Royal Bank of Scotland als Akkreditivgeber („RBS“) (zusammen die „Bankkreditgeber“) und die Vertragsparteien von drei Strombezugsverträgen („PPA“) und Ausgleichsverträgen: Teaside Power Limited („TPL“), Total Fina Elf („TFE“) und Enron (nachstehend gemeinsam die „PPA-Vertragsparteien“).
(69)
Nach den Moratoriumsvereinbarungen beginnt diese Stillhaltezeit am 14. Februar 2003 und endet frühestens am 30. September 2004 bei Eintritt eines Beendigungsereignisses oder dem Abschluss der Umstrukturierung. Für diesen Zeitraum haben BNFL und die Hauptgläubiger mit BE vereinbart, dass sie keine Schritte zur Einleitung eines Insolvenzverfahrens unternehmen oder zur Beschleunigung der Zahlung der von BE fälligen Beträge unternehmen werden.
(70)
Die Verpflichtungen von BE, BNFL und der Hauptgläubiger im Rahmen des Moratoriums werden in den Erwägungsgründen 71 bis 73 beschrieben.
(71)
Im Rahmen des Moratoriums
a)
werden Zinsen an die Anleihegläubiger und die Eggborough-Banken im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen weiter gezahlt;
b)
werden Zinsen von 6 % jährlich an RBS (für die Kreditbesicherung) auf einen Betrag von 34 Mio. GBP und an die PPA-Vertragsparteien auf ihre Forderungsbeträge (RBS 37,5 Mio. GBP; TPL 159 Mio. GBP; TFE 85 Mio. GBP; Enron 72 Mio. GBP) gezahlt;
c)
erhält EPL Beträge, die für seine Betriebskosten und Investitionsausgaben anfallen;
d)
bezieht BE bis zum Abschluss der Umstrukturierung Strom von TPL zu Festpreisen gemäß der aktuellen Strompreisentwicklung;
e)
erwachsen BNFL Zinsen für die im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen ab 1. April 2003 geschuldeten Beträge, auf die es verzichtet, wenn die Umstrukturierung stattfindet. Beträge, die im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen für Brennelemente auflaufen, die vor dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung geladen wurden, werden eingefroren, soweit sie die Beträge überschreiten, die zu zahlen gewesen wären, wenn die neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente ab 1. April 2003 wirksam gewesen wären, und es wird darauf verzichtet, wenn die Umstrukturierung stattfindet.
(72)
Im Rahmen des Moratoriums
a)
friert BNFL von November 2002 bis 31. März 2003 alle im Rahmen der bestehenden Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente fälligen Zahlungen ein. Ab 1. April 2003 stundet BNFL die Zahlung der Differenz zwischen den fälligen Zahlungen nach den bestehenden und den neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente;
b)
stunden die Anleihegläubiger die Zahlung der Hauptsumme, die im Rahmen der Anleihen von 2003 fällig wird;
c)
stunden die Eggborough-Banken die Rückzahlung der Hauptsumme und anderer im Rahmen des Kapazitäts- und Langzeitliefervertrags („CTA“) fälliger Zahlungen mit Ausnahme der Zahlungen, die Teil der fortlaufenden Verpflichtungen von BE sind;
d)
stundet RBS die Zahlung aller Beträge bezüglich der RBS-Rückbürgschaft, der Kompositbürgschaft oder des Akkreditivs,
und
e)
stunden die PPA-Vertragsparteien die Zahlung aller Beträge, die sich aus den PPA ergeben, mit Ausnahme der Beträge, die Teil der fortlaufenden Verpflichtungen von BE sind.
(73)
Die Verpflichtungen eines Hauptgläubigers im Rahmen des Moratoriums enden, wenn der Hauptgläubiger BE die Beendigung mitteilt und eines der folgenden Ereignisse eintritt:
a)
Es besteht ein Zahlungsverzug von mehr als 20 Geschäftstagen für nicht gestundete an diesen Hauptgläubiger fällige Beträge.
b)
Ein Liquidations- oder Zwangsverwaltungsantrag wird in bezug auf BE oder eines seiner Tochterunternehmen gestellt.
c)
Die britische Regierung stellt einen schriftlichen Antrag auf Rückzahlung der Kreditfazilität oder einer von ihr besicherten Ersatzfazilität durch die Geschäftsbanken und der entsprechenden Gegengarantie durch BE und seine Tochterunternehmen zugunsten der britischen Regierung.
d)
Die erforderlichen Genehmigungen wurden von dem Eggborough-Kreditfazilitätsvermittler, RBS, dem TPL-Bankenkonsortium oder Enron nicht erteilt.
e)
BE oder eines seiner Tochterunternehmen versendet Unterlagen, nach denen eine andere Verteilung als die gemäß den mit den Hauptgläubern vereinbarten Konditionen vorgesehen ist.
(74)
In Tabelle 4 sind die liquiden Mittel aufgeführt, die BE nach Angaben der britischen Behörden im Rahmen der Stillhaltevereinbarungen einspart, falls die tatsächliche Umstrukturierung am 31. März 2004 beginnt.
Tabelle 4
Von BE durch Stillhaltevereinbarungen eingesparte liquide Mittel
(Mio. GBP)
Im März 2003 endendes Jahr
Im März 2004 endendes Jahr
BNFL
132
265
Anleihegläubiger
110
0
Eggborough-Banken
47
40
TPL
13
33
TFE
3
14
Enron
4
19
MwSt-Auswirkungen
0
- 8
Zinsauswirkungen
- 9
- 21
Auswirkungen des Moratoriums
300
342
Kumulative liquide Mittel
300
642
(75)
Zusätzlich zu dem Moratorium sieht der Umschuldungsplan vor, dass die Forderungen der Hauptgläubiger umstrukturiert und umgeschuldet werden. Am 14. Februar 2003 schloss BE eine unverbindliche Vereinbarung mit den Hauptgläubigern über einen Kompromiss für die Verteilung ihrer Forderungen.
(76)
Die Verbindlichkeiten an die Hauptgläubiger, über die eine Einigung zu erzielen war, beliefen sich gemäß den nicht beglaubigten Abschlüssen von BE für die sechs Monate vor dem 30. September 2002 auf folgende Beträge:
-
Anleihegläubiger: 408 Mio. GBP,
-
Kreditbanken: 490 Mio. GBP,
-
PPA-Vertragspartner: 365 Mio. GBP.
(77)
In den Moratoriumsbedingungen wurden die Forderungsbeträge der PPA im Rahmen des Umschuldungspakets seither auf 316 Mio. GBP festgesetzt.
(78)
Die Verbindlichkeiten werden wie folgt umgeschuldet:
a)
275 Mio. GBP neue Anleihen werden an die Anleihegläubiger, Kreditbanken, RBS, TPL, TFE und Enron ausgegeben;
b)
mit den Eggborough-Banken wird ein geänderter CTA mit einer finanziellen Rentabilität für die Banken im Wert von 150 Mio. GBP neuer Anleihen vereinbart;
c)
Stammaktien von BE werden an die Anleihegläubiger, die Kreditbanken, RBS, TPL, TFE und Enron ausgegeben.
(79)
BE hat seine Handelsstrategie geändert, um seine Produktions- und Preisrisiken zu senken. Die Änderungen sind Teil des Umstrukturierungspakets zur Stärkung der finanziellen Solidität von BE.
(80)
BE ist einer der größten Stromerzeuger im Vereinigten Königreich, der über 20 % zur britischen Stromerzeugung beiträgt. Seine Stromerzeugung besteht zu 83 % der Kapazität aus Kernkraftwerken und zu 17 % der Kapazität aus Kohlekraftwerken. Insgesamt kann BE ca. 75 TWh Strom jährlich erzeugen.
(81)
Der Vertriebshändler von BE, BEPET, ist für den Verkauf des von BE erzeugten Stroms verantwortlich. BEPET hat die Aufgabe, die Preisschwankungen des Strommarktes für BE abzufedern und für BE möglichst hohe Verkaufpreise zu erzielen. Da 83 % der Stromerzeugungskapazität von BE aus Kernkraftwerken besteht, konzentriert sich BEPET auf den Verkauf dieser überwiegend kontinuierlichen Produktion.
(82)
Das Kohlekraftwerk Eggborough ist ein wichtiger Bestandteil der Produktionspalette. Es bietet Produktionsflexibilität, um auf Änderungen der Nachfrage reagieren zu können, und eine wertvolle „Sicherheit“, falls Kernkraftwerke vom Netz genommen werden müssen. Es bietet auch Flexibilität gegenüber den Großabnehmern in Industrie und Gewerbe und einem Teil des Großhandelsgeschäfts.
(83)
Um das Marktpreisrisiko von BE zu begrenzen und gleichzeitig am Markt möglichst hohe Preise zu erzielen, verkauft BEPET die Produktion im Voraus. BEPET versucht wie andere Stromerzeuger, 100 % des zu erzeugenden Stroms verkauft zu haben, um die übliche Volatilität der Preise aufgrund des Ausgleichsmechanismus zu umgehen. Durch den Vorausverkauf kann das Unternehmen sicherstellen, dass die zukünftige Produktion zu den in jenem Zeitpunkt geltenden Preisen verkauft wird, und in einigen Fällen diese Preise festsetzen.
(84)
BEPET verfügt über eine Reihe von Kanälen für den Verkauf des von BE erzeugten Stroms. Es verkauft 32 % des gesamten Stroms im Direktvertrieb. Der Direktvertrieb ist organisch gewachsen und bildet ein Kernelement der Geschäftsstrategie von BE.
(85)
Auf den Einzelhandelsmarkt entfällt nur ein kleiner Teil der Produktion von BE im Vergleich zu anderen großen Stromerzeugern in Großbritannien. Das Wachstum von BE auf diesem Markt dient vor allem der Diversifizierung der Lieferkanäle für den erzeugten Strom und weniger der Erschließung des Einzelhandelsmarkts. BE erzielt eine Bruttogewinnspanne von ca. 2 % (12) bei seinen Direktverkäufen, was die Wettbewerbslage auf diesem Markt widerspiegelt.
(86)
Zu den Gründen für die finanziellen Schwierigkeiten von BE im September 2002 zählten drei preislich überhöhte Strombezugsverträge und Ausgleichsgeschäfte, die es in seiner früheren Handels- und Geschäftstätigkeit eingegangen war. Diese wurden in den Kompromiss einbezogen, der mit den Hauptgläubigern als Teil des Umstrukturierungspakets erzielt wurde.
(87)
An erster Stelle ist der Vertrag mit TFE zu nennen. Im Vergleich mit den heutigen Marktpreisen war der Preis im Rahmen dieses Vertrags sehr hoch. Der Vertrag wurde 1997 geschlossen, zu einer Zeit, als die Preise im Durchschnitt deutlich höher waren als heute. Die an TFE fällige Forderung beläuft sich auf 85 Mio. GBP.
(88)
An zweiter Stelle folgt der Swap-Vertrag mit Enron vom 1. April 1996, bei dem es sich um ein Finanzvergleichsinstrument handelt, das auf der Differenz zwischen den Poolpreisen zu Spitzenzeiten und zu nachfrageschwachen Zeiten beruht. Der Vertrag wurde von BE vor dem Erwerb von Eggborough geschlossen. Er sollte als Absicherung vor den Schwankungen des zunehmenden Geschäfts mit gewerblichen Abnehmern von BE dienen. Die an Enron für diesen preislich überhöhten Strombezugsvertrag im Rahmen des Umstrukturierungspakets fällige Forderung beläuft sich auf 72 Mio. GBP.
(89)
Drittens handelt es sich um den Vertrag mit TPL, den BE 1999 bei der Übernahme von SWALEC übernahm. Der Vertrag wurde ursprünglich am 26. Juni 1991 unterzeichnet. Er ist preislich erheblich überzogen. Der an TPL für diesen Strombezugsvertrag im Rahmen des Umstrukturierungspakets fällige Betrag beläuft sich auf 159 Mio. GBP.
(90)
Als Teil des Umstrukturierungspakets hat BE beschlossen, für einen größeren Teil seiner Produktion mittelfristige Festpreisverkäufe einzugehen. Nach Angaben der britischen Regierung wird die Umsetzung dieser Strategie die Volatilität der Geldbewegungen verringern und die längerfristige Rentabilität des Unternehmens stärken.
(91)
Nach der neuen Strategie werden Vorausverkäufe der Produktion dazu führen, dass das Unternehmen einen größeren Teil seiner Produktion für die nächsten drei bis fünf Jahre zu einem Festpreis verkauft, womit BEPET den Wert eines größeren Teils des künftig erzeugten Stroms festsetzen kann.
(92)
Hauptziele der neuen Handelsstrategie sind i) die Begrenzung von Preisrisiken durch das Eingehen weiterer Festpreisverträge, ii) die Erhaltung einträglicher Vertriebskanäle für erhebliche Strommengen und iii) die Erzeugung zusätzlicher liquider Mittel, um ausreichende finanzielle Reserven zu bilden.
(93)
Seit Festlegung der neuen Strategie Anfang Dezember 2002 ist es BE gelungen, zusätzliche 14,8 TWh im Direktvertrieb von 2003 bis 2006 durch die Erneuerung von Jahresverträgen zu verkaufen und einige Mehrjahresverträge zu verlängern. Bis zum 6. März 2003 hat BE auch Verhandlungen mit einer Reihe von Großhandelspartnern über strukturierte Geschäfte geführt.
(94)
Am 6. Februar 2003 wurde ein wichtiger Vertrag mit British Gas Trading Limited über den Verkauf von ca. 10 TWh jährlich bis 1. April 2007 unterzeichnet, von denen mehr als die Hälfte zu einem Festpreis abgenommen wird.
(95)
Die neuen Verträge mit BNFL gewährleisten auch eine gewisse Strompreissicherung für BE, da sie die Bindung der variablen Preise für AGR-Brennelemente an die Strompreise und Entsorgungsdienstleistungen für abgebrannte AGR-Brennelemente vorsehen. Bei den aktuellen Marktpreisen gewährleisten die neuen Vereinbarungen mit BNFL eine teilweise Absicherung für ca. 60 % der AGR-Produktion von BE von ca. 58 TWh jährlich.
(96)
BE will sich in seiner mittelfristigen Strategie auf folgende Ziele konzentrieren:
a)
Betrieb seiner Kernkraftwerke gemäß des weltweiten Sicherheits- und Leistungsniveaus;
b)
Erhöhung der Sicherheit und Verbesserung von Produktivität und Wettbewerbsfähigkeit;
c)
Aufrechterhaltung eines zuverlässigen Marktzugangs und Abbau der Abhängigkeit von den Großhandelspreisen. Dies soll über die Vertragsbedingungen, den Zugang zur flexiblen Stromerzeugung durch Eggborough, den Direktvertrieb und die Konzentration auf die gewerblichen Abnehmer erreicht werden;
d)
Entwicklung eines rentablen Geschäfts mit erneuerbaren Energiequellen zur Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit des Direktvertriebs;
e)
Fortsetzung der Mitwirkung an den von der EU geförderten Aktivitäten zur Verbesserung der Reaktorsicherheit in der ehemaligen Sowjetunion und in Osteuropa.
(97)
Am 23. Dezember 2002 erklärte BE, dass es folgende verbindliche Zusagen über den Verkauf seiner Beteiligung von 82,4 % an Bruce Power gemacht hatte: 79,8 % an ein Konsortium aus Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust und TransCanada PipeLines Limited (zusammen das „Konsortium“) und 2,6 % an die Power Workers’ Union Trust No1 und The Society. Außerdem stimmte das Konsortium zu, die 50 %-Beteiligung von BE an Huron Wind, einem Windkraftprojekt in Ontario zu kaufen. Der Verkauf von Bruce Power und Huron Wind an das Konsortium wurde am 14. Februar 2003 geschlossen. BE erhielt dafür 678 Mio. CAD in bar. Darüber hinaus erwartet BE, bis zu 140 Mio. CAD zu erhalten, die vom Neustart von zwei Bruce A-Einheiten abhängig sind und sich auf Anderkonten befinden.
(98)
Der ursprüngliche Erlös von 275 Mio. GBP wurde abzüglich bestimmter Beträge für Transaktionskosten auf ein Konto zu Lasten von DTI eingezahlt, das von DTI im Rahmen der Vereinbarung über die Rettungskreditfazilität („CFA“) genehmigt wurde.
(99)
Exelon Generation Company, LLC („Exelon“) und British Energy Investment Ltd. haben Angebote für ihre jeweiligen Beteiligungen an AmerGen im Hinblick auf einen Verkauf von AmerGen eingeholt. Am 22. Dezember 2003 haben die Aktionäre von BE dem Verkauf der 50 %-Beteiligung von BE an AmerGen an Exelon Generation Company LLC zugestimmt. BE erhielt ca. 277 Mio. USD in bar.
(100)
Eine Reihe lokaler Behörden hat der zinsfreien Stundung der Zahlung von Körperschaftssteuern durch BE zugestimmt.
(101)
Nach Angaben der britischen Behörden handelt es sich dabei um folgende Behörden:
-
Lancaster City Council für das Kraftwerk Heysham, in Höhe von 1 775 240 GBP;
-
Shepway District Council für das Kraftwerk Dungeness in Höhe von 578 524 GBP;
-
Hartlepool Borough Council für das Kraftwerk Hartlepool in Höhe von 447 508 GBP;
-
North Ayrshire Council für das Kraftwerk Hunterston in Höhe von 735 947 GBP;
-
East Lothian Council für das Kraftwerk Torness in Höhe von 765 986 GBP.
(102)
Insgesamt wurden Ratenzahlungen von 4 303 205 GBP von November 2002 auf Februar 2003 verschoben. Hinsichtlich der Maßnahme G wurden die Steuern von BE im Februar 2003 vollständig gezahlt und die Zinsen von 65 656,24 GBP für den Zahlungsverzug am 7. Oktober 2003 gezahlt. Die Zinsen wurden anhand des Bezugszinssatzes für das Vereinigte Königreich von 6,01 % bis zum 31. Dezember 2002 und 5,42 % für die Zeit danach berechnet.
c) Finanzielle Auswirkungen des Umstrukturierungspakets
(103)
Vor der Erläuterung der Auswirkungen des Umstrukturierungsplans auf die Rentabilität von BE gingen die britischen Behörden auf die wirtschaftlichen Aspekte der Stromerzeugung aus Kernkraft ein. Bei der Analyse der wirtschaftlichen Aspekte der Stromerzeugungstätigkeit von BE wird in der Anmeldung zwischen den vermeidbaren Kosten und den nicht vermeidbaren Kosten für den Betrieb der Kraftwerke von BE unterschieden. Kernkraftwerke sind geprägt durch sehr hohe nicht vermeidbare Kosten und vergleichsweise niedrige vermeidbare Kosten, insbesondere kurzfristige Grenzkosten. Nach Angaben der britischen Behörden ist der Betrieb von Kernkraftwerken wirtschaftlich sinnvoll, da die Entscheidung Strom zu erzeugen, durch die Höhe der vermeidbaren Kosten bestimmt wird und Kernkraftwerke die niedrigsten kurzfristigen Grenzkosten haben.
(104)
Die britischen Behörden machen geltend, dass BE bei einer erfolgreichen Umstrukturierung keine strukturellen Verluste mehr erzielen würde. Der Plan sei geeignet, die Ursachen der Schwierigkeiten von BE zu beseitigen und langfristig die Rentabilität wiederherzustellen. Er werde insbesondere die Geschäftsstrategie von BE verbessern, die darin besteht, die nicht abgesicherte Position auszugleichen, BE von einem Teil seiner sehr hohen Fixkosten durch die Übernahme alter Nuklearverbindlichkeiten zu entlasten und BE in die Lage zu versetzen, ausreichende Barreserven aufzubauen, um seinen Fortbestand zu sichern.
(105)
Das Ziel des Umstrukturierungsplans von BE ist die Umstrukturierung seiner Kosten und Verbindlichkeiten und die Schaffung einer stabilen Kapitalstruktur, damit es als rentables Unternehmen langfristig tätig bleiben kann. Die britische Regierung geht davon aus, dass BE als finanziell lebensfähig anzusehen ist, wenn das Unternehmen rentabel ist, einen positiven Kapitalfluss hat und seine Tätigkeit fortlaufend finanzieren kann.
(106)
Folgende Bestandteile des Umstrukturierungsplans wurden entwickelt, um die finanzielle Lebensfähigkeit zu erzielen:
a)
Verkauf der Anteile von BE an Bruce Power und AmerGen, um Liquiditätsreserven im Unternehmen aufzubauen, die finanzielle Solidität zu verbessern und das Spektrum der Geschäftstätigkeiten zu verringern;
b)
Verringerung der Kostenbasis von BE durch Verhandlungen mit den Hauptgläubigern, um einen Kompromiss über ihre alten Forderungen zu erzielen und ein Moratorium bis zum Abschluss der Umstrukturierung zu vereinbaren im Austausch gegen neue Schulden und eine neue Beteiligung an BE nach Abschluss der Umstrukturierung;
c)
die Übernahme der Kosten bestimmter nuklearer Verbindlichkeiten durch die britische Regierung und die Neuaushandlung von Front-End- und Back-End-Brennelementebezugsverträgen mit BNFL; die neuen Geschäftsvereinbarungen mit BNFL haben das Risiko ungünstiger Strompreisentwicklungen für BE gemindert;
d)
Umsetzung einer neuen Handelsstrategie, um die mit dem Großhandelsstrommarkt und der Preisentwicklung für BE verbundenen Risiken zu mindern.
(107)
Nach Angaben der britischen Behörden wurde der Umstrukturierungsplan entwickelt, um eine wesentliche Anforderung an die finanzielle Rentabilität zu erfüllen, und zwar die Fähigkeit des Unternehmens, seine Aktivitäten zu finanzieren. Da das Unternehmen wahrscheinlich Schwierigkeiten haben würde, eine Finanzierung von Banken oder über den Anleihemarkt zu erlangen, insbesondere angesichts der relativ kleinen Zahl von Kreditgebern, die bereit wären, ein Kernenergieunternehmen zu finanzieren, muss der Umstrukturierungsplan als Alternative zu einer externen Finanzierung angesehen werden. Der Plan sieht die Schaffung und den Aufbau von Barreserven vor. Diese Barreserven sollen das Unternehmen in die Lage versetzen, Stromhandelsverträge zu schließen, die Sicherheiten erfordern, und eine Verknappung liquider Mittel ohne Rückgriff auf eine externe Finanzierung zu überstehen. Der Umstrukturierungsplan sieht die Bildung von zwei Reserven vor: eine Barsicherheitsreserve und eine Betriebsausfall- und Liquiditätsreserve. Die Reserven dieser zwei getrennten Pools sollen fungibel sein, so dass die Abschaltungs- und Liquiditätsreserve in Anspruch genommen werden kann, um zusätzliche Anforderungen an die Stellung von Sicherheiten zu erfüllen und umgekehrt. Dadurch soll die finanzielle Solidität von BE weiter verbessert werden.
(108)
BE hat folgende Maßnahmen unternommen, um seinen Kassenmittelbestand zu verbessern:
a)
Dämpfung der Auswirkungen saisonaler Schwankungen durch die Steuerung der Zahlungsmodalitäten, wo immer dies möglich ist,
b)
weitere Kostensenkungsinitiativen,
c)
Unterlegung von Direktvertriebsforderungen durch Wertpapiere.
(109)
Darüber hinaus hat BE eine Unternehmensplanung durchgeführt, die zu einer Aktualisierung der finanziellen Vorausschätzungen geführt hat, und hat die Fragen im Zusammenhang mit der Leistung seiner Anlagen eingehend geprüft.
(110)
In der Zeit bis 31. März 2004 wurden die Barreserven aus zwei Quellen aufgebaut: die Stillhaltevereinbarung (Maßnahme C) und der Verkauf von Vermögenswerten (Maßnahme F) nach Rückzahlung der ausstehenden Verbindlichkeiten aus der Rettungsbeihilfe in Form der Kreditfazilität.
(111)
Die britischen Behörden haben drei finanzielle Szenarien entwickelt, um den variablen Größen Rechnung zu tragen, von denen die Finanzlage von BE besonders abhängt: Stromerzeugungsleistung und Strompreise. Die Finanzplanzung wurde von Deloitte & Touche in ihrer Eigenschaft als Wirtschafts- und Energiemarktberater der britischen Regierung überprüft. Die Annahmen für Produktion und Investitionsausgaben in der Unternehmensplanung wurden von WS Atkins in ihrer Eigenschaft als technische Berater von BE und Citigroup überprüft sowie von Stone & Webster Management Consultants Inc. in ihrer Eigenschaft als technische Berater der britischen Regierung.
(112)
Bei der Überprüfung wurde drei wichtigen Änderungen seit der ursprünglichen Anmeldung im März 2003 Rechnung getragen, nämlich der Höhe der Strompreise, dem Leistungsverbesserungsprogramm (Performance Improvement Programme - PIP) zur Verbesserung der Zuverlässigkeit von Kernkraftwerken und der Stellung von Sicherheiten für Handelstätigkeiten.
(113)
Die Strompreise haben sich in den letzten Monaten erheblich geändert. Nach Angaben der britischen Behörden liegen die Strompreise derzeit über 28 GBP/MWh im Vergleich zu 16,4 GBP/MWh im März 2003. Hauptfaktoren für Änderungen bei den Strompreisvorausschätzungen sind die Entwicklung der Brennstoffpreise (Kohle, Gas, Öl), die durch das europäische Emissionshandelssystem eingeführte Preisbelastung für Kohlenstoff und die Kapazitätsreservespannen.
(114)
Die Kernkraftwerke von BE waren im internationalen Vergleich stets weniger leistungsfähig. Die ältesten Kraftwerke litten unter Investitionsdefiziten, und in allen Kraftwerken besteht ein Bedarf an Verbesserungen sowie ein hohes kurzfristiges Ausfallrisiko. BE hat daher Sanierungspläne für die Kraftwerke entwickelt. Das PIP soll Vorteile aufgrund von Veränderungen in der Unternehmenskultur und -organisation und erhöhten Investitionen in Kapital und Personal bringen. Dies soll im Laufe der Zeit zur Verbesserung der Zuverlässigkeit der Kraftwerke und zu Produktionssteigerungen führen.
(115)
BE hat dem jüngsten deutlichen Anstieg der Besicherungsanforderungen aufgrund der gestiegenen Marktpreise Rechnung getragen.
(116)
Um die Auswirkungen alternativer Annahmen für Stromerzeugung und Strompreise auf die Finanzlage von BE zu ermitteln, hat BE einen „Aufwärtsfall“ und einen „Abwärtsfall“ erwogen, die beide der Entwicklung der Strompreise, den Vorteilen aufgrund des PIP und dem voraussichtlichen Besicherungsbedarf Rechnung tragen:
a)
der „Aufwärtsfall“, der die Grundlage des Jahreshaushalts von BE bildet und der Festsetzung der Leistungsziele dient; er entspricht weitgehend dem in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens beschriebenen Aufwärtsfall;
b)
der „Wiedernotierungsfall“, der die Grundlage für öffentliche Erklärungen und Veröffentlichungen im Börsenprospekt ist; er ist als ein „Bankfall“ zu sehen. Die Preise im Wiedernotierungsfall leiten sich aus den Zukunftsprojektionen bei Anwendung eines Marktmodells ab, das die Erwartungen von BE hinsichtlich der Brennstoffkosten und der Emissionspreise einbezieht;
c)
das zu erwartende „Worst-Case-Szenario“ (RWC) entspricht dem Abwärtsfall und berücksichtigt Unsicherheiten bei Preisen und Stromausstoß; die RWC-Preise ergeben sich aus der von BE entwickelten Preiskurve.
(117)
Die britische Regierung hat beim Test der Rentabilität von BE die Zahlen des Unternehmens für seine Liquiditätsreserve zugrunde gelegt. Sie ist dabei zu folgenden Vorausschätzungen für die Zeit von 2005 bis 2010 gelangt:
Tabelle 5
Liquiditätsreserven
(Mio. GBP)
Wiedernotierungsfall/Bankfall
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Liquiditätsreserve
[…] (14)
Auswirkungen saisonaler Schwankungen und der Debitorenfazilität
Liquiditätsreserve nach saisonalen Schwankungen
Kumulative Auswirkungen der Schwachpunkte bei Barmitteln, Ausstoß und Besicherungen (13)
Liquiditätsreserven nach Überwindung der Schwachpunkte
Kumulative Auswirkungen der Maßnahmen zu Barmitteln und Besicherungen
Liquiditätsreserven nach Durchführung der Maßnahmen
RWC/Abwärtsfall
Liquiditätsreserve
Auswirkungen saisonaler Schwankungen und der Debitorenfazilität
Liquiditätsreserven nach Abbau der saisonalen Schwankungen
Kumulative Auswirkungen der Maßnahmen zu Barmitteln und Besicherungen
Liquiditätsreserven nach Überwindung der Schwachpunkte
Kumulative Auswirkungen der Maßnahmen zu Barmitteln und Besicherungen
Liquiditätsreserven nach Durchführung der Maßnahmen
(118)
Die britischen Behörden haben eine hochgerechnete Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit von 2005 bis 2009 für den Wiedernotierungsfall vorgelegt.
Tabelle 6
Gewinn- und Verlustrechnung im Wiedernotierungsfall
5-jähriger Vorausschätzungszeitraum
Gewinn- und Verlustrechnung
2005
2006
2007
2008
2009
Leistung der Kernkraftwerke in TWh
[…]
Einnahmen
Stromverkäufe
Verschiedene Verkäufe
Einnahmen insgesamt
Betriebliche Aufwendungen
Brennstoffkosten
Personalkosten
Material und Dienstleistungen
GuV zugeordnetes Kapital
Abschreibungen und Amortisierung
Betriebliche Aufwendungen insgesamt
Betriebsergebnis/(Verlust)
Beiträge aus neuen Geschäftstätigkeiten (PBIT):
AmerGen (vor Neubewertung)
Gewinn vor Finanzierungskosten und Steuern
Finanzierungskosten
Neubewertung (netto)
Nettozinsen und sonstige Finanzierungskosten
Finanzierungskosten insgesamt
Gewinn vor Steuern
17
171
186
336
355
Minderheitsbeteiligungen (Anteil am Gewinn vor Steuern)
0
0
0
0
0
Gewinn vor Steuern (und Leistungen an den britischen Staat)
17
171
186
336
355
Veränderung in den Leistungen an den britischen Staat
0
- 96
- 133
- 206
- 156
Gewinn vor Steuern (und außerordentliche Posten)
17
75
53
130
199
Außerordentliche Posten
4 068
0
0
- 40
0
Gewinn vor Steuern (nach außerordentlichen Posten)
4 085
75
53
90
199
Steuern
0
0
0
- 26
- 87
Gewinn nach Steuern und außerordentlichen Posten (vor Steuern auf außerordentliche Posten)
4 085
75
53
64
112
Quelle: BE.
Hinweis: Die Zahlen für 2004/2005 wurden virtuell berechnet (d. h., um die Vergleichbarkeit zu erleichtern, entsprechen die Brennstoffkosten und Angaben über Anpassungen den neuen Brennstoffverträgen, obwohl diese erst nach dem Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung wirksam werden).
(119)
Dieser Ansatz zeigt, dass sich die Gewinne vor Steuern, die Minderheitsbeteiligungen, die Zusagen der britischen Regierung und die außerordentlichen Posten von 17 Mio. auf 171 Mio. GBP im Jahr 2005 bis 355 Mio. GBP in den darauf folgenden Jahren verbessern. Im Jahr 2005 besteht der außerordentliche Posten aus der buchungstechnischen Berücksichtigung der Zusage der britischen Regierung, die nuklearen Verbindlichkeiten gemäß Maßnahme A zu finanzieren.
(120)
Ab 2005 wird der Gewinn vor Steuern durch die Beiträge zum NLF deutlich zurückgehen. Diese Beiträge machen 65 % des nach dem Schuldendienst verfügbaren Kapitalflusses aus und sind nicht zu zahlen, wenn der Kapitalfluss negativ ist oder Überweisungen zur Erhaltung der angestrebten Liquiditätsreservehöhe erforderlich werden.
(121)
Eine Analyse der finanziellen Vorausschätzungen von BE zeigt, dass das umstrukturierte Geschäft im Wiedernotierungsfall voraussichtlich Gewinne und einen Cashflow zur Bedienung der verschiedenen Interessierten abwirft; sie zeigt auch, dass voraussichtlich erhebliche Beiträge zur Erfüllung der nicht geregelten Verbindlichkeiten und Stilllegungsverbindlichkeiten vor etwaigen Dividendenzahlungen aufzuwenden sein müssen.
3. Gründe für die Einleitung des Verfahrens
(122)
In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission festgestellt, dass der Umstrukturierungsplan BE einen selektiven Wettbewerbsvorteil in einer Branche verschafft, in der es innergemeinschaftlichen Handel gibt. Die Maßnahmen A und G betreffen direkt die Haushalte der zentralen und lokalen britischen Behörden und damit staatliche Mittel. Es handelt sich daher um staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag. Es ist auch möglich, dass Maßnahme B und - zumindest teilweise - Maßnahme C aus staatlichen Mitteln gewährt wurden, sofern das staatliche Unternehmen BNFL sich nicht wie ein marktwirtschaftlich handelnder privater Geldgeber verhalten hat. Offenbar handelt es sich auch bei diesen Maßnahmen um staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag.
(123)
Die Kommission hat die Beihilfe nach Maßgabe der Leitlinien für die Beurteilung von staatlichen Beihilfen zur Rettung und Umstrukturierung von Unternehmen in Schwierigkeiten (15) (nachstehend „die Leitlinien“) geprüft.
(124)
Diese Prüfung ergab folgende Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit der Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt:
(125)
Die Kommission bezweifelte, dass der Plan innerhalb eines angemessenen Zeitraums zur Wiederherstellung der Rentabilität von BE führen wird. Einige der Maßnahmen haben eine sehr lange Laufzeit (mindestens bis 2086). Überdies hängt die Verbesserung der Lage von BE offenbar allein von externen Hilfen der Regierung und der Hauptgläubiger und nicht einer umfassenden internen Umstrukturierung ab. Falls es sich um eine staatliche Beihilfe handelt, könnte die Neuaushandlung der Preise mit BNFL für Brennelementelieferungen und die Entsorgung abgebrannter Brennelemente als dauerhafte Betriebsbeihilfe für Kernkraftwerke angesehen werden, die mit der Anforderung, dass BE nach Abschluss der Umstrukturierung auf dem Markt aus eigener Kraft bestehen muss, ebenso unvereinbar wäre wie mit dem Verursacherprinzip.
(126)
Die Kommission hatte Zweifel, ob die Beihilfe genehmigt werden kann, ohne Maßnahmen vorzusehen, um deren Auswirkungen auf die Wettbewerber auszugleichen. Sie erkannte an, dass es wahrscheinlich keine oder nur sehr geringe Überschusskapazitäten auf dem betreffenden Markt gibt. Angesichts des starken Wettbewerbs auf diesem Markt und des hohen Beihilfebetrags war es nach ihrem Dafürhalten jedoch wahrscheinlich, dass eine Ausgleichsmaßnahme erforderlich wird, um die Beihilfe mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar zu machen, auch wenn diese Ausgleichsmaßnahme nicht aus der endgültigen Stilllegung von Kernkraftwerken bestehen sollte.
(127)
Die Kommission bezweifelte auch, dass sich die Beihilfe auf das Mindestmaß beschränkt. Sie stellte hierzu fest, dass der Plan einen Mechanismus vorsieht, nach dem BE sich in Höhe eines Prozentsatzes seines freien Cashflows an den Umstrukturierungskosten beteiligt. Angesichts der sehr ungewissen Höhe der zu gewährenden Beihilfen konnte die Kommission zu jenem Zeitpunkt jedoch nicht ermessen, ob sich die Beihilfe auf das Mindestmaß beschränkt.
(128)
Aus den dargelegten Gründen kam die Kommission zu dem Schluss, dass zu bezweifeln ist, ob der Umstrukturierungsplan den Kriterien der Leitlinien entspricht und ob die Maßnahmen der britischen Regierung zugunsten von BE für mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar angesehen werden können. Die Kommission beschloss daher, ein Verfahren nach Artikel 88 Absatz 2 EG-Vertrag einzuleiten.
(129)
Die Kommission fügte hinzu, dass der Beschluss zur Einleitung des Verfahrens einer Anwendung des Euratom-Vertrags nicht vorgreift. Einige Maßnahmen, insbesondere die Maßnahmen A und B waren im Licht der Ziele des Euratom-Vertrags zu beurteilen. Die Kommission ersuchte das Vereinigte Königreich daher um Übermittlung sämtlicher Informationen, die der Beurteilung der Maßnahmen, insbesondere der Maßnahmen A und B im Hinblick auf die Ziele des Euratom-Vertrags dienen können.
III. BEMERKUNGEN VON INTERESSIERTEN
(130)
Nach der Veröffentlichung des Beschlusses zur Einleitung des Verfahrens und innerhalb der darin vorgesehenen Frist gingen bei der Kommission 20 Bemerkungen von Interessierten und von BE ein. Diese können wie folgt zusammengefasst werden:
(131)
BE macht geltend, dass der Fall angesichts der Funktionsweise des Strommarkts und der wirtschaftlichen Verfassung von Kernkraftwerken außergewöhnlich sei.
(132)
BE betont, dass die Kosten aus der Vergangenheit in Form seiner nuklearen Verbindlichkeiten nach dem deutlichen Rückgang der Strompreise im Vereinigten Königreich nicht mehr von BE getragen werden könnten. Nach dem Umstrukturierungsplan sei es dazu verpflichtet, erhebliche Beiträge zu den Kosten der Vergangenheit zu leisten. Zu den Kosten der Stilllegung und der sonstigen nuklearen Verbindlichkeiten, die von den neuen Verträgen mit BNFL nicht erfasst werden, werde über den NDF/NLF ein Beitrag geleistet. Weitere Maßnahmen, die BE und seine Geldgeber betreffen, sind der Verkauf der nordamerikanischen Vermögenswerte, der Verlust aller Investitionen der vorhandenen Anteilsinhaber, die Abfindung der vorhandenen Geldgeber und die Ausgabe neuer Anleihen.
(133)
BE erklärt, dass die Zahlung eines Pauschalbetrags an den Empfänger nicht praktikabel wäre, weil einige der Kosten erst in sehr ferner Zukunft fällig werden. Eine Ablehnung des Umstrukturierungsplans mit der Begründung, dass er BE ein für allemal von bestimmten, zur Zeit jedoch nicht bezifferbaren Verbindlichkeiten entbindet, würde hingegen einen Präzedenzfall gegen die Genehmigung von Umstrukturierungsbeihilfen schaffen, die aufgrund von Kosten der Vergangenheit notwendig werden.
(134)
BE ist der Ansicht, dass aus einem Vergleich mit Vereinbarungen mit den privaten Gläubigern keine Rückschlüsse gezogen werden könnten. Im Fall von BNFL wäre ein erheblicher Teil seines Kerngeschäfts bedroht und würde möglicherweise verloren gehen, wenn der Betrieb der Kraftwerke von BE ausfiele.
(135)
BE betont, dass BNFL eine äußerst harte Haltung eingenommen habe und vielleicht nur von der Erwägung zurückgehalten wurde, dass BE hätte insolvent werden können. Die neu ausgehandelten Bedingungen waren nach Ansicht von BE das Mindeste, was wirtschaftlich erzielt werden musste, um nach der Umstrukturierung ein solides Unternehmen bleiben zu können. Nach Auffassung von BE hat die Kommission möglicherweise den geschäftlichen Gehalt der neuen Verträge mit BNFL, die Fakten und deren zeitliche Abfolge missverstanden. BE erläutert in einem Anhang zu seinem Vorbringen, warum nach seiner Ansicht die Preise nach den neuen Verträgen nicht sehr zu seinen Gunsten sind.
(136)
BE erinnert daran, dass der Umstrukturierungsplan das Problem lösen sollte, dass BE angesichts nunmehr viel niedrigerer Großhandelsstrompreise die „Kosten der Vergangenheit“ nicht mehr tragen konnte. Laut BE wird dieses Problem durch den Umstrukturierungsplan gelöst.
(137)
Hinsichtlich der Auswirkungen des Beihilfepakets auf den Wettbewerb argumentiert BE, dass die Kernkraftwerke von BE ständig in Betrieb bleiben müssen, da die kurzfristigen Grenzkosten seiner Kernkraftwerke wesentlich niedriger seien als die aller anderen Grundlastanbieter. Die genaue Höhe der kurzfristigen Grenzkosten von BE sei jedoch nicht maßgeblich für die Ermittlung der Strompreise, in denen sich die höheren kurzfristigen Grenzkosten eines kleineren Anbieters widerspiegelten.
(138)
Nach Ansicht von BE sind Kernkraftwerke technisch und wirtschaftlich unflexibel und ist deren Betrieb nur als Grundlastanbieter wirtschaftlich. Zu seiner Vertriebsstrategie erklärt BE, dass es durch die wirtschaftliche Logik der Stromerzeugung aus Kernkraft veranlasst werde, seine Produktion überwiegend im Voraus längerfristig auf den Markt zu bringen.
(139)
Nach Ansicht von BE bestehen keine Überkapazitäten bei der Stromerzeugung in Großbritannien. Im Hinblick auf Ausgleichsmaßnahmen sei es wirtschaftlich ineffizient, die vorzeitige Stilllegung eines seiner Kernkraftwerke zu verlangen, da das Ziel des Beihilfepakets darin bestehe, die Kernkraftkapazität von BE zu erhalten, die angesichts der Erzeugung von Strom mit einem Mindestmaß vermeidbarer Ausgaben die kostengünstigste Kapazität auf dem britischen Markt sei. Außerdem würde man damit in die Zuständigkeit der britischen Regierung bei der Wahl der Energieversorgungsquellen des Vereinigten Königreichs eingreifen und dem Ausstoß umweltschädlicher Gase Vorschub leisten.
(140)
BNFL ist ein staatliches Unternehmen, das im Kernkraftbereich tätig ist. Es liefert die AGR-Brennelemente an BE, bereitet sie auf oder lagert sie. Neben seiner Tätigkeit im Brennelementekreislauf betreibt BNFL auch einige Magnox-Kernkraftwerke und ist in der Entwicklung von Kernkraftwerken tätig.
(141)
Die Bemerkungen von BNFL konzentrieren sich auf die Frage, ob in den Maßnahmen B und C eine Beihilfe an BE enthalten ist. BNFL betont, dass seine Beiträge zum Umstrukturierungsplan von BE dem Prinzip eines marktwirtschaftlich handelnden privaten Geldgebers entsprächen und folglich keine Beihilfen seien.
(142)
BNFL erklärt, dass sein Finanzberater (NM Rothschild & Sons Limited - „Rothschild“) es bereits im April 2002 davon überzeugt habe, dass ein für BNFL wertvolles „geordnetes Rettungspaket“ sinnvoller sei als eine Insolvenz von BE angesichts der anfälligen Position von BNFL als Hauptgläubiger von BE, seiner mangelnden Absicherung und der Schwäche seiner rechtlichen Position. Sein Board habe zwar einer Umstrukturierung der bestehenden Verträge mit BE zugestimmt, jedoch unter der Bedingung, dass BE nicht um jeden Preis solvent gehalten wird, und dass mit dem Hilfspaket, das BE vorgeschlagen wird, der geschäftliche Vorteil für BNFL angesichts seines eigenen Bilanzdefizits nachgewiesen werden müsse.
(143)
BNFL schildert im Einzelnen die aufeinander folgenden Vorschläge und Gegenvorschläge beider Seiten und die betreffenden Stellungnahmen von Rothschild. Es fügt in allen Einzelheiten die zeitliche Abfolge und den Inhalt der Gespräche zwischen BE und BNFL hinzu, aus denen hervorgeht, dass sich BNFL bereits zur Hilfe bereit erklärt hatte, bevor BE die britische Regierung um Hilfe bat, aber feststellen musste, dass eine Hilfsmaßnahme ohne einen allgemeinen Umstrukturierungsplan nicht möglich sein würde. Die Gespräche wurden bereits im Mai 2000 aufgenommen, als BE zum ersten Mal - erfolglos - die Anwendung der in den Verträgen vorgesehenen Härteklausel beantragte. Neue Gespräche wurden im Laufe des Jahres 2002 aufgenommen.
(144)
BNFL betont, dass es nicht an den Gesprächen zwischen BE und der britischen Regierung beteiligt war. Gemäß der Einschätzung seiner unabhängigen Rechts- und Finanzberater kam BNFL zu dem Schluss, dass eine Beteiligung an der Umstrukturierung in seinem eigenen Geschäftsinteresse war, weshalb es am 28. November 2002 eine Einigung mit BE über die endgültigen Bedingungen erzielte. Erst nach der Einigung über die endgültigen Bedingungen mit BE seien BNFL die Einzelheiten der Beteiligung der britischen Regierung bekannt geworden.
(145)
Der Vergleich der Bedingungen vom 3. September mit den endgültigen Bedingungen legte BNFL den Schluss nahe, dass sich beide Papiere stark ähnelten und dass das endgültige Ergebnis der Ausgangsposition von BNFL deutlich näher kam als der von BE.
(146)
BNFL erläutert im Einzelnen seine Bewertung der geschäftlichen Vorteile der Umstrukturierung im Vergleich zur Insolvenz von BE auf der Grundlage der von den Finanz- und Rechtsberatern erstellten Analyse. Darin werden erhebliche Risiken für BNFL im Fall der Insolvenz von BE festgestellt, die insbesondere auf die Tatsache zurückzuführen seien, dass BE erhebliche nicht ausgewiesene Darlehenssalden zwischen verschiedenen Unternehmen seiner Gruppe aufwies, dass die vertraglichen Vereinbarungen von BNFL mit BE in vielfacher Hinsicht einzigartig waren und dass kein klarer Präzedenzfall aus früheren Insolvenzen abgeleitet werden könne. Außerdem würde der britischen Regierung als einzigem Gläubiger, der von der Besicherung der Kernkraftwerke von BE einen Vorteil haben würde, eine zentrale Rolle für das Ergebnis der Insolvenz zukommen. BNFL hatte jedoch keine Erkenntnisse über das wahrscheinliche Vorgehen der britischen Regierung in einem Insolvenzverfahren.
(147)
Während man erwarten könnte, dass die Rolle von BNFL als Hauptlieferant von BE im Fall einer Insolvenz ihm eine starke Verhandlungsposition verliehen hätte, wurde seine Fähigkeit, glaubwürdig drohen zu können, die Lieferung von Waren und Dienstleistungen an BE einzustellen, durch eine Reihe von Faktoren untergraben. BNFL weist darauf hin, dass es als größter Gläubiger von BE der Hauptverlierer gewesen wäre, wenn die Kernkraftwerke von BE als Folge der Ausübung dieser Drohung stillgelegt würden. Außerdem sei zu bezweifeln, dass es die Verträge rechtmäßig beenden und bereits erhaltene abgebrannte Brennelemente und Abfälle an BE zurückschicken könnte, da dies die Rechtsvorschriften über die Sicherheit kerntechnischer Anlagen nicht zulassen würden. Schließlich musste BNFL als verantwortungsbewusstes kerntechnisches Dienstleistungsunternehmen BE weiter Dienstleistungen erbringen, da es ein Sicherheitsrisiko wäre, dies nicht zu tun, und auch von Dritten als solches angesehen werden könnte.
(148)
BNFL hat die Insolvenz von BE auf drei mögliche Ergebnisse hin untersucht, nämlich die Stilllegung der Kernkraftwerke von BE, die eine minimale Beitreibung ergeben würde, den Übergang der Kernkraftwerke von BE in das Eigentum von BNFL, was bedeuten würde, dass es alle nuklearen Verbindlichkeiten von BE übernehmen müsste, was sehr risikoträchtig und unattraktiv ist, und den Übergang in das Eigentum der britischen Regierung, die die Gläubiger auffordern würde, erhebliche Abschreibungen hinzunehmen.
(149)
Die vorgeschlagene Umstrukturierung erschien daher wirtschaftlich attraktiver, da sie die Abhängigkeit von BNFL gegenüber BE reduziert und BNFL einen höheren und sichereren Einnahmenfluss als die Insolvenz bietet. Es ist daher davon auszugehen, dass BNFL sich wie ein privater Gläubiger verhalten hat.
(150)
Schließlich hat BNFL die Rendite anderer Hauptgläubiger mit seiner eigenen Rendite verglichen, um sicher zu stellen, dass die Bedingungen für BNFL akzeptabel sind. Um seine Position weiter abzusichern, erwirkte BNFL die Aufnahme einer Klausel in die endgültigen Bedingungen, nach der die geplanten Zugeständnisse zurückgenommen werden können, wenn einem anderen Hauptgläubiger günstigere Bedingungen als BNFL eingeräumt werden. Rothschild aktualisierte seine Bewertung, als die genauen Bedingungen, die BE mit anderen Hauptgläubigern vereinbarte, feststanden, und es bestätigte, dass die Vereinbarungen mit BNFL nicht ungünstiger seien als die mit anderen Hauptgläubigern erzielten. Überdies treten die geänderten Vertragsvereinbarungen erst und nur dann in Kraft, wenn die Umstrukturierung abgeschlossen ist.
(151)
Hinsichtlich Maßnahme C erklärt BNFL, dass es mit Hilfe von Rothschild geprüft habe, ob es im Rahmen des Moratoriums weitergehende Konzessionen zur Schuldenstundung als die anderen Hauptgläubiger macht. Als BNFL bekannt wurde, dass andere Gläubiger im Rahmen der Stillhaltevereinbarung günstigere Bedingungen als BNFL erreichten (auch wenn die Position von BNFL nicht direkt mit der der anderen Hauptgläubiger von BE vergleichbar ist), erwägte es Neuverhandlungen, um Zinsen zu verlangen. Es kam zu dem Schluss, dass es unwahrscheinlich sei, dass BE Zinsen an BNFL zahlen und genügend überschüssige Liquidität erwirtschaften könnte, um die Umstrukturierung zu ermöglichen. Ungeachtet seiner Position im Rahmen des Moratoriums würde BNFL insgesamt eine bessere Lösung erreichen, wenn die Umstrukturierung durchgeführt wird.
(152)
BNFL erklärt, dass seine Entscheidung, Vereinbarungen mit BE zu treffen, eigenständig und nicht auf Anweisung der britischen Regierung getroffen wurde. Die Tatsache, dass BNFL ein staatliches Unternehmen ist, reiche nicht aus, um davon auszugehen, dass Entscheidungen von BNFL der britischen Regierung zuzurechnen sind. Auch wenn die britische Regierung der einzige Aktionär von BNFL ist, ist BNFL in seinem täglichen Geschäft von der britischen Regierung unabhängig und verpflichtet, marktwirtschaftlich zu handeln. BNFL hat Unterlagen zu seinem Rechtsstatus beigefügt und erläutert, dass es seinen Aktionär (das Industrie- und Handelsministerium - DTI) während der Verhandlungen mit BE über die Gespräche auf dem Laufenden gehalten hat. Es bezeichnet dies als übliches Verhalten für ein Unternehmen, das von einem Mehrheitsaktionär kontrolliert wird. Das DTI machte BNFL darauf aufmerksam, dass es geänderte Vereinbarungen mit BE (im Rahmen seiner Befugnisse gegenüber BNFL) nur genehmigen werde, wenn diese für BNFL nach unternehmerischen Grundsätzen erzielt werden.
(153)
Greenpeace Limited ist die britische Zweigstelle von Greenpeace International, die sich für den Ausstieg aus der Kernenergienutzung und die Förderung der Nutzung sauberer und erneuerbarer Energiequellen im Vereinigten Königreich einsetzt.
(154)
Greenpeace macht geltend, dass Maßnahme A durch die Begrenzung der Beiträge von BE zur Finanzierung der nuklearen Verbindlichkeiten eine nicht zu rechtfertigende Betriebsbeihilfe für BE und/oder seine Aktionäre und ein Mittel zur Verbesserung der Attraktivität von BE für die Investoren sei.
(155)
Laut Greenpeace sind die Maßnahmen B und C nicht zu rechtfertigende Betriebsbeihilfen, die eine Förderung durch BNFL bedinge, das als Vertreter des Staates oder auf Veranlassung des Staates handele, wobei
a)
BNFL ein in Schwierigkeiten befindliches Unternehmen sei, das nur durch staatliche Beihilfen am Leben erhalten werde;
b)
BNFL an Dreiparteien-Verhandlungen mit der Regierung und BE beteiligt gewesen sei, die zur Formulierung des Umstrukturierungspakets von BE unmittelbar nach der Weigerung von BNFL führten, die Bedingungen seiner Verträge mit BE zu ändern; Greenpeace fordert die Kommission daher auf, BNFL zu ersuchen, Kopien interner Unterlagen vorzulegen, um zu sehen, ob BNFL in die Gespräche zwischen BE und der britischen Regierung eingeweiht war;
c)
die Vereinbarungen keine wirklich wirtschaftlichen Vereinbarungen und die Verträge von BNFL mit BE von Anfang an keine wirtschaftlichen Vorkehrungen gewesen seien; sie ähnelten vielmehr einer künstlichen Konstruktion, um BNFL einen sicheren Einnahmenstrom zu verschaffen; das Umstrukturierungsbeihilfepaket verschaffe BNFL weiterhin diesen Einnahmenstrom;
d)
die neu verhandelten Preisbedingungen nicht die tatsächlichen Kosten der erbrachten Dienstleistungen widerspiegeln, sondern an die Großhandelspreise geknüpft seien; da der Vorteil aufgrund der Verträge dauerhaft im Rahmen einer unbefristeten Vereinbarung gewährt wird, bedinge die Beihilfe eine langfristige Förderung von BE und nicht die einmalige Förderung zur Wiederherstellung der Rentabilität; es handele sich daher um eine „Betriebsbeihilfe“ und nicht um eine „Umstrukturierungsbeihilfe“, die nicht mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar sein kann.
(156)
Greenpeace teilt alle Zweifel der Kommission und kommt zu dem Schluss, dass die Beihilfe mit dem EG-Vertrag unvereinbar sei. Es weist insbesondere darauf hin, dass die Umstrukturierungsbeihilfe sich nicht nur auf vorhandene Marktteilnehmer auswirke, sondern auch den Einstieg neuer Unternehmen verhindere, da andere etablierte Unternehmen und neue Unternehmen daran gehindert würden, ihre eigene Effizienz zu nutzen. Die Förderung der Kernenergieunternehmen decke sich außerdem nicht mit der Erklärung der Regierung zur Diversität der Energiequellen, einschließlich der erneuerbaren Energiequellen.
(157)
Hinsichtlich der Frage der Überkapazitäten ist Greenpeace der Ansicht, dass die von National Grid bei der Planung des Bedarfs für die künftige Stromerzeugung zugrunde gelegte „Planungsmarge“ zur Gewährleistung einer sicheren Kapazität keine geeignete Grundlage sei, um festzustellen, ob auf dem Markt Überkapazitäten vorhanden sind. Nach Ansicht von Greenpeace ist wahrscheinlich schon jetzt eine erhebliche strukturelle Überkapazität auf dem relevanten Markt vorhanden, die sich noch erhöhen werde.
(158)
Greenpeace bezweifelt, dass die Stilllegung eines Teils der Kraftwerke von BE für die Steuerzahler teurer wäre, da die Fähigkeit von BE, zur Begleichung seiner vorhandenen Verbindlichkeiten beizutragen, zweifelhaft sei. Für Greenpeace gäbe es kurzfristig keinen Grund für die Annahme, dass das Vereinigte Königreich nicht in der Lage wäre, seine Ziele im Rahmen des Kyoto-Protokolls zu erreichen.
(159)
Laut Greenpeace sei es nach den von ihm in Auftrag gegebenen Studien sowohl praktikabel als auch sicher, Kernkraftwerke sofort oder schrittweise stillzulegen. Es kommt zu dem Schluss, dass eine teilweise oder schrittweise Stilllegung der Kraftwerke von BE geringere Beihilfen bedingen könnte.
(160)
Greenpeace ist der Ansicht, dass der Euratom-Vertrag einer Prüfung des Vorliegens einer staatlichen Beihilfe nach dem EG-Vertrag nicht entgegensteht. Wenn der Euratom-Vertrag keine branchenspezifischen Regeln für Beihilfen an die Kernenergiewirtschaft enthält, sollten die allgemeinen Bestimmungen des EG-Vertrags für staatliche Beihilfen anwendbar sein. Greenpeace zitiert die verbundenen Rechtssachen 188 und 190/80, Frankreich und andere gegen die Kommission (16). Es bringt vor, dass sich die Beihilfemaßnahmen auf Fragen bezögen, die nur in dem Maße unter den Euratom-Vertrag fallen könnten, wie sie die Sicherheit kerntechnischer Anlagen und die Sicherheitsaspekte der Stilllegung betreffen. Es gelangt zu dem Schluss, dass die fraglichen Maßnahmen nicht notwendig seien, um die genannten Ziele zu erreichen, und dass die Fortsetzung von Betriebsbeihilfen nicht als notwendig angesehen werden könne, um die Sicherheit zu gewährleisten, wenn es eine sichere, praktikable Möglichkeit einer vollständigen oder teilweisen Stilllegung der Kraftwerke von BE gibt. Laut Greenpeace sollte die Kommission den Gemeinschaftsrahmen für staatliche Umweltschutzbeihilfen heranziehen (17).
(161)
Powergen ist einer der größten Stromversorger in England und Wales. Es hat einen Anteil von 11 % an der Stromerzeugungskapazität (BE hat einen Anteil von 14 %), und beliefert vor allem große gewerbliche Abnehmer sowie KMU und Privatkunden. Es befindet sich im Besitz von E-ON.
(162)
Powergen ist gegen das Beihilfepaket. Nach seiner Ansicht wird die Beihilfe BE die Möglichkeit geben, den Betrieb seiner Kernkraftwerke fortzusetzen, die es andernfalls hätte stilllegen müssen. Powergen bestreitet die Auffassung der britischen Behörden, dass die Kraftwerke in jedem Fall weiter betrieben würden. Es befürchtet, dass die Beihilfe BE in die Lage versetzen wird, künstlich niedrige Preise anzubieten, um Marktanteile an der Versorgung von Großkunden zu gewinnen und in die Belieferung von Privatkunden einzusteigen. BE könnte auch in der Lage sein, Investitionen in die Stromerzeugung aus anderen Quellen als der Kernenergie zu finanzieren.
(163)
Powergen bittet, zu den Ausgleichsmaßnahmen angehört zu werden und schlägt drei mögliche Maßnahmen vor:
(164)
Erstens: Vorziehen der Stilllegung des Kernkraftwerks Dungeness B auf April 2004. Laut Powergen hätte der Markt genügend Zeit, die nötige Kapazität aufzubauen, um eine ausreichende Marge zu erhalten, wenn diese vorzeitige Stilllegung lange genug im Voraus bekannt gemacht würde.
(165)
Zweitens: Abgrenzung der Beihilfe durch das Verbot der Quersubventionierung zwischen den verlustträchtigen Bereichen von BE (AGR-Kraftwerke) und anderen Geschäftsbereichen von BE, Aufteilung der Stromerzeugung und -lieferung in getrennte Unternehmen mit getrennter Buchführung und Auferlegung spezifischer Kontrollen für die Verwendung liquider Mittel durch BE, um zu gewährleisten, dass vom Staat gezahlte Mittel zur Finanzierung der nuklearen Altlasten nicht für andere Zwecke verwendet werden. Diese Maßnahmen sollten solange in Kraft bleiben, wie die Maßnahmen des Umstrukturierungsplans in Kraft sind.
(166)
Drittens: Verhinderung von Wettbewerbsverfälschungen auf dem Einzelhandelsstrommarkt durch ein Verbot, dass BE Strom zu einem unter den Kosten liegenden Preis anbietet (den Kosten des Erwerbs von Strom auf dem Großhandelsmarkt zuzüglich anderer damit verbundener Kosten), Begrenzung des Marktanteils von BE im Industrie- und Handelsgeschäft (eine Begrenzung auf 20 % wird vorgeschlagen) und Verbot, dass BE neue Einzelhandelsmärkte erschließt. Diese Maßnahmen sollten solange in Kraft bleiben, wie die Maßnahmen des Umstrukturierungsplans in Kraft sind, und ihre Effizienz sollte von der Kommission fünf Jahre nach der Einführung überprüft werden.
(167)
Powergen erklärt zur Wiederherstellung der Rentabilität, dass die Szenarien der britischen Behörden zur Ermittlung der künftigen Rentabilität von BE zu optimistisch seien, insbesondere was die Verfügbarkeit der Kraftwerke von BE im Vergleich zur Vergangenheit angeht.
(168)
Schließlich behauptet Powergen, dass im Sinne der ständigen Rechtsprechung die Regeln des EG-Vertrags über staatliche Beihilfen für die Kernindustrie ungeachtet des Euratom-Vertrags gelten. Es bezieht sich hierbei auf dasselbe Urteil von 1990 wie Greenpeace.
(169)
InterGen ist ein auf allen Kontinenten weltweit tätiges Stromerzeugungsunternehmen. Mit einem Anteil von 2 % an der Stromerzeugungskapazität in England und Wales hat es zwei Kraftwerke in Betrieb und eines im Bau (BE hat einen Anteil von 14 %). InterGen verkauft den größten Teil seines Stroms auf dem Großhandelsmarkt und einen Teil über langfristige Verträge. Es ist auch auf dem Erdgashandelsmarkt tätig. InterGen befindet sich im gemeinsamen Besitz von Shell und Bechtel.
(170)
Laut InterGen bestehen im Vereinigten Königreich Bedenken, ob die Versorgungssicherheit und die kerntechnische Sicherheit von Insolvenzverwaltern gewährleistet werden könnte. Sie behaupten, dass BE InterGen geschädigt habe und weiter schädige und dass Wettbewerber von InterGen wie Teeside Power Limited, die zu den Gläubigern von BE zählen, im Rahmen des Umstrukturierungsplans gegenüber InterGen bevorzugt würden. InterGen beansprucht für sich und sein verbundenes Unternehmen einen Ausgleich für die erlittenen Schäden, falls die Kommission die Beihilfe genehmigen sollte.
(171)
Laut diesem Dritten gehe aus früheren Presseveröffentlichungen hervor, dass vor der Umstrukturierung von BE ein Wiederaufbereitungspreis von ca. 1 000 GBP/kg Schwermetall (HM) gezahlt wurde. Nach der Umstrukturierung von BE sei ein Preis von ca. 150 GBP/kg HM zwischen BNFL und BE vereinbart worden, der 85 % unter der ursprünglichen Vereinbarung liegt. Er fügt hinzu, dass die ursprünglichen Wiederaufbereitungsverträge zwischen BNFL und BE auf der Kosten-plus-Regelung beruhten, was bedeutet, dass die Grundlastkunden nur dann eine Wiederaufbereitung vertraglich erlangen konnten, wenn sie der (anteiligen) Übernahme der Vollkosten der Wiederaufbereitung plus einen Gewinnzuschlag zustimmen. Sollten vor diesem Hintergrund die mit den Grundlastkunden vereinbarten Wiederaufbereitungskosten erst ab 1 000 GBP/kg HM kostendeckend sein, so bedeute dies, dass der mit BE neu vereinbarte Preis nur annähernd kostendeckend sein könne. Selbst für Neuverträge betrage der Preis 1 000 GBP/kg HM (Preisstand 2003).
(172)
Er kommt zu dem Schluss, dass diese Preise zeigen, dass sich BNFL bei seinen Verhandlungen mit BE nicht wie ein marktwirtschaftlich handelnder privater Geldgeber verhalten habe, es sei denn, BNFL wäre bereit, auch anderen Kunden ähnlich günstige Bedingungen einzuräumen.
(173)
Drax ist der größte Erzeuger von Strom aus Kohlekraftwerken in Westeuropa. Es war zuvor Teil der AES Corporation, einer US-amerikanischen Energie-Gruppe, die auf dem Gebiet der Erzeugung, des Vertriebs und der Lieferung von Strom weltweit tätig ist. Am 5. August trat AES Corporation die Kontrolle von Drax an seine Gläubiger ab. Am 30. August 2003 gab Drax bekannt, dass es einen Exklusivvertrag mit International Power plc über eine Beteiligung an seiner Umstrukturierung geschlossen hat.
(174)
Laut DRAX sind die Maßnahmen A, B und G staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag, die Maßnahmen D, E und F jedoch nicht. Es ist der Ansicht, dass der Beihilfebetrag schwer abzuschätzen sei. DRAX glaubt, dass der Betrag bei der Maßnahme A deutlich höher als die aktuelle Schätzung sein könnte, da die Höhe der Stilllegungsverbindlichkeiten im Vereinigten Königreich nicht bekannt sei und es unwahrscheinlich sei, dass BE zu den Kosten der nuklearen Verbindlichkeiten beitragen werde. Die britische Regierung behalte in jedem Fall die Verantwortung für die Back-end- und Stilllegungsverbindlichkeiten und werde eine Insolvenz von BE nicht zulassen. DRAX ist der Ansicht, dass die Nichtanrechnung der Steuer als eigene Beihilfe angemeldet werden sollte.
(175)
DRAX erklärt zur Neuaushandlung der Verträge mit BNFL, dass kein privater Anleger diesen nachteiligen Bedingungen zugestimmt hätte, die ihm erhebliche gegenwärtige und zukünftige Verluste aufbürden, unabhängig von der Härteklausel und der Tatsache, dass BE sein größter Kunde ist. Durch die Neuaushandlung habe BNFL erhebliche Nachteile erlitten. Sie werde zu einem Rückgang der festen jährlichen Zahlungen für die Lieferung von Brennelementen um zwischen 5 Mio. GBP und 20 Mio. GBP führen. Diese Auffassung werde durch den Jahresabschluss von BNFL für 2004 erhärtet. Selbst wenn BE unter Insolvenzverwaltung gestellt würde, würden die Kraftwerke von BE weiter betrieben und hätten den gleichen Bedarf an Brennelementen, Wiederaufbereitung und Entsorgung der abgebrannten Brennelemente. DRAX stellt sich die Frage, ob der Insolvenzverwalter diese Bedingungen mit BNFL hätte aushandeln können. Außerdem könnte BNFL andere Möglichkeiten erkunden, wenn sein Geschäft mit BE eingeschränkt würde. BNFL sei nicht nach dem Grundsatz eines marktwirtschaftlich handelnden Geldgebers organisiert. Folglich handele es sich bei Maßnahme B um eine staatliche Beihilfe.
(176)
DRAX ist der Ansicht, dass auch die Stillhaltevereinbarung mit BNFL in Maßnahme C eine staatliche Beihilfe sei, da BNFL anders als die übrigen Gläubiger während der Dauer des Moratoriums keine Zinsen erhalte.
(177)
Drax äußert sich weiter zur Vereinbarkeit des Beihilfepakets. Es stellt nicht in Frage, dass BE ein Unternehmen in Schwierigkeiten ist. Es ist jedoch der Ansicht, dass die ungesicherte Position von BE allein auf die ungewöhnliche Entscheidung seiner Geschäftsleitung über den Verkauf des Einzelhandelsgeschäfts zurückzuführen sei. Außerdem hätte BE seine Kosten durch die Stilllegung eines Teils oder aller Kraftwerke senken können, da es teurer sei, Kernkraftwerke zu betreiben, als sie vorübergehend stillzulegen.
(178)
Hinsichtlich der Wiederherstellung der Rentabilität ist DRAX der Ansicht, dass der vorgeschlagene Plan kein wirklicher Umstrukturierungsplan sei. Außerdem sei BE in einer anderen Lage als seine Wettbewerber und werde es immer sein. Es werde weiterhin Strom erzeugen, seinen Strom zu jedem Preis auf den Markt bringen und einen ständigen Preissenkungsdruck zum Nachteil seiner Wettbewerber ausüben.
(179)
DRAX ist gegen die Verwendung der kurzfristigen Grenzkosten als geeignetes Maß für die Rentabilität von BE durch die britische Regierung. Die Umstrukturierung entlaste BE von den Verbindlichkeiten für die Hauptkosten eines Atomstromerzeugers. Die Entscheidung eines Unternehmens, ob es auf einem bestimmten Markt tätig wird oder den Wettbewerb auf diesem Markt fortsetzt, würde davon abhängen, ob es in einer angemessenen Zeit seine Durchschnittskosten decken und eine angemessene Kapitalrendite erzielen kann. Dies sei bei BE, das von allen geschäftlichen Risiken befreit wurde, nicht der Fall.
(180)
Hinsichtlich der Dauer der Beihilfe ist DRAX der Ansicht, dass die Finanzierung unbefristeter Verbindlichkeiten bis weit in die Zukunft nicht mit den Leitlinien vereinbar sei. Es erklärt außerdem, dass fortlaufende Betriebsbeihilfen als nicht auf das Mindestmaß beschränkt angesehen werden können. Zum Eigenbeitrag von BE bemerkt es, dass der Erlös aus dem Verkauf von Vermögenswerten ungewiss sei und dass sich der Beitrag von BE zum NLF aus einem subventionierten Kassenfluss ergebe, der nicht berücksichtigt werden könne.
(181)
Zur Frage der Überkapazität und des Ausgleichs für die Gläubiger führt DRAX aus, dass die in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens genannte Kapazitätsspanne von 20 % nur die Nachfragespitze im Winter betreffe. Laut NGC betrage die Kapazitätsspanne oberhalb der durchschnittlichen Nachfragespitze im Winter 20,3 %. Nach Ansicht von DRAX wäre es sinnvoll, wenn BE einen Teil seiner Stromerzeugungskapazität in den Sommermonaten stilllegen würde. Dies würde zu Nettoeinsparungen führen.
(182)
DRAX legt dar, dass eine Reihe von Ausgleichsmaßnahmen und/oder Änderungen des Umstrukturierungsplans dazu beitragen könnten, dass die Umstrukturierung mit den Leitlinien übereinstimmen und nicht geförderten Wettbewerbern einen Ausgleich bieten könnte. DRAX schlägt Folgendes vor:
a)
BE sollte vom Markt genommen werden, indem ein System der Pflichtabnahme von Kernenergie zu einem Festpreis geschaffen wird, das mit der Abnahmeverpflichtung für erneuerbare Energien vergleichbar sei. BE könne nicht angemessen umstrukturiert werden, um im Wettbewerb mit nicht geförderten Marktteilnehmern bestehen zu können. Sollte die Stromerzeugung von BE nicht vom Markt genommen werden können, bestünde die beste Lösung darin, die Produktion von BE vom Markt abzutrennen. Der Preis des Stroms aus Kernenergie müsste reguliert werden und könnte entsprechend den Kapitalkosten und anderen traditionellen Preisregulierungsparametern festgesetzt werden. Dadurch würde die von der britischen Regierung angestrebte Versorgungssicherheit und die Sicherheit der Kernenergie gewährleistet und der Wettbewerb nicht mehr verfälscht werden;
b)
Verkürzung der Laufzeit und Neugewichtung des Vertragsrisikos zugunsten von BNFL;
c)
Veräußerung von Eggborough;
d)
Verbot weiterer Übernahmen oder der Einnahme der Position eines Marktführers;
e)
Verpflichtung der britischen Regierung auf den Grundsatz der einmaligen Beihilfe.
(183)
Zum Verhältnis zum Euratom-Vertrag äußert DRAX die Ansicht, dass sich die Ziele von EG-Vertrag und Euratom-Vertrag ergänzen und nicht widersprechen.
(184)
Bemerkungen wurden auch von den Gewerkschaftern für eine sichere Kernenergie (im Rahmen einer ausgewogenen Energiepolitik) „Trade Unionists for Safe Nuclear Energy“ (within a Balanced Energy Policy) - TUSNE (18), Herrn Robert Freer (19), dem britischen Verband der chemischen Industrie („Chemical Industries Association“ - „CIA“) (20), John Hall Associates („JHA“) (21), der Vereinigung energieintensiver Nutzer (Energy Intensive Users Group - „EIUG“) (22), Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy („TVO“) (25), National Grid Transco (26), der Royal Academy of Engineering (27), Enfield Energy Centre Limited („EECL“) (28), dem Energy Information Centre Ltd („EIC“) (29), Major Energy Users' Council Ltd („MEUC“) (30) und ein zweiter Dritter, der anonym zu bleiben wünscht.
(185)
TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC und MEUC äußern sich besorgt über die Versorgungssicherheit im Vereinigten Königreich und geben zu bedenken, dass die Stilllegung der Kernkraftwerke von BE zu Stromausfällen führen könnte und den Interessen der Verbraucher zuwider liefe. Einige von ihnen weisen darauf hin, dass der Wegfall der Kernkraftwerke von BE zur Folge haben würde, dass die Verpflichtungen des Vereinigten Königreichs im Rahmen des Kyoto-Protokolls sehr schwer zu erfüllen sein wären, da diese zur Vielfalt der Stromversorgung beitrügen. Sie sind der Auffassung, dass die Kosten für die Volkswirtschaft einer Insolvenz von BE schwerer wiegen würden als der Preis einer Umstrukturierung, und halten die Beihilfe für notwendig.
(186)
Der anonyme Dritte ist der Meinung, dass BE die staatliche Förderung nutze, um aggressiv Marktanteile zu Dumpingpreisen zu gewinnen. Er weist auf Fälle hin, in denen BE angeblich Preise anbot, die 10 bis 15 % unter denen der Konkurrenz lagen. Er erklärt, dass solche Angebote ohne staatliche Unterstützung nicht möglich wären, weshalb nicht behauptet werden könne, dass die Rentabilität des Unternehmens wiederhergestellt werde.
(187)
Laut TVO sollte aus den Schwierigkeiten von BE nicht geschlossen werden, dass die Kernkraft in einem liberalisierten Strommarkt nicht wettbewerbsfähig sein könne.
(188)
National Grid Transco bringt vor, dass die aktuelle Kapazitätsmarge in England und Wales geringer sei als ursprünglich vorgesehen, und nicht als strukturelle Überkapazität angesehen werden könne. Eine Sicherheitsmarge von 20 % sei das Niveau, ab dem man von einer Überkapazität ausgehen könne. Die Sicherheitsmarge werde in einem optimistischen Szenario mindestens bis 2006 unter 20 % liegen. Nach pessimistischen Szenarien werde sie immer unter 20 % liegen und 2009 sogar auf 8,5 % sinken. Laut National Grid Transco müsse dem Markt drei bis vier Jahre im Voraus mitgeteilt werden, wenn eine Kraftwerksstilllegung als Ausgleichsmaßnahme verlangt würde, damit der Markt diese ausgleichen könne.
(189)
EECL erklärt, dass alle Stromerzeuger (nicht nur BE) von den niedrigen Großhandelsstrompreisen im Vereinigten Königreich betroffen seien. Es wendet sich gegen die Auffassung der britischen Behörden, dass die kurzfristigen Grenzkosten zur Messung der wettbewerbsverfälschenden Wirkung der Beihilfe herangezogen werden sollten, da diese Kosten die mittel- bis langfristige Rentabilität eines Kraftwerks nicht widerspiegelten. Niedrige Terminmarktpreise seien der beste Indikator dafür, dass auf dem Markt eine strukturelle Überkapazität vorhanden ist.
IV. BEMERKUNGEN DES VEREINIGTEN KÖNIGREICHS ZUR EINLEITUNG DES VERFAHRENS
(190)
Die britischen Behörden haben der Kommission mitgeteilt, dass die lokalen Steuern zu den normalen Zinssätzen gezahlt worden seien.
(191)
Die britischen Behörden schicken voraus, dass die Verträge so gestaltet seien, dass mögliche Vorteile, die BE vorübergehend erwachsen sind, mit Zinsen zurückgenommen werden, wenn die Kommission zu dem Schluss kommen sollte, dass Maßnahme B Beihilfeelemente enthält, und das Beihilfepaket nicht genehmigt wird. Es sei vorgesehen, dass die neuen Verträge nicht fortdauern, wenn das Beihilfepaket nicht genehmigt wird.
(192)
Die britischen Behörden äußern sich zum Kriterium des marktwirtschaftlich handelnden privaten Geldgebers dahin gehend, dass sich BNFL so verhalten habe, wie dies jeder private Gläubiger auch getan hätte. Sie vertreten die Auffassung, dass die von BNFL zugestandenen Bedingungen nicht großzügiger seien als diejenigen, die von einem privaten Gläubiger unter vergleichbaren Umständen gewährt worden wären. Die britischen Behörden räumen ein, dass gemäß den Vorgaben des Gerichtshofs in seinem Urteil in der Rechtssache DM Transport (31) zu prüfen sei, ob sich BNFL bei der Neuaushandlung seiner Verträge wie ein privater Gläubiger verhalten hat.
(193)
Die britischen Behörden sind der Auffassung, dass die Kommission den zeitlichen Ablauf der Ereignisse missverstanden habe. Nach ihrer Ansicht habe BNFL die Berufung auf die Härteklausel, anders als von der Kommission angenommen, nicht abgelehnt, sondern sich vor der Ankündigung, dass BE Verhandlungen mit der britischen Regierung aufgenommen hatte, bereit erklärt, mögliche Änderungen an den bestehenden Verträgen zu prüfen. Nach den Gesprächen mit BE sei jedoch deutlich geworden, dass allein mit den Angeboten, die zu machen BNFL in der Lage war, die finanzielle Krise von BE nicht hätte gelöst werden können. Nach der Ausarbeitung eines umfassenderen Umstrukturierungsplans konnten die Verhandlungen wieder aufgenommen werden, und es wurde eine Einigung auf Bedingungen erreicht, die dem ursprünglichen Angebot von BNFL in vielen Punkten ähnelten. Nach Ansicht der britischen Behörden habe BNFL sich wie ein privater Gläubiger verhalten.
(194)
Die britischen Behörden fügen hinzu, dass BNFL als letzter privater britischer Anbieter von Brennelementezyklus-Dienstleistungen von einer Insolvenz von BE besonders betroffen wäre; es hätte keine baldigen Einnahmen, um die großen Mengen bereits gelieferter AGR-Brennelementen zu lagern und wieder aufzubereiten und kaum Aussichten, bei der Insolvenz entsprechende Beträge zu erlösen. BNFL hätte einen neuen Vertrag über abgebrannte Brennelemente mit dem Insolvenzverwalter oder der Regierung aushandeln müssen, mit erheblichen Unsicherheiten hinsichtlich der Höhe seiner laufenden Einnahmen. Ein privater Gläubiger, der sich den gleichen Risiken, Ausfällen und Ungewissheiten gegenüber gesehen hätte, hätte zweifellos versucht, an einer Umstrukturierung teilzunehmen, die notwendigerweise auch eine Neuaushandlung der Verträge mit BE umfasst hätte, um möglichst hohe Gesamteinnahmen zu erzielen und sicher zu stellen, dass die Rentabilität von BE wiederhergestellt wird.
(195)
Die britischen Behörden erklären weiter, dass sich BNFL nicht weniger marktwirtschaftlich verhalten habe, nur weil es sich im Staatsbesitz befindet. Sie weisen darauf hin, dass es sich bei BNFL um eine nach dem Unternehmensgesetz (Companies Act) von 1985 errichtete Aktiengesellschaft handele. BNFL habe einen aus Führungskräften bestehenden Board, der unternehmerisch tätig ist und nicht geschäftsführende Direktoren mit Erfahrungen aus anderen Bereichen der Privatwirtschaft. Der Board von BNFL sei verpflichtet, unabhängig im Interesse des Unternehmens zu handeln. Die britische Regierung habe keinen Einfluss auf BNFL ausgeübt, um es zu veranlassen, sich anders als wirtschaftlich geboten zu verhalten.
(196)
Schließlich haben die britischen Behörden eine Analyse der Forderungen der Gläubiger und der Beträge vorgelegt, auf die man sich bei der Umstrukturierung geeinigt hatte.
(197)
Die britischen Behörden kommen zu dem Schluss, dass Maßnahme B nicht als staatliche Beihilfe angesehen werden sollte.
(198)
Die britischen Behörden erklären, dass viele der Argumente, die in den Erwägungsgründen 191 bis 197 in Bezug auf Maßnahme B vorgebracht wurden, auch für Maßnahme C gelten. Sie machen insbesondere geltend, dass das Verhalten von BNFL im Zusammenhang mit seiner Sonderstellung als Hauptgläubiger von BE und der Tatsache zu sehen sei, dass BE der größte Kunde von BNFL ist. Angesichts der langfristigen Geschäftsbeziehung zwischen beiden Unternehmen und der Höhe der Verbindlichkeiten von BE gegenüber BNFL sei es keine Überraschung, dass das Moratorium für die Verbindlichkeiten gegenüber BNFL den größten Anteil der Vorteile ausmacht, die BE aus der Stillhaltevereinbarung erwachsen. Ein privater Gläubiger in der gleichen Lage wie BNFL - mit dem größten Risiko im Fall der Insolvenz von BE - hätte kaum eine andere Wahl gehabt, als sich ähnlich zu verhalten.
(199)
Gemäß den britischen Behörden sei es falsch, das Moratorium mit BNFL mit dem aller anderen privaten Gläubiger zu vergleichen. Ohne die Beteiligung eines Hauptgläubigers könnten die Vereinbarungen insgesamt nicht funktionieren. Die britischen Behörden legen einen Vergleich aller Schulden von BE mit dem Beitrag aller Parteien zu den Stillhaltevereinbarungen vor und kommen zu dem Ergebnis, dass BNFL in Prozent der ausstehenden Verbindlichkeiten tatsächlich weniger beiträgt als die meisten privaten Gläubiger.
(200)
Die britischen Behörden machen geltend, dass Ziffer 32 der Leitlinien nicht vorschreibe, dass die Beihilfemaßnahmen eine begrenzte Laufzeit haben müssen. Sie verlange lediglich, dass die Laufzeit des Umstrukturierungsplans möglichst begrenzt ist, und dass die langfristige Rentabilität „innerhalb einer angemessenen Frist“ wiederhergestellt werden muss. Nach Ansicht der britischen Behörden liege das Ziel der Leitlinien offenbar darin, dass Beihilfen einmalig und nicht als fortlaufende Betriebsbeihilfe gewährt werden. Es sei nicht beabsichtigt, Beihilfen für langfristige Verbindlichkeiten auszuschließen.
(201)
Die britischen Behörden erklären, dass die Umstrukturierung abgeschlossen, die Rentabilität innerhalb einer angemessenen Frist wiederhergestellt und die Beihilfe nur einmal gewährt werde, auch wenn es sich bei den Verbindlichkeiten von BE um langfristige Verbindlichkeiten handelt. BE werde ab 2004 Bareinnahmen und ab 2005 einen positiven jährlichen betrieblichen Cashflow erzielen. Gemäß dem Wiedernotierungsszenario werde die Rentabilität von BE im Jahr 2005 wiederhergestellt sein. Der Umstrukturierungsplan soll sicherstellen, dass BE ohne weitere Unterstützung der britischen Regierung in Form von Fazilitäten ab dem Zeitpunkt der Umstrukturierung aus eigener Kraft bestehen kann; der Umstrukturierungsplan zeige, dass die vom Unternehmen gebildeten Reserven ausreichend seien, um voraussehbaren Rückschlägen zu widerstehen und somit die Rentabilität zu gewährleisten.
(202)
Hinsichtlich der Übernahme laufender Ausgaben erinnern die britischen Behörden daran, dass sich die Verpflichtung der Regierung nur auf alte geregelte Verbindlichkeiten, Stilllegungsverbindlichkeiten und ungeregelte Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit bereits abgebrannten AGR-Brennelementen, allen abgebrannten DWR-Brennelementen, beim Betrieb anfallenden Abfällen und anderen damit verbundenen Verbindlichkeiten beziehe. Die alten geregelten Verbindlichkeiten für abgebrannte Brennelemente bezögen sich auf AGR-Brennelemente, die vor dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung in Reaktoren geladen wurden. BE sei aufgrund der Lizenz zum Betrieb kerntechnischer Anlagen verpflichtet, diese Brennelemente zu entsorgen und müsse folglich die entsprechenden Kosten tragen. Diese Kosten könnten daher nicht vermieden werden.
(203)
Ähnliches gelte auch für die Stilllegung von Standorten. BE werde für die Stilllegung der Reaktoren Beiträge zum Fonds für die Stilllegung nuklearer Anlagen leisten, und damit erheblich zu den gesamten Stilllegungskosten beitragen.
(204)
Hinsichtlich der nicht geregelten Verbindlichkeiten in Verbindung mit bereits abgebrannten AGR-Brennelementen erklären die britischen Behörden, dass sich diese allein auf AGR-Brennelemente bezögen, die vor dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung in Reaktoren geladen wurden. Die Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit abgebrannten DWR-Brennelementen beträfen alle Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit DWR-Brennelementen, die in den Reaktor Sizewell B geladen wurden. Für die künftigen Verbindlichkeiten werde BE 150 000 GBP für jede Tonne DWR-Brennelemente beitragen, die nach dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung in Sizewell B geladen werden. Die Höhe des Beitrags entspräche vergleichbaren internationalen Kosten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente, um alle künftigen Kosten von DWR-Brennelementen zu decken. Die übrigen nicht geregelten Verbindlichkeiten bezögen sich auf verschiedene sonstige Abfälle, die mit dem Betrieb der Kraftwerke von BE verbunden sind. Diese werden voraussichtlich nicht ins Gewicht fallen.
(205)
Bei den Kosten der Stilllegung und nicht geregelten Kosten handele es sich überwiegend um Fixkosten, und BE habe wenig Spielraum, diese im Rahmen des normalen Kraftwerksbetriebs wesentlich zu erhöhen. Eine wesentliche Erhöhung der Verbindlichkeiten, die aus einer Änderung der betrieblichen Verfahren zum wirtschaftlichen Vorteil von BE entsteht oder sich aus einer Verletzung der Mindestleistungsstandards ergibt, müsste von BE getragen werden. Außerdem sei darauf hinzuweisen, dass die Unterstützung der Regierung für die Entsorgung und nicht geregelte Verbindlichkeiten die Form einer bedingten Garantie habe, auch wenn die Regierung direkt für vertragliche Verbindlichkeiten von BE zahlt. Die britischen Behörden erklären, dass Maßnahme A daher nicht als die Übernahme laufender Ausgaben einzustufen sei. Die buchtechnische Behandlung von Maßnahme A, die in der Bilanz von BE als Aktivposten ausgewiesen wird, entspräche dieser Schlussfolgerung. BE erhalte keinen fortlaufenden Zuschuss, weil Maßnahme A nicht an die laufende Geschäftstätigkeit von BE gebunden sei und die durch Maßnahme A gedeckten Kosten unabhängig von Dauer und Umfang der künftigen Geschäfte von BE getragen werden müssten.
(206)
Die britischen Behörden stimmen nicht darin überein, dass Maßnahme B eine staatliche Beihilfe sei.
(207)
Nach Auffassung der britischen Behörden sei es nicht angemessen, die Maßnahme A als bedenklich anzusehen, weil BE von einem Teil seiner Verpflichtungen nach dem Verursacherprinzip entbunden würde. Nach dem Umstrukturierungsplan werde BE für die Verschmutzungskosten aus seinem zukünftigen Betrieb aufkommen müssen. Außerdem werde es sich an den Verschmutzungskosten der Vergangenheit durch die Abführung von Bareinnahmen und andere Beiträge zum NLF beteiligen. Ohne die Zusage der Regierung wäre BE insolvent geworden und nicht in der Lage gewesen, künftige Zahlungen nach dem Verursacherprinzip zu leisten.
(208)
Die britischen Behörden gehen auf die Zweifel ein, die von der Kommission in ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens geäußert wurden, und zwar auf die Frage, ob die Wiederherstellung der Rentabilität vor allem aus eigener Kraft erreicht wird. Laut britischen Behörden seien die aktuellen Probleme vor allem darauf zurückzuführen, dass BE nicht in der Lage ist, unvermeidbare Verbindlichkeiten der Vergangenheit zu tragen und Regulierungs- und Mindestsicherheitsanforderungen zu erfüllen. Dabei seien die internen Maßnahmen von BE nach Ansicht der britischen Behörden nicht unerheblich. Es habe seinen Anteil an Bruce Power und Amergen verkauft und führe eine erhebliche interne Umstrukturierung durch, zu der auch die […] zählen wird. Es habe auch den Anteil seiner mittelfristigen Festpreisverträge unter anderem mit gewerblichen Großabnehmern erhöht, um Preisrisiken auf dem Großhandelsmarkt zu begrenzen. Darüber hinaus seien die wichtigsten internen Maßnahmen die Neuaushandlung der Verträge mit BNFL über die Lieferung von Brennelementen und die Entsorgung abgebrannter Brennelemente.
(209)
Schließlich sind die britischen Behörden der Ansicht, dass nach den Leitlinien ein Gleichgewicht zwischen staatlichen Beiträgen, privaten Beiträgen und dem Beitrag des Unternehmens aus eigener Kraft gefunden werden müsse, was jedoch nicht bedeute, dass das Unternehmen in der Lage sein müsste, die Wende ohne Hilfe des Staates zu vollziehen.
(210)
Die britischen Behörden erinnern daran, warum es nicht möglich sei, die genauen Kosten der nuklearen Verbindlichkeiten zu bestimmen, und machen geltend, dass es in diesem Fall nicht nötig sei, den genauen Beihilfebetrag zu kennen, oder zu ermitteln, welche Maßnahmen Beihilfen darstellen, um zu entscheiden, ob sich das Beihilfepaket auf ein Mindestmaß beschränkt. Die Zusage der Regierung, bestimmte Arten von Verbindlichkeiten zu übernehmen, sei von entscheidender Bedeutung für das Umstrukturierungspaket und die Wiederherstellung der Rentabilität von BE. Nach Ansicht der britischen Behörden werde die Höhe der Beihilfe durch den Verkauf von Vermögenswerten (Bruce Power und Amergen), den Abbau der Schulden gegenüber den Gläubigern, den fortgesetzten Beitrag von BE zur Finanzierung seiner nuklearen Verbindlichkeiten, interne Kostensenkungsmaßnahmen und den Mechanismus, nach dem BE in Zukunft 65 % seines freien Cashflows zur Finanzierung seiner nuklearen Verbindlichkeiten beiträgt, strukturell auf das Mindestmaß beschränkt.
(211)
Die britischen Behörden erinnern an die in der Anmeldung vorgebrachten Argumente, nach denen die Beihilfe keine Auswirkungen auf die Wettbewerbsstruktur habe, da sie sich nicht auf die kurzfristigen Grenzkosten von BE auswirke, die über den Betrieb eines Kraftwerks entscheiden. Sie erinnern daran, dass es anhand der aktualisierten Daten und von Vergleichen mit anderen Mitgliedstaaten keine strukturellen Überkapazitäten gäbe, weshalb keine Ausgleichsmaßnahmen vorgesehen werden sollten.
V. STELLUNGNAHME DER BRITISCHEN BEHÖRDEN ZU DEN BEMERKUNGEN DER INTERESSIERTEN
(212)
In ihrer Stellungnahme konzentrieren sich die britischen Behörden auf die Bemerkungen, die ihre Auffassungen anzweifeln, und heben andere Bemerkungen hervor, die ihre Position bestärken.
(213)
Die britischen Behörden beziehen sich zunächst auf ihre Erwägungen zu den kurzfristigen Grenzkosten von BE und ihre Ansicht, dass das Beihilfepaket keine Auswirkungen auf die Wettbewerber haben werde. Sie untermauern ihre Argumente durch Zahlen über das Angebot von BE auf dem DSB-Markt, nach denen für BE Veranlassung bestehe, seinen Gewinn durch die Festsetzung der Preise in Höhe der Grenzkosten zu steigern. Die britischen Behörden führen weiter aus, dass BE keinen Grund habe, Kraftwerke in Betrieb zu belassen, die ihre vermeidbaren Kosten nicht einbringen. Sie legen eine Kostenanalyse vor, um nachzuweisen, dass das Kraftwerk Dungeness B seine vermeidbaren Kosten bei realistischen Annahmen für die Strompreise decken kann.
(214)
Die britischen Behörden beteuern ihre Auffassung, dass keine strukturelle Überkapazität vorhanden sei. Sie weisen darauf hin, dass Powergen Kraftwerke für den Winter 2003-2004 wieder in Dienst gestellt hat, was darauf hindeute, dass auch Powergen der Ansicht ist, dass es auf dem Markt keine strukturelle Überkapazität gäbe. Die britischen Behörden erneuern ihre Ansicht, dass keine Ausgleichsmaßnahmen erforderlich seien und nehmen zu jeder der von Powergen vorgeschlagenen Maßnahmen Stellung.
(215)
Unter Bezugnahme auf ihre Position zu den Maßnahmen B und C betonen die britischen Behörden, dass sich BNFL auf externe Berater gestützt habe, und sind der Ansicht, dass sich Powergens Position zu diesen Maßnahmen auf falsche Annahmen stütze.
(216)
Die britischen Behörden widersprechen der Ansicht von Powergen zur Zuverlässigkeit der Kraftwerke von BE, und haben der Kommission einen Bericht externer Berater zu den Annahmen betreffend die Rentabilität vorgelegt.
(217)
Schließlich betonen die britischen Behörden, dass der Rückforderungsmechanismus entgegen den Behauptungen von Powergen gewährleiste, dass bei einer Erholung der Strompreise BE keine unnötigen Beihilfen gewährt würden.
(218)
Die britischen Behörden widersprechen der Ansicht von Greenpeace, dass die Maßnahme als Beihilfe für die Aktionäre geprüft werden sollte. Dies würde bedingen, dass jede Hilfe für ein börsennotiertes Unternehmen eine Beihilfe für die Aktionäre wäre. Die britischen Behörden weisen darauf hin, dass sich die Aktionäre von BE von 97,5 % ihrer Anteile am Eigenkapital von BE trennen.
(219)
Die britischen Behörden beteuern, dass BNFL ihrer Ansicht nach nicht unter Druck der Regierung gehandelt habe, als es seine Verträge mit BE neu aushandelte, und weisen darauf hin, dass die detaillierte Darstellung der Ereignisse durch BNFL, die der Kommission gleichzeitig übermittelt wurde, das Gegenteil beweise. Der Auszug aus dem Jahresbericht von BE für 2002/2003 und der Artikel in „The Business“, in dem über das Scheitern der Gespräche zwischen BNFL und BE im August/Anfang September 2002 berichtet wurde, sei von Greenpeace irrtümlich dahin gehend ausgelegt worden, dass BNFL später unter Druck der Regierung gehandelt habe. Dies zeige im Gegenteil, dass BNFL nicht bereit war, an den Plänen von BE mitzuwirken, ohne dass andere Gläubiger ähnliche Beiträge leisten. Außerdem habe BNFL die internen Dokumente, deren Vorlage die Kommission auf Vorschlag von Greenpeace verlangen sollte, bereits vorgelegt. Zu den Verträgen zwischen BE und BNFL, die laut Greenpeace BNFL einen Einnahmestrom garantieren sollen, erklären die britischen Behörden, dass die meisten dieser Verträge unterzeichnet oder neu ausgehandelt wurden, nachdem BE privatisiert wurde, so dass diese Verträge BE nicht von der Regierung aufgezwungen werden konnten. Schließlich beweise der Zusammenhang zwischen dem Zugeständnis von BNFL und den Strompreisen, dass sich BNFL marktwirtschaftlich verhalten habe, indem es von BE verlangt habe, einige der möglichen Vorteile mit ihm zu teilen, und nicht das Gegenteil.
(220)
Die britischen Behörden bekräftigen ihre Auffassung zur Anwendung des Verursacherprinzips. Nach ihrer Ansicht hat Greenpeace keine neuen Fakten oder Argumente hierzu vorgebracht.
(221)
Hinsichtlich der Auswirkungen der Beihilfe auf den Wettbewerb widersprechen die britischen Behörden der Ansicht von Greenpeace, wonach das Beihilfepaket bewirke, dass ein ineffizienter Erzeuger im Markt verbleibe. BE könne nicht als ineffizienter Erzeuger angesehen werden, da seine vermeidbaren Kosten zu den niedrigsten aller Wettbewerber gehören. Seine Probleme seien ausschließlich auf alte Verbindlichkeiten zurückzuführen. Außerdem erinnern die britischen Behörden an ihre Auffassung, dass die Beihilfe den Wettbewerb nicht verfälsche und folglich neue Unternehmen nicht am Marktzutritt hindere.
(222)
Die britischen Behörden betonen, dass die Bemerkungen von Greenpeace zu Überkapazitäten falsch seien, da sie auf veralteten Annahmen beruhten, die Bezugnahmen von NGTransco für die Kapazitätsspanne falsch auslegten, falsche Zahlen für die gegenwärtige Kapazitätsspanne verwendeten, nur die optimistischeren der drei möglichen Zukunftsszenarien berücksichtigten und die Schwierigkeiten ignorierten, die mit der Wiederinbetriebnahme bestimmter stillgelegter Kraftwerke verbunden seien.
(223)
Die britischen Behörden stellen auch die wirtschaftlichen Erwägungen von Greenpeace zu den Auswirkungen einer möglichen Stilllegung der Kraftwerke von BE für den Steuerzahler in Frage. Greenpeace habe selbst eingeräumt, dass eine Stilllegung zu einem Anstieg der Strompreise führen werde. Außerdem sei einer Studie von Deloitte and Touche zu entnehmen, dass die vorzeitige Abschaltung eines einzigen Kernkraftwerks zu zusätzlichen Kosten führen könne. Die vorzeitige Stilllegung von mehr als einem Kraftwerk wäre mit noch mehr Kosten verbunden wegen der begrenzten Kapazität der Anlage von Sellafield, die für die Aufbereitung radioaktiven Materials verwendet wird. Schließlich weisen die britischen Behörden darauf hin, dass beide Berichte, die den Bemerkungen von Greenpeace beigefügt sind (von Large & Associates und ILEX), auf veralteten Kapazitätsdaten von NGTransco und zu optimistischen Annahmen beruhten. Sie fügen ihren Bemerkungen eine Gegenstudie zu den Berichten von George Yarrow und Tim Keyworth von DKY Limited bei.
(224)
Schließlich widersprechen die britischen Behörden der Ansicht von Greenpeace, dass die Beihilfe nicht verhältnismäßig sei.
(225)
Zunächst widersprechen die britischen Behörden der Auffassung von Drax, man könne dem Beihilfepaket entnehmen, dass die britische Regierung eine Insolvenz von BE niemals zulassen würde. Sie erinnern daran, dass das Paket von der Zustimmung der Regierung zu den Aussichten auf Wiederherstellung der Rentabilität von BE abhänge.
(226)
In Bezug auf Maßnahme A erinnern die britischen Behörden daran, dass die britische Regierung nicht alle Stilllegungsverbindlichkeiten von BE übernehmen werde, sondern nur den Fehlbetrag des NLF. Zur Frage der Kostenvorausschätzung in Maßnahme A erklären die britischen Behörden, dass es unmöglich wäre, langfristige Verbindlichkeiten zu decken, wenn man verlangen würde, dass in die Berechnung dieser Kosten keinerlei Ungewissheiten eingehen dürften, was zu einer perversen Anwendung der Vorschriften für staatliche Beihilfen führen und den Zielen des Euratom-Vertrags zuwider laufen würde. Die britischen Behörden widersprechen auch der Ansicht von Drax, dass die britische Regierung aufgrund ihrer Verantwortung für die Sicherheit kerntechnischer Anlagen im Rahmen internationaler Verträge eine staatliche Garantie erteile, und erinnern daran, dass die Einbeziehung des National Audit Office in diesem Zusammenhang nicht von Bedeutung sei, da dieses von der Regierung unabhängig sei.
(227)
Hinsichtlich Maßnahme B stellen die britischen Behörden fest, dass die Bemerkungen von BNFL der Ansicht von Drax widersprechen, dass BNFL bei einer Insolvenz von BE nicht in Schwierigkeiten käme. Sie erinnern daran, dass BNFL die Verträge mit BE wie mit Dritten ausgehandelt habe. Hinsichtlich Maßnahme C erklären die britischen Behörden, dass der Verzicht auf Zinszahlungen an BNFL während des Moratoriums als Bestandteil der Beteiligung von BNFL am Umstrukturierungsplan zu sehen sei, da das gesamte Paket zusammen ausgehandelt worden sei. Insgesamt benachteilige das Paket BNFL nicht gegenüber anderen Gläubigern von BE.
(228)
Hinsichtlich Maßnahme G erinnern die britischen Behörden daran, dass sie bereits den Nachweis erbracht hätten, dass BE die fälligen Zinsen zu marktüblichen Sätzen gezahlt habe.
(229)
Zur Vereinbarkeit des Umstrukturierungsplans mit den Leitlinien widersprechen die britischen Behörden der Ansicht von Drax, dass der Plan die Rentabilität von BE nicht wiederherstellen werde, weil BE nicht alle gegenwärtigen vermeidbaren und unvermeidbaren Kosten würde decken können. Wenn BE überleben soll, müssten die Lasten aus der Vergangenheit - die unvermeidbaren Kosten - von BE genommen werden. Sobald dies geschieht, werde die Rentabilität von BE wieder hergestellt sein, so dass es nicht nur in der Lage sein wird, alle laufenden Kosten zurückzuzahlen, sondern auch einen erheblichen Beitrag zu den unvermeidbaren Kosten der Vergangenheit zu leisten. Es sei daher wirtschaftlich sinnvoller, die Kernkraftwerke von BE zu betreiben, um einen Beitrag zur Zahlung der unvermeidbaren Kosten der Vergangenheit zu erlangen. Ein Vorziehen der Stilllegung der Kraftwerke von BE würde hingegen Mehrkosten verursachen.
(230)
Die britischen Behörden widersprechen dem Argument von Drax, dass BE durch die Beihilfe veranlasst werde, Strom zu jedem Preis auf den Markt zu bringen. Als Grundlaststromerzeuger habe BE keine Stromerzeugungsreserven, die es zu niedrigen Preisen zusätzlich verkaufen könnte. Sein Interesse bestehe vielmehr darin, den erzeugten Strom zu einem möglichst hohen Preis zu verkaufen. Die Anleihegläubiger und Aktionäre von BE würden auch dafür sorgen, dass BE möglichst hohe Gewinne erzielt, die ihnen teilweise zufließen würden.
(231)
Die britischen Behörden widersprechen auch der Ansicht von Drax, dass der Umstrukturierungsplan eine zu lange Laufzeit habe. Gemäß den Leitlinien bestehe die Anforderung, dass die Rentabilität von BE innerhalb einer angemessenen Frist wiederhergestellt wird. Nach ihrer Ansicht werde die Auswirkung der Maßnahme A, der einzigen staatlichen Beihilfe, unmittelbar in der Bilanz von BE zum Ausdruck kommen.
(232)
Hinsichtlich der Überkapazitäten erklären die britischen Behörden, dass die Einschätzung von Drax auf veralteten Zahlen und auf einem Irrtum bezüglich des Maßstabes beruhe, den NGTransco für die Kapazitätsspanne anwendet. Der Vorschlag von Drax, Kernkraftwerke im Sommer stillzulegen, wäre wirtschaftlich zweifelhaft und könnte Fragen der Sicherheit kerntechnischer Anlagen oder der Versorgungssicherheit aufwerfen. Die britischen Behörden gehen anschließend auf jede der vier Ausgleichsmaßnahmen ein und kommen zu dem Ergebnis, dass ihre Durchführung die Ausgewogenheit des Umstrukturierungsplans bzw. die Rentabilitätsaussichten von BE gefährden würde.
(233)
Die britischen Behörden erläutern, dass der von dem Dritten genannte Preis (ca. 1 000 GBP/kgU) sich auf Entsorgungsverträge für abgebrannte Grundlastbrennelemente beziehe. Grundlastverträge waren die ersten Verträge, die von BNFL mit BE oder Unternehmen, die jetzt Teil von BE sind, unterzeichnet wurden. Diese Verträge sollten im Wesentlichen die mit den Entsorgungseinrichtungen für abgebrannte Brennelemente von BNFL verbundenen fixen Kosten decken. Später unterzeichnete BNFL mit BE oder Unternehmen, die jetzt zu BE gehören, zusätzliche Grundlastanschlussverträge, die kein Kostenelement zur Rückzahlung der Fixkosten mehr beinhalten mussten. Diese neuen Verträge sahen einen Preis von […] vor, der viel niedriger war als der von dem Dritten genannte Preis. Ein sinnvoller Vergleich der Preise, die BE von BNFL vor und nach der Neuaushandlung der Verträge berechnet wurden, müsse sich auf die Grundlast-Anschlussvertragspreise stützen, da diese unmittelbar vor der Neuaushandlung galten, und nicht auf die Grundlastvertragspreise.
(234)
Die britischen Behörden widersprechen der Ansicht von EECL, dass die Ankündigung des Beihilfepakets den Rückgang der Großhandelspreise verschärft habe. Laut britischen Behörden unterlagen die Preise auf dem Spotmarkt vor und nach der Ankündigung der britischen Regierung vom 9. September 2002, dass sie sich an der Rettung von BE beteiligen werde, großen Schwankungen. Sie seien jedoch nicht deutlich gesunken. Die Terminpreise seien davon kaum beeinflusst worden. Die Terminpreise für Grundlaststrom im Sommer 2004 seien seit September 2003 trotz der Vereinbarung des Umstrukturierungspakets gestiegen.
(235)
Die britischen Behörden widersprechen auch der Bemerkung von EECL, dass sie ihre Schlussfolgerung fälschlicherweise auf die Annahme gestützt hätten, BE habe seine Entscheidung, ob es seine Kernkraftwerke stilllegt, auf die kurzfristigen Grenzkosten und nicht auf die vermeidbaren Kosten gestützt. Die britischen Behörden haben die Auswirkungen des Beihilfepakets auf die vermeidbaren Kosten von BE untersucht und festgestellt, dass diese deutlich unter den Terminmarktpreisen bleiben, was die richtige Grundlage sei, auf der ein Marktteilnehmer beschließt, ein Kraftwerk nicht stillzulegen.
(236)
Schließlich erneuern die britischen Behörden ihre Argumente, wonach keine Überkapazitäten vorhanden seien.
(237)
Die britischen Behörden widersprechen der Ansicht von Intergen, dass eine angemessene Versorgungssicherheit auch im Fall der Insolvenz von BE durch eine entsprechende Vereinbarung mit dem Insolvenzverwalter erreicht werden könne. Sie fügen hinzu, dass die Leitlinien keinerlei finanziellen Ausgleich vorsehen, wie ihn Intergen für sich fordert. Schließlich bemerken sie zu den verschiedenen Arten von Vereinbarungen zwischen BE und seinen Gläubigern wie unter anderem Intergen, TFE und Centrica, dass diese komplexen Vereinbarungen vor der Umstrukturierung zu Marktbedingungen ausgehandelt worden seien. Sie seien nicht im Zusammenhang mit dem Beihilfepaket zu sehen.
(238)
Die britischen Behörden haben Zahlenangaben vorgelegt, aus denen hervorgeht, dass die Preise von BE im DSB-Bereich ständig über den Termin-Großhandelspreisen lagen und dass BE weniger als 20 % der Geschäfte tätigte, für die es Angebote vorlegte, was die Aussage des anonymen Dritten widerlege, dass BE zu niedrige Preise verlangen würde. Die britischen Behörden wiederholen ihre Auffassung, dass BE als Grundlasterzeuger keinen Grund habe, künstlich niedrige Preise anzubieten.
VI. WÜRDIGUNG
(239)
Zumindest ein Teil der fraglichen Maßnahmen betrifft Fragen, die unter den Euratom-Vertrag fallen und daher entsprechend zu beurteilen sind (32). Soweit sie jedoch nicht für die Ziele des Euratom-Vertrags notwendig sind oder über diese hinausgehen oder den Wettbewerb im Binnenmarkt verfälschen oder zu verfälschen drohen, müssen sie nach dem EG-Vertrag beurteilt werden.
1. Euratom-Vertrag
(240)
Die fraglichen Maßnahmen, insbesondere die Maßnahmen A und B, werden sich auf die Finanzierung nuklearer Verbindlichkeiten und die Aufbereitung abgebrannter Brennelemente auswirken. Die Stilllegung und Abfallentsorgung sind Kosten, die in einer ordnungsgemäßen und verantwortungsvollen Kernenergiewirtschaft anfallen. Eine der Hauptprioritäten in der Kernenergiewirtschaft ist die Notwendigkeit, die Risiken einzudämmen, die sich aus den Gefahren der ionisierenden Strahlung ergeben. Die Kommission stellt fest, dass diese beiden Aspekte der Kernenergiekette zunehmend wichtig und notwendig werden, um die Sicherheit der Arbeitnehmer und der Bevölkerung zu gewährleisten.
(241)
Der Euratom-Vertrag trägt diesem Ziel Rechnung und fordert die Schaffung der „Voraussetzungen für die Entwicklung einer mächtigen Kernindustrie, um umfangreiche Energiequellen bereitzustellen …“. Diese Ziele werden in Artikel 1 des Euratom-Vertrags aufgegriffen, wonach „es Aufgabe der Gemeinschaft ist, durch die Schaffung der für die schnelle Bildung und Entwicklung von Kernindustrien erforderlichen Voraussetzungen zur Hebung der Lebenshaltung in den Mitgliedstaaten… beizutragen“. Die Bedeutung dieses Ziels wurde im aktuellen Grünbuch der Kommission „Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit“ (KOM(2002) 321 endg. vom 22. Juni 2002) unterstrichen. Darüber hinaus sieht Artikel 2 Buchstabe b des Euratom-Vertrags vor, dass die Gemeinschaft zur Erfüllung ihrer Aufgabe einheitliche Sicherheitsnormen für den Gesundheitsschutz der Bevölkerung und der Arbeitskräfte aufzustellen und für ihre Anwendung zu sorgen hat. Gemäß Artikel 2 Buchstabe e des Euratom-Vertrags hat die Gemeinschaft durch geeignete Überwachung zu gewährleisten, dass die Kernstoffe nicht anderen als den vorgesehenen Zwecken zugeführt werden. Auf dieser Grundlage wurde durch den Euratom-Vertrag die Euratom-Gemeinschaft gegründet, der die notwendigen Instrumente und Aufgaben zugewiesen wurden, um diese Ziele zu erreichen. Die Sicherheit kerntechnischer Anlagen ist, wie durch den Gerichtshof bestätigt, eine Aufgabe der Gemeinschaft, die mit dem Schutz gegen die Gefahren ionisierender Strahlungen gemäß Artikel 30 Kapitel 3 Euratom über den Gesundheitsschutz verbunden werden muss (33). Die Kommission muss gewährleisten, dass die Bestimmungen dieses Vertrags angewandt werden, und kann gemäß diesem Vertrag Entscheidungen treffen oder Stellungnahmen abgeben, wenn sie dies für erforderlich hält.
(242)
Die Kommission stellt fest, dass aus den von den britischen Behörden vorgelegten Nachweisen hervorgeht, dass die fraglichen Maßnahmen unter anderem den Erhalt der Sicherheit von Kernkraftwerken, die Gewährleistung der sicheren Entsorgung nuklearer Altlasten, die Verbesserung der Versorgungssicherheit durch die Erhaltung der Vielfalt der Energiequellen in Großbritannien und die Vermeidung des Ausstoßes von Kohlendioxid bewirken. In den Abschnitten III und IV wird im Einzelnen auf die Argumente der britischen Behörden und Dritter zu dieser Frage eingegangen.
(243)
Nach Prüfung dieser Nachweise und zur Beurteilung, ob diese Maßnahmen notwendig sind und unter die Ziele des Euratom-Vertrags fallen, ist festzustellen, dass die staatlichen Beihilfen und Maßnahmen die Risiken mindern, die sich aus der gegenwärtigen Lage von British Energy und ihren möglichen Auswirkungen auf die genannten Ziele des Vertrags ergeben. Die britischen Behörden haben beschlossen, zugunsten von British Energy einzugreifen, um unter anderem die Voraussetzungen für eine sichere Kernindustrie zu sichern, und gleichzeitig die Kernkraftwerke als extensive Energiequelle in Betrieb zu halten. Dieses Eingreifen erfolgte angesichts der Gefahr einer Insolvenz des größten britischen Betreibers von Kernkraftwerken. Der Fortbestand eines Unternehmens muss nicht mit der Kontinuität der Nutzung der Kernkraft einhergehen. Im Fall einer Insolvenz wären jedoch Fragen der Sicherheit und/oder der Versorgungssicherheit zu klären. Die Kommission geht somit davon aus, dass die britischen Behörden diese Risiken im Einklang mit den Zielen des Euratom-Vertrags in ordnungsgemäßer und verantwortlicher Weise in Angriff genommen haben.
(244)
Die nachstehend beschriebenen drei Ausgleichsmaßnahmen werden zur Erfüllung der Ziele des Euratom-Vertrags beitragen, indem sie gewährleisten, dass die öffentlichen Gelder nicht für andere Zwecke als der Finanzierung der Begleichung nuklearer Verbindlichkeiten verwendet werden. Schließlich wird ein System von Obergrenzen und Schwellenwerten für die drei Arten der Begleichung alter Verbindlichkeiten gewährleisten, dass genügend Mittel zur Verwirklichung dieser Ziele verfügbar sind, und gleichzeitig den Eingriff auf das hierfür notwendige Mindestmaß beschränken.
(245)
Die Kommission kommt zu dem Schluss, dass die von den britischen Behörden vorgesehenen Maßnahmen geeignet sind, die verfolgten Ziele zu erreichen, die in jeder Hinsicht im Einklang mit dem Euratom-Vertrag stehen.
2. Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag
(246)
Nach Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag werden staatliche Beihilfen als Beihilfen definiert, die von einem Mitgliedstaat oder aus staatlichen Mitteln gleich welcher Art gewährt werden, und durch die Begünstigung bestimmter Unternehmen oder Produktionszweige den Wettbewerb verfälschen oder zu verfälschen drohen, soweit sie den Handel zwischen Mitgliedstaaten beeinträchtigen.
(247)
Das Eingreifen des Staates im Rahmen des Umstrukturierungsplans von BE ist eindeutig selektiv, da es nur ein Unternehmen begünstigt.
(248)
Strom wird zwischen dem Vereinigten Königreich, Frankreich und Irland sowie anderen Mitgliedstaaten über Verbindungsleitungen gehandelt. Strom wird zwischen den Mitgliedstaaten seit langem und insbesondere seit dem Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (34) gehandelt. Nach den Angaben der britischen Behörden in der Anmeldung ist BE nach Kapazität der zweitgrößte Stromerzeuger in England und Wales und der drittgrößte in Schottland. Das Eingreifen des Staats im Rahmen des Umstrukturierungsplans kann daher den Handel zwischen Mitgliedstaaten beeinträchtigen.
(249)
Von den sieben Umstrukturierungsmaßnahmen werden die Maßnahme D („Umschuldungsvereinbarungen mit den Hauptgläubigern“), Maßnahme E („die neue Geschäftsstrategie“) und Maßnahme F („Verkauf von Vermögenswerten“) nicht aus staatlichen Mitteln finanziert. Sie sind daher nicht als staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag anzusehen.
(250)
Maßnahme A wird hingegen aus staatlichen Mitteln finanziert, da sie aus einer Reihe von Zahlungen oder Zahlungsverpflichtungen der britischen Regierung besteht. Da mit den Zahlungen der britischen Regierung ein Teil der Finanzierung der nuklearen Verbindlichkeiten, die BE normalerweise hätte begleichen müssen, übernommen wird, erlangt BE einen Vorteil aufgrund von Maßnahme A. Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass es sich bei Maßnahme A um eine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag handelt. Dies wird von den britischen Behörden nicht bestritten.
(251)
Die Maßnahmen B und C werden aus Mitteln von BNFL (vollständig im Fall von Maßnahme B und teilweise im Fall von Maßnahme C) finanziert, bei dem es sich um ein staatliches Unternehmen handelt. Mittel eines staatlichen Unternehmens sind staatliche Mittel. Die Maßnahmen B und C sind daher nur dann staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag, wenn sie BE einen Wettbewerbsvorteil aus staatlichen Mitteln verschaffen. Da diese Frage in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens aufgeworfen wurde, wird auf sie in Abschnitt VI Punkt 2 Buchstabe b ausführlich eingegangen.
(252)
Maßnahme G bedingt auch den Einsatz von Mitteln der lokalen Behörden. Die Mittel dieser Behörden stellen staatliche Mittel dar. Maßnahme G ist nur dann eine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag, wenn sie BE einen Wettbewerbsvorteil verschafft und dieser Vorteil aus staatlichen Mitteln herrührt. Da auch diese Frage in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens aufgeworfen wurde, wird auf sie in Abschnitt VI Punkt 2 Buchstabe a ausführlich eingegangen.
a) Zum Vorliegen einer Beihilfe in Maßnahme G
(253)
Die britischen Behörden haben nachgewiesen, dass die lokalen Steuern der Maßnahme G von BE mit Zinsen zurückgezahlt wurden, die auf der Grundlage der von der Kommission für das Vereinigte Königreich festgesetzten Referenz- und Abzinsungssätze berechnet wurden. Es gibt keine Regelung im britischen Recht, nach der die Verwendung eines höheren Zinssatzes bei der Stundung von Steuern durch die lokalen Behörden vorgesehen wäre. Nach Ansicht der Kommission ist der angewandte Zinssatz daher eine angemessene Referenz, um zu ermitteln, ob BE durch den Steueraufschub ein Wettbewerbsvorteil gewährt wurde. Die Kommission kommt folglich zu dem Schluss, dass Maßnahme G keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag ist.
b) Zum Vorliegen einer Beihilfe in Maßnahme B und C
(254)
In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission festgestellt, dass „die Kommission beim derzeitigen Kenntnisstand davon ausgeht, dass es sich bei der Neuaushandlung der Verträge zwischen BNFL und BE um eine staatliche Beihilfe handelt“. Diese Einschätzung beruhte auf der Tatsache, dass das staatliche Unternehmen BNFL sich erst bereit erklärte, die Bedingungen der vorhandenen Verträge mit BE zu ändern, nachdem BE ankündigte, dass es Gespräche mit der britischen Regierung aufgenommen hatte, um finanzielle Unterstützung zu erhalten. Es erschien zweifelhaft, dass diese Verträge zu Marktbedingungen neu ausgehandelt wurden. Die Kommission kam in Bezug auf Maßnahme C zu den gleichen vorläufigen Schlussfolgerungen.
(255)
Auf der Grundlage der Daten, die ihr seit der Einleitung des Verfahrens vorgelegt wurden, hat die Kommission eingehender untersucht, ob die Maßnahmen B und C die Kriterien erfüllen, um als staatliche Beihilfe angesehen zu werden, und ob sie BE einen Wettbewerbsvorteil verschaffen. Sie kam zu folgenden Schlussfolgerungen:
(256)
Maßnahme B besteht aus der Neuaushandlung von Verträgen zwischen dem staatlichen Unternehmen BNFL und BE. Die Kommission hat geprüft, ob die Maßnahme BE einen Vorteil verschafft, den kein privater Marktteilnehmer diesem Unternehmen in Schwierigkeiten unter den gleichen Umständen gewährt hätte. Mit anderen Worten, die Kommission hat geprüft, ob sich BNFL bei der Zustimmung zu Maßnahme B nach dem Grundsatz eines marktwirtschaftlich handelnden Gläubigers verhalten hat.
(257)
Die Kommission hat zu diesem Zweck geprüft, ob die Neuaushandlung der Verträge mit BE zu Marktbedingungen erfolgte und ob die Zugeständnisse von BNFL kommerzieller Art waren.
(258)
Die Kommission hat dabei zuerst zu prüfen, ob die neuen Vereinbarungen zwischen BNFL und BE zu Marktbedingungen ausgehandelt wurden. Es ist daran zu erinnern, dass BNFL der größte Gläubiger von BE und BE der größte Kunde von BNFL ist. Die Kommission hat daher geprüft, ob die Bedingungen, denen BNFL zustimmte, von einem privaten Marktteilnehmer in einer ähnlichen Lage hätten akzeptiert werden können. In Bezug auf einen Lieferanten, dessen größter Kunde in Schwierigkeiten ist, ist zu prüfen, ob sich BNFL wie ein privater Gläubiger verhalten hat, der versucht, die Chancen zu erhöhen, seine Forderungen einzutreiben (35).
(259)
Die Kommission hat die von BNFL vorgelegten Berichte der Rechts- und Finanzberater von BNFL und Auszüge der Vorstandssitzungen von BNFL geprüft.
(260)
Zunächst ist festzustellen, dass BNFL seine Berater bereits Anfang 2002 gebeten hatte, seine Position gegenüber BE zu prüfen, als BE sich zum ersten Mal auf die Härteklausel seiner Verträge mit BNFL berief. Es war nicht möglich, endgültig zu dem Schluss zu kommen, dass die Bedingungen der Härteklausel tatsächlich erfüllt waren, aber der Vorstand wies BNFL an, die möglichen Regelungen zu prüfen, die den Schwierigkeiten von BE Rechnung tragen würden, unter der ausdrücklichen Bedingung, dass eine Einigung für BNFL wirtschaftlich vorteilhaft sein müsste.
(261)
Die von BNFL vorgelegten Berichte, die zu dieser Zeit abgefasst wurden, veranschaulichen die besondere Lage von BNFL als Gläubiger und Lieferant von BE und gehen auf die Auswirkungen einer Insolvenz von BE für BNFL ein. Sie kommen zu dem Schluss, dass eine solvente Umstrukturierung angesichts der hohen Forderungen von BNFL im Interesse von BNFL wäre, aber nicht um jeden Preis. Sie schlagen daher ein Paket von Zugeständnissen an BE vor und verfolgen die Entwicklung dieses Pakets im Laufe der Verhandlungen mit BE. Aus diesen Berichten geht eindeutig hervor, dass sich BNFL im Laufe der Verhandlungen immer an seine ursprüngliche Vorstellung gehalten hat, dass seine Interessen am besten gewahrt würden, wenn vermieden wird, dass BE unter Insolvenzverwaltung gestellt wird, aber nicht um jeden Preis und im Rahmen einer ausgewogenen Lösung.
(262)
Die britischen Behörden haben erklärt, dass die neu ausgehandelten Vereinbarungen von BNFL als Paket zu sehen und mit der Lage zu vergleichen seien, in der sich BNFL im Fall der Insolvenz von BE hätte befinden können, anstatt einzelne Bestandteile herauszulösen. Die Berichte, die von den britischen Behörden und von BNFL vorgelegt wurden, kommen zu dem Schluss, dass die endgültigen Vertragsbedingungen für BNFL vorteilhafter sind als jedes Insolvenzszenario.
(263)
Die Kommission ist daher zu dem ersten Schluss gekommen, dass sich BNFL im Fall der Insolvenz von BE in einer sehr ungewissen und wahrscheinlich nachteiligen Situation befunden hätte.
(264)
Es trifft zu, dass eine Insolvenz von BE weder bedeuten würde, dass alle Kernkraftwerke unverzüglich stillgelegt würden, noch dass die Notwendigkeit der Stilllegung der vorhandenen Kraftwerke und der Entsorgung der abgebrannten Brennelemente völlig wegfiele.
(265)
Im Fall einer Insolvenz von BE hätte sich BNFL nach Ansicht der Kommission in einer schwierigeren Verhandlungsposition mit dem Nachfolger von BE hinsichtlich des Betriebs der Kraftwerke oder ihrer Stilllegung befunden. Damit wären zahlreiche Risiken und Ungewissheiten verbunden gewesen, die ein privater Geldgeber bei der Erwägung der Neuaushandlung von Vereinbarungen, insbesondere mit seinem Hauptkunden berücksichtigen müsste. Die Tatsache, dass die Berater von BNFL diese Alternative sorgfältig geprüft haben, zeigt eindeutig, dass BNFL diesem Sachverhalt Rechnung getragen hat.
(266)
Eine Umstrukturierung von BE lag daher eindeutig im wirtschaftlichen Interesse von BNFL.
(267)
Nachdem sie zu dieser ersten Schlussfolgerung gekommen war, hat die Kommission die Auswirkungen der neu ausgehandelten Verträge auf die Einnahmen von BNFL mit Rücksicht auf die Bemerkungen Dritter geprüft, um in mikroökonomischer Hinsicht zu ermitteln, ob ein privates Unternehmen diesen neu ausgehandelten Verträgen in der gleichen Situation zugestimmt hätte.
(268)
Bei der Verpflichtung zur Entsorgung abgebrannter Brennelemente ist zwischen alten und künftigen Verbindlichkeiten zu unterscheiden.
(269)
Die alten Verbindlichkeiten für die Entsorgung der Brennelemente werden im Rahmen von Maßnahme A des Umstrukturierungsplans von der britischen Regierung übernommen (36).
(270)
Hinsichtlich der künftigen Entsorgung abgebrannter Brennelemente wurden die bestehenden Vereinbarungen geändert. BNFL hat folgende Tabelle zu den neuen Vereinbarungen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente vorgelegt, aus der hervorgeht, dass BE seine Zahlungen an BNFL degressiv begleichen wird. Die kursiven Daten wurden von der Kommission hinzugefügt:
Tabelle 7
Preise in den neuen Verträgen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente
Strompreis (38) in GBP/MWh in Zahlen von 2003
Einheitsbetrag der (Ermäßigung)/Zuschläge in GBP/MWh in Zahlen von 2003
(im Vergleich zu den ursprünglichen Verträgen)
Nettoeinheitsbetrag der Zahlung für abgebrannte Brennelemente in GBP/MWh real für 2003
Zahlung in GBP/kgU (37)
14,8 und weniger
- 0,6
[…]
15
- 0,5
16
0
17
0,5
18
1
19
1,5
20
1,75
21 und mehr
2,0
(271)
Es ist darauf hinzuweisen, dass die Ermäßigungen und Zuschläge in Tabelle 7 mit den Regelungen für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente unmittelbar vor der Umstrukturierung und nicht mit älteren Regelungen verglichen werden. Dies ist der richtige Vergleich für die Prüfung der Zugeständnisse von BNFL an BE, da es dem entspricht, was BNFL von BE erhalten hätte, wenn BE nicht in Schwierigkeiten geraten wäre. Ein Vergleich der neuen Verträge mit älteren Verträgen wie den ursprünglichen Grundlastverträgen, auf die sich der erste anonyme Dritte bezieht, wäre hingegen nicht sinnvoll, wenn man die tatsächlichen Konzessionen betrachten will, die BNFL bei den Verhandlungen über den Umstrukturierungsplan gemacht hat.
(272)
Tabelle 7 zeigt, dass BNFL eine Ermäßigung im Vergleich zu den Verträgen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente vor der Umstrukturierung gewähren würde, wenn der Strompreis niedriger als der Basispreis von 16 GBP/MWh ist. Wenn der Strompreis höher als der Basispreis ist, erhält BNFL einen Zuschlag im Vergleich zu den Zahlungen, die es nach den ursprünglichen Verträgen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente erhielt.
(273)
Wie in Erwägungsgrund 270 ausgeführt, hängen die Einnahmen, die BNFL für die Entsorgung künftiger abgebrannter Brennelemente erhält, von den britischen Großhandelsstrompreisen ab. Eine solche Regelung kann für sich genommen nicht als marktunüblich angesehen werden. Sie ist in der Branche vielmehr üblich, da die Marktteilnehmer die Risiken teilen wollen, die sich aus großen potenziellen Preisschwankungen ergeben.
(274)
Um festzustellen, ob diese Preise von einem Privatunternehmen hätten akzeptiert werden können, hat die Kommission geprüft, in welchem Maß sie BNFL in die Lage versetzt hätten, seine vermeidbaren Kosten bei der voraussichtlichen Entwicklung der Strompreise zu decken. Wenn es wahrscheinlich ist, dass ein Unternehmen einen so wichtigen Kunden verliert, wie es BE für BNFL ist, würde ein Privatunternehmen so weit gehen, dass es seine Preise bis zu den Kosten senkt, die es vermeiden könnte, indem es seine Tätigkeit einstellt. Dabei handelt es sich um die vermeidbaren Kosten.
(275)
Nach den neuen Verträgen über die Entsorgung abgebrannter Brennelemente wird das Eigentum an den abgebrannten Brennelementen auf BNFL übergehen, wenn diese von BE geliefert werden. Damit wird BNFL für die endgültige Entsorgung dieser Brennelemente verantwortlich sein, was nach den vorherigen Verträgen nicht der Fall war (39). Da dies eine zusätzliche Belastung für BNFL im Vergleich zu den vorherigen Regelungen ist, kann man nicht einfach die vorherigen mit den neuen Zahlungen vergleichen und zu dem Schluss kommen, dass BNFL seine vermeidbaren Kosten deckt, sobald der Großhandelsstrompreis […] GBP/MWh überschreitet. Andererseits schreiben die neuen Verträge über die Entsorgung nicht vor, was BNFL mit den abgebrannten Brennelementen in seinem Besitz zu tun hat. BNFL kann entscheiden, ob es die Brennelemente vor der endgültigen Entsorgung wiederaufbereiten will oder nicht.
(276)
Eine weitere Prüfung auf der Grundlage der tatsächlichen vermeidbaren Kosten für BNFL, einschließlich der Kosten für die endgültige Entsorgung abgebrannter Brennelemente, ist erforderlich.
(277)
Die Kommission hat die britischen Behörden gebeten, ihr eine ausführliche Aufstellung dieser Kosten vorzulegen. Aus den von den britischen Behörden vorgelegten Unterlagen geht hervor, dass BNFL seine vermeidbaren Kosten decken wird, sobald die Strompreise über einer Bandbreite von […] GBP/MWh bis […] GBP/MWh liegen, je nachdem, ob BNFL Risikorückstellungen bildet oder nicht. Die geringfügige Abweichung gegenüber dem Wert von […] GBP/MWh in Erwägungsgrund 275 ist vor allem auf die Tatsache zurückzuführen, dass Becken für die langfristige Lagerung auf dem Gelände von BNFL bereits vorhanden sind und derzeit für die Lagerung von Brennelementen vor der Wiederaufbereitung genutzt werden. […].
(278)
Um diese Berechnung zu überprüfen, hat die Kommission die von den britischen Behörden errechneten vermeidbaren Kosten mit den einer anderen Quelle entstammenden Kosten verglichen.
(279)
Greenpeace hat auf seiner Internetsite einen Bericht von Gordon MacKerron von National Economic Research Associates (40) veröffentlicht. In diesem Bericht werden Zahlen von 200 USD/kgU (110 GBP/kgU (41)) für die befristete Lagerung abgebrannter Brennelemente, und 400 USD/kgU (220 GBP/kgU) für die endgültige Lagerung genannt. Laut Autor des Berichts wurden die Zahlen einer amerikanischen Studie entnommen (42). Es gibt zahlreiche Unterschiede zwischen den amerikanischen Reaktortypen (vor allem LWR) und denen von BE. Außerdem geht aus dem Bericht nicht hervor, ob die Kosten, auf die er sich bezieht, vermeidbare Kosten sind oder Fixkostenbestandteile beinhalten, die von der folgenden Prüfung nicht zu erfassen wären. Sie hängen auch stark von Abzinsungssätzen ab, da der größte Teil der Endlagerungskosten in der fernen Zukunft entstehen wird. Die Kommission hat diese Zahlen dennoch verwendet, da nach ihrer Ansicht von einem Dritten veröffentlichte Daten eine geeignete Quelle zur Überprüfung der Angaben der britischen Behörden sind.
(280)
Gemäß den Angaben in Erwägungsgrund 279 läge der Strompreis, bei dem BNFL seine Kosten decken würde, bei […] GBP/MWh. Diese Angaben sind mit der voraussichtlichen Entwicklung der Strompreise zu vergleichen.
(281)
Die geeignete Referenz für diesen Vergleich ist die bisherige Entwicklung der Strompreise und die von BNFL für die Zukunft erwartete Entwicklung, als die neuen Verträge zwischen BNFL und BE ausgehandelt wurden. BNFL hat den Wert seiner Zugeständnisse an BE vor diesem potenziellen Hintergrund berechnet.
(282)
Gemäß den von BNFL vorgelegten Angaben wurde allgemein erwartet, dass die Preise in naher Zukunft zwischen 16 GBP/MWh und 19 GBP/MWh liegen werden, um anschließend auf anhaltend höhere Werte zu steigen.
(283)
Bei seiner Bewertung der endgültigen Bedingungen des Plans hat BNFL vier mögliche Szenarien zugrunde gelegt. Nur die pessimistischsten davon sahen vor, dass die Strompreise dauerhaft unter 17 GBP/MWh liegen und mittelfristig nur Werte um 16,5 GBP/MWh erreichen würden. Die anderen drei gingen davon aus, dass die Preise schon 2007 Werte um 18 GBP/MWh erreichen würden, um anschließend Werte zwischen 19,5 GBP/MWh und 23 GBP/MWh zu erreichen.
(284)
Die Bewertung der Neuaushandlung der Verträge mit BE durch BNFL erfolgte daher vor dem Hintergrund von Vorausschätzungen der Preisentwicklung, die selbst bei den pessimistischsten Annahmen vorsahen, dass es seine intern bewerteten vermeidbaren Kosten decken würde, und dass die Preise in allen außer dem pessimistischsten Szenario ausreichen würden, um die von Gordon MacKerron bewerteten vermeidbaren Kosten zu decken.
(285)
Die tatsächliche Entwicklung der Strompreise war schließlich höher als selbst die optimistischsten aller vier von BNFL verwendeten Szenarien. Verschiedene Preisfeststellungsagenturen haben für Wintergrundlastpreise Werte über 20 GBP/MWh festgestellt, selbst Werte von 27 GBP/MWh (43) wurden erreicht. Für die Sommerpreise wurde von den gleichen Agenturen ein Wert von 20 GBP/MWh gemeldet. Die von BNFL zugrunde gelegten Szenarien erwiesen sich daher insgesamt als eher pessimistisch.
(286)
Daraus kann man schließen, dass BNFL davon ausging, im Rahmen der neuen Verträge seine vermeidbaren Kosten decken zu können, selbst wenn es die Kosten der endgültigen Entsorgung abgebrannter Brennelemente tragen würde.
(287)
Die Prüfung der neuen Brennelementelieferverträge, die viel einfacher sind, da sie eine variable nicht an die Strompreise gebundene Belastung vorsehen, zeigt ebenfalls, dass BNFL in der Lage sein wird, seine vermeidbaren Kosten für die Lieferung von Brennelementen in allen Fällen zu decken.
(288)
Nach einer eingehenden Prüfung der vermeidbaren Kosten deutet alles darauf hin, dass sich BNFL marktwirtschaftlich verhalten hat. Auch legt die tatsächliche Entwicklung der Strompreise nahe, dass BNFL seine Lage im Vergleich zur vorhergehenden Situation durchaus verbessern könnte und dass es genug Flexibilität gezeigt hat, um seinem Hauptkunden die Möglichkeit zu geben, im Markt zu bestehen.
(289)
Nach einer mikroökonomischen Untersuchung der Neuaushandlung hat die Kommission geprüft, ob BNFL wie ein privater Gläubiger von BE behandelt wurde. In diesem zweiten Schritt wurde untersucht, ob BNFL die gleichen Konzessionen wie gegenüber einem privaten Gläubiger gemacht hat.
(290)
Aus den von den britischen Behörden und BNFL vorgelegten Informationen geht Folgendes hervor:
a)
BNFL vereinbarte zwar gewisse Bedingungen mit BE, bevor BE mit seinen Hauptgläubigern Einzelbedingungen aushandelte, es bestand jedoch auf einer Klausel, dass die vorgesehenen Zugeständnisse widerrufen werden können, wenn einem anderen Hauptgläubiger günstigere Bedingungen als BNFL eingeräumt würden.
b)
Während des gesamten Verhandlungsprozesses bestand BNFL immer darauf, dass von den übrigen privaten Gläubigern von BE ein vergleichbar hoher Beitrag wie von BNFL verlangt wird.
c)
Ein Vergleich der Forderungen der Gläubiger und der im Umstrukturierungspaket letztendlich vereinbarten Forderungen zeigt, dass BNFL auf einen kleineren Anteil der ausstehenden Verbindlichkeiten als die anderen Gläubiger verzichtete. Außerdem hatte BNFL für seine Forderungen keinen Zugriff auf die Vermögenswerte von BE.
(291)
Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass BNFL wie die privaten Gläubiger behandelt wurde und sich bei den Verhandlungen über den Umstrukturierungsplan nicht anders als die privaten Gläubiger verhielt.
(292)
Nach Ansicht der Kommission ist die vorstehende Schlussfolgerung ein ausreichender Nachweis dafür, dass BNFL sich nach dem Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Geldgebers verhalten hat und dass die Maßnahme B keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag enthält.
(293)
Außerdem ist die Kommission der Ansicht, dass es keinen Hinweis auf die Zurechenbarkeit des Verhaltens von BNFL an den Staat gibt. An die Zurechenbarkeitsbedingung wurde vom Gerichtshof der Europäischen Gemeinschaften in seinem Stardust-Urteil erinnert (44). Wie der Gerichtshof festgestellt hat, kann nicht automatisch davon ausgegangen werden, dass eine Maßnahme eine staatliche Beihilfe ist, nur weil sie von einem staatlichen Unternehmen getroffen wurde. Demnach reicht es nicht aus, dass das Organ, das die Beihilfe gewährt, ein öffentliches Unternehmen im Sinne von Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe b der Richtlinie 80/723/EWG der Kommission vom 25. Juni 1980 über die Transparenz der finanziellen Beziehungen zwischen den Mitgliedstaaten und den öffentlichen Unternehmen (45) ist. Die Tatsache, dass Behörden einen beherrschenden Einfluss direkt oder indirekt ausüben können, beweist nicht, dass sie diesen Einfluss in einem bestimmten Fall tatsächlich ausgeübt haben. Wie von Generalanwalt Jacobs in seinem Schlussantrag zum Stardust-Fall (46) erläutert wurde, kann die Zurechenbarkeit einer von einem öffentlichen Unternehmen ergriffenen Beihilfemaßnahme an den Staat von einer Reihe von Indikatoren aus den Umständen des Falles und dem Zusammenhang, in dem die Maßnahmen getroffen wurden, abgeleitet werden. Der Generalanwalt nennt eine Reihe von Fakten und Umständen, die dabei zu berücksichtigen sind, wie der Beweis, dass die Maßnahme auf Veranlassung des Staates getroffen wurde, die Natur und den Umfang der Maßnahme, das Maß an Kontrolle, die der Staat über das fragliche öffentliche Unternehmen ausübt, und eine allgemeine Praxis, das Unternehmen für andere als kommerzielle Zwecke zu nutzen oder seine Entscheidungen zu beeinflussen.
(294)
Anhand der Ausführungen der britischen Regierung und Dritter hat die Kommission geprüft, ob die Maßnahme B (und Maßnahme C) dem Staat zugerechnet werden kann. Sie hat dabei berücksichtigt, dass BNFL lange vor dem Bekanntwerden der finanziellen Probleme von BE und der Rolle der britischen Regierung in einer potenziellen Umstrukturierung beschlossen hatte, dass es in seinem Interesse lag, Zugeständnisse zu machen, um die Solvenz von BE fortlaufend zu gewährleisten. In chronologischer Hinsicht gibt es keinen Beweis, dass die Neuaushandlung auf Veranlassung des Staates stattfand. Außerdem kann die Tatsache, dass BNFL nicht bereit war, sich am Umstrukturierungsplan zu beteiligen, bevor die britische Regierung ihre Beteiligung bekannt gab, als Beweis dafür gesehen werden, dass BNFL nicht bereit war, BE um jeden Preis zu retten, sondern es vorzog, wie alle anderen Gläubiger auf das Eingreifen des Staates zu warten.
(295)
Die Kommission hat auch berücksichtigt, dass es nach britischem Recht die treuhänderische Pflicht der Geschäftsführung von BNFL ist, im wirtschaftlichen Interesse von BNFL zu handeln, auf der Grundlage der jeweils vorliegenden Informationen den Unternehmenswert zu steigern und das finanzielle Risiko zu mindern. Dies wird durch die entsprechenden Auszüge des Protokolls der Vorstandssitzungen belegt, die der Kommission vorliegen.
(296)
Auf der Grundlage dieser Erkenntnisse kommt die Kommission zu dem Ergebnis, dass die Maßnahme B keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag ist.
(297)
Maßnahme C besteht in Stillhaltevereinbarungen für die Zahlungen, die an BNFL und eine Reihe von Hauptgläubigern von BE vom 14. Februar 2003 bis 30. September 2004 fällig waren. Im Gegensatz zu den anderen beteiligten Gläubigern erhält BNFL während des Moratoriums keine Zinszahlungen.
(298)
Anhand der verfügbaren Informationen ist festzustellen, dass die Finanzberater von BNFL in ihren Berichten, die zur Zeit der Verhandlungen von BNFL mit BE erstellt wurden, nach einem Vergleich der Beiträge aller Hauptgläubiger zu dem Schluss kommen, dass BNFL mit seinem Anteil am Umstrukturierungspaket keine größeren Zugeständnisse gemacht hat als andere Gläubiger. Wie in Erwägungsgrund 290 bereits erwähnt, hat BNFL keinen Zugriff auf die Vermögenswerte von BE.
(299)
Die Kommission kommt außerdem zu dem Ergebnis, dass es dem Verhalten eines privaten Gläubigers, der die bestmögliche wirtschaftliche Lösung sucht, entspricht, keine Zinsen zu verlangen, um die vereinbarte Umstrukturierung zu gewährleisten. Die Bewertung durch die Finanz- und Rechtsberater von BNFL zeigt, dass die Neuaushandlung der Bedingungen des Moratoriums alle Vereinbarungen mit BE und vor allem die Solvenz von BE gefährdet hätte. Das Risiko wäre erheblich gewesen, da die Berechnung von Zinsen zur Insolvenz von BE geführt hätte, was nach Ansicht von BNFL nicht in seinem Interesse gewesen wäre. Mit dem Verzicht auf diese Zinsen hat sich BNFL wie ein privater Gläubiger verhalten, der versucht, die bestmöglichen Einnahmen zu erzielen.
(300)
Die Kommission konnte aus den bei der Bewertung von Maßnahme B in den Erwägungsgründen 256 bis 296 dargelegten Gründen nicht feststellen, dass der BNFL betreffende Teil von Maßnahme C dem Staat zuzurechnen ist.
(301)
Die Kommission ist daher zu dem Ergebnis gekommen, dass Maßnahme C keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag ist.
3. Prüfung der Vereinbarkeit mit dem EG-Vertrag
(302)
Gemäß Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag sind staatliche Beihilfen in der Gemeinschaft grundsätzlich verboten.
(303)
Artikel 87 Absätze 2 und 3 EG-Vertrag sieht Ausnahmen von der allgemeinen Unvereinbarkeit nach Absatz 1 vor.
(304)
Die Befreiungen in Artikel 87 Absatz 2 EG-Vertrag sind in diesem Fall nicht anwendbar, da die Beihilfemaßnahmen weder sozialer Art sind noch einzelnen Verbrauchern gewährt werden; sie dienen auch nicht der Beseitigung von Schäden, die durch Naturkatastrophen oder außergewöhnliche Ereignisse entstanden sind, und sie werden nicht für die Wirtschaft bestimmter, durch die Teilung Deutschlands betroffener Gebiete der Bundesrepublik Deutschland gewährt.
(305)
Artikel 87 Absatz 3 EG-Vertrag enthält weitere Ausnahmebestimmungen. Die Befreiungen in Absatz 3 Buchstaben a, b und d gelten nicht in diesem Fall, da die Beihilfe nicht die wirtschaftliche Entwicklung von Gebieten fördert, in denen die Lebenshaltung außergewöhnlich niedrig ist oder eine erhebliche Unterbeschäftigung herrscht; sie dient weder der Förderung eines wichtigen Vorhabens von gemeinsamem europäischen Interesse, noch der Behebung einer beträchtlichen Störung im Wirtschaftleben eines Mitgliedstaats oder der Förderung der Kultur und der Erhaltung des kulturellen Erbes.
(306)
Nur die Befreiung in Absatz 3 Buchstabe c ist daher anwendbar. Nach Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c können staatliche Beihilfen genehmigt werden, die der Förderung der Entwicklung gewisser Wirtschaftszweige dienen, soweit sie die Handelsbedingungen nicht in einer Weise verändern, die dem gemeinsamen Interesse zuwiderläuft.
(307)
In den Leitlinien hat die Kommission die Voraussetzungen für eine befürwortende Ausübung ihrer Ermessensbefugnis nach Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c in Fällen wie diesem dargelegt.
(308)
In ihrer Entscheidung zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission eine Reihe von Bedenken an der Vereinbarkeit des Umstrukturierungsplans mit den Leitlinien geäußert und in Abschnitt II Punkt 3 wiederholt. Die folgenden Abschnitte enthalten die Würdigung und die endgültigen Schlussfolgerungen der Kommission zu jedem dieser Bedenken.
a) Zur Wiederherstellung der Rentabilität von BE
(309)
Die Gewährung einer Umstrukturierungsbeihilfe setzt einen tragfähigen, zusammenhängenden und weit reichenden Umstrukturierungsplan voraus, der geeignet ist, die langfristige Rentabilität des Unternehmens innerhalb einer angemessenen Frist auf der Grundlage realistischer Annahmen wiederherzustellen. Nach Ziffer 32 der Leitlinien muss die Verbesserung der Rentabilität vor allem durch im Umstrukturierungsplan enthaltene unternehmensinterne Maßnahmen herbeigeführt werden. Externe Faktoren wie Preis- oder Nachfrageschwankungen, auf die das Unternehmen keinen Einfluss hat, können berücksichtigt werden, wenn die zugrunde liegenden Marktannahmen auf breiter Grundlage anerkannt sind.
(310)
Nach Ziffer 33 der Leitlinien hat der Mitgliedstaat einen Umstrukturierungsplan vorzulegen, der die Umstände beschreibt, die zu den Schwierigkeiten des Unternehmens geführt haben, und verschiedenen Szenarien Rechnung trägt, die einer optimistischen, einer pessimistischen und einer mittleren Hypothese entsprechen. In Ziffer 34 der Leitlinien wird hinzugefügt, dass der Plan das Erreichen der Gewinnschwelle in Aussicht stellt, die es dem Unternehmen nach Abschluss der Umstrukturierung ermöglicht, seine Kosten einschließlich Abschreibungen und Finanzierungskosten zu decken. Die angesetzte Eigenkapitalrendite des umstrukturierten Unternehmens soll ausreichen, um aus eigener Kraft im Wettbewerb bestehen zu können.
(311)
In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission verschiedene Fragen im Zusammenhang mit der Wiederherstellung der Rentabilität von BE aufgeworfen. Diese betrafen zum einen die scheinbar unbegrenzte Dauer bestimmter Teile von Maßnahme A und Maßnahme B, was Zweifel aufwarf, ob der Umstrukturierungsplan BE in die Lage versetzen würde, innerhalb einer angemessenen Frist aus eigener Kraft im Wettbewerb zu bestehen. Zum anderen schien die Zahl der unternehmensinternen Maßnahmen im Umstrukturierungsplan nicht ausreichend zu sein.
(312)
Die Bedenken der Kommission bezogen sich insbesondere auf die Maßnahmen A und B. Angesichts der langen Laufzeit von Maßnahme A und der unbefristeten Laufzeit von Maßnahme B fragte sich die Kommission, ob nicht die Umstrukturierungsbeihilfe für BE die Form eines dauerhaften Zuschusses hatte, der den Bestimmungen der Leitlinien widersprechen würde. Diese Bedenken wurden von Dritten wie Drax geteilt.
(313)
In Bezug auf Maßnahme B kam die Kommission zu dem Ergebnis, dass dies keine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag ist. Die Frage der unbefristeten Laufzeit von Maßnahme B ist daher nicht mehr von Bedeutung.
(314)
Hinsichtlich Maßnahme A hatte die Kommission Bedenken, dass die Kosten des Rückbaus der Kernkraftwerke bis 2086 andauern könnten und dass die Finanzierung der Kosten für die Entsorgung abgebrannter DWR-Brennelemente, die in den Reaktor Sizewell B von BE geladen wurden, ebenfalls unbefristet ist.
(315)
Stilllegungskosten sind Kosten, die in der Zukunft entstehen werden, sich aber auf die Errichtung von Kernkraftwerken beziehen, die in der Vergangenheit stattgefunden hat. Die Kommission stimmt mit den britischen Behörden darin überein, dass es nicht möglich ist, diese Kosten genau zu beziffern, da es für die Stilllegung von AGR-Kraftwerken keinen Präzedenzfall gibt, sie in ferner Zukunft geschehen wird und die technische Entwicklung bis dahin nicht abzusehen ist. Außerdem gibt die britische Regierung zu bedenken, dass die Stilllegungskosten bereits weitgehend Fixkosten seien und dass eine erhebliche Erhöhung der Verbindlichkeiten durch Änderungen der Betriebsverfahren zum wirtschaftlichen Vorteil von BE oder durch Verletzung der Mindeststandards von BE getragen werden müssten. Außerdem ist daran zu erinnern, dass ein Eingreifen des Staates für den Fall einer Unterfinanzierung des NLF vorgesehen ist.
(316)
Angesichts der besonderen Merkmale der Kernindustrie, die ein Umgehen mit radioaktivem Material erst zulassen, wenn die Strahlung auf ein sichereres Niveau abgeklungen ist, und der unvermeidbaren Zeitspanne für die Finanzierung der Stilllegungsverbindlichkeiten, kommt die Kommission zu dem Ergebnis, dass der Teil von Maßnahme A, der sich auf diese Verbindlichkeiten bezieht, nicht als dauerhafter Zuschuss für BE angesehen werden kann, da diese Verbindlichkeiten sich auf bereits entstandene Kosten beziehen. Für diese Kosten wurde in der Bilanz von BE bereits Vorsorge getroffen. Der späte Zeitpunkt für die Zahlung der diese Kosten betreffenden Beihilfe kann nicht als Verlagerung der Wiederherstellung der Rentabilität in die Zukunft angesehen werden kann.
(317)
Hinsichtlich der Finanzierung der Entsorgung von DWR-Brennelementen durch den Staat, die in Sizewell B geladen wurden, wird BE einen Beitrag an den NLF zu dem Betrag von 150 GBP/kgU für DWR-Brennelemente leisten, die nach dem Termin der tatsächlichen Umstrukturierung in den Reaktor Sizewell B geladen werden.
(318)
Dieser Wert ist zweifellos niedriger als die Gesamtkosten der Entsorgung abgebrannter DWR-Brennelemente, einschließlich der endgültigen Entsorgung. Die Gesamtkosten wurden von BE in seinem Jahresabschluss 2001/2002 mit 240 GBP/kgU angesetzt. Die Tatsache, dass nur ein Teil dieser Kosten durch die Zahlungen von BE an den NLF gedeckt ist, bestätigt, dass der Beitrag des NLF zur Entsorgung dieser Brennelemente eine staatliche Beihilfe im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag enthält.
(319)
Um zu ermitteln, ob diese Beihilfe unbefristet ist, muss die Kommission feststellen, wie sich die Gesamtkosten in vermeidbare Kosten und unvermeidbare Kosten aufteilen.
(320)
Die unvermeidbaren Kosten sind vergangene Istkosten. Es ist daher für ein Unternehmen wirtschaftlich vernünftig, solange tätig zu sein, wie es seine vermeidbaren Kosten decken kann, damit so viele Istkosten wie möglich zurückgezahlt werden können. Beihilfen für unvermeidbare Kosten sind daher ein Vorteil für das begünstigte Unternehmen, da sie den Kostendeckungspunkt verlagern. Bei Unternehmen in Schwierigkeiten tragen sie dazu bei, die Rentabilität rascher wiederherzustellen. Da ein Unternehmen aber in jedem Fall tätig wird, sobald es seine vermeidbaren Kosten decken kann, führen Beihilfen zur Deckung unvermeidbarer Kosten nicht dazu, dass das Unternehmen künstlich am Leben gehalten wird. Solche Beihilfen sind daher nicht unbefristet.
(321)
Beihilfen zur Deckung vermeidbarer Kosten, insbesondere variabler Kosten, dienen dazu, ein Unternehmen künstlich im Geschäft zu halten, das andernfalls keinen wirtschaftlichen Grund hätte, seine Tätigkeit fortzusetzen. Eine solche Beihilfe ist unbefristet, da sie die Rentabilität des Unternehmens nur dann gewährleistet, wenn sie nicht zeitlich befristet ist.
(322)
Die britischen Behörden haben erklärt, dass von den in Erwägungsgrund 318 genannten 240 GBP/kgU etwa […] GBP/kgU vermeidbar seien. Die übrigen Kosten beträfen größtenteils die unvermeidbaren Kosten der Errichtung des Endlagers für alte und zukünftige abgebrannte DWR-Brennelemente, die am Standort Sizewell B gelagert werden. Dieses Lager wird später in diesem Jahrhundert verfügbar sein, was angesichts der Abzinsungswirkung den relativ niedrigen Betrag dieser Kosten im Vergleich zu anderen Ländern erklärt.
(323)
Die Zahlen in dem in Fußnote 38 genannten Bericht von Gordon MacKerron können nicht verwendet werden, um diese Schätzung zu überprüfen, da der Bericht nicht angibt, inwieweit unvermeidbare Kosten darin enthalten sind.
(324)
Um die Bewertung der britischen Behörden zu überprüfen, hat die Kommission die der Öffentlichkeit zugänglichen Informationen des finnischen Kernenergieprogramms verwendet, das weltweit eines der transparentesten Programme ist. Wie in Sizewell wird der in finnischen Kernkraftwerken anfallende Abfall vor der Endlagerung nicht wiederaufbereitet. Die Kosten der Entsorgung abgebrannter Brennelemente in Finnland werden von dem finnischen Entsorgungsunternehmen mit 325 EUR/kgU (47)) angesetzt, wovon 217 EUR/kgU auf vermeidbare Kosten entfallen (48).
(325)
Diese Angaben entsprechen den von den britischen Behörden vorgelegten Angaben. Nach Ansicht der Kommission bestätigen sie die These, dass eine Zahlung von 150 GBP/kgU ausreichend ist, um die vermeidbaren Kosten und einen Teil der unvermeidbaren Kosten der Entsorgung abgebrannter Brennelemente zu decken.
(326)
Hieraus ist zu schließen, dass der Umstrukturierungsplan keinen dauerhaften Zuschuss für BE vorsieht und dass seine Laufzeit angesichts der Besonderheiten der Kernindustrie und der Verpflichtungen des Vereinigten Königreichs nach dem Euratom-Vertrag mit den Leitlinien vereinbar ist (49).
(327)
Die britischen Behörden haben gemäß Ziffer 33 der Leitlinien einen ausführlichen Plan mit einer Marktstudie und Szenarien vorgelegt, die einer optimistischen, einer pessimistischen und einer mittleren Hypothese entsprechen. Sie haben außerdem eine ausführliche, im Juli 2004 aktualisierte Cashflow-Analyse beigefügt.
(328)
Der Plan geht ausführlich auf den Ursprung der Schwierigkeiten von BE und die Maßnahmen ein, die getroffen wurden oder werden, um diesen zu begegnen, wie bereits in Abschnitt II Punkt 2 Buchstabe c dieser Entscheidung zusammengefasst wurde. Der Umstrukturierungsplan sieht die Einführung einer neuen Geschäftsstrategie (Maßnahme E) vor, um BE besser gegen die Risiken abzusichern. Durch vermehrte mittelfristige Festpreisverkäufe seiner Produktion versucht BE, die Volatilität seines Kapitalflusses zu verringern und seine langfristige Rentabilität zu verbessern. BE wird auch seine Abhängigkeit von den Großhandelsstrompreisen im Vereinigten Königreich verringern, während es gleichzeitig den zuverlässigen Marktzugang über eine Mischung von Vertragsbedingungen, flexible Stromerzeugung durch Eggborough und Direktabsatz an Unternehmen mit Schwerpunkt auf gewerblichen Abnehmern aufrechterhält. Die Maßnahmen A und B sollen das Problem der hohen unvermeidbaren Kosten von BE als Betreiber von Kernkraftwerken dadurch lösen, dass BE teilweise von seinen nuklearen Verbindlichkeiten auch für in der Vergangenheit abgebrannte Brennelemente und den Stilllegungskosten entlastet wird, und die Kosten für künftige Front-end und Back-end-Brennelementeverträge mit BNFL gesenkt werden. Außerdem sieht der Plan die Neuaushandlung von drei überhöhten Stromerwerbsverträgen und den Verkauf der nordamerikanischen Vermögenswerte von BE vor, was zur Lösung des Problems der hohen kurzfristigen unvermeidbaren Kosten in Form von Finanzierungsausgaben beitragen dürfte. Hinsichtlich der dritten Ursache der Schwierigkeiten von BE, den umfangreichen nicht geplanten Abschaltungen, hat BE seinen Plan PIP ausgearbeitet, der die Zuverlässigkeit der Kernkraftwerke verbessern soll. Dieser Plan sieht verstärkte Investitionen in Kapital und Personal vor, um die Qualität der Wartung und die Verfügbarkeit der Kraftwerke zu verbessern. Überdies wird als besondere Schwäche das Szenario berücksichtigt, dass sich die Verfügbarkeit der Kraftwerke von BE nicht verbessert. Selbst in diesem Szenario wäre der Cashflow von BE immer noch positiv.
(329)
Aus den finanziellen Vorausschätzungen der britischen Regierung geht hervor, dass die Rentabilität innerhalb einer angemessenen Frist wiederhergestellt wird, indem der Cashflow von BE ab 2004 positiv ist und ab 2005 ein positiver jährlicher Kapitalfluss erreicht wird.
(330)
Die Kommission kommt daher zu dem Ergebnis, dass der Umstrukturierungsplan die Probleme löst, auf die die Schwierigkeiten von BE zurückzuführen sind, und insbesondere in Bezug auf die Entwicklung der Strompreise und die Durchführung des PIP auf realistischen Annahmen im Sinne der Leitlinien beruht.
(331)
In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission bezweifelt, ob sich die Wiederherstellung der Rentabilität vor allem auf unternehmensinterne Maßnahmen stützt. Die Kommission fragte sich insbesondere, ob die von BE gemäß diesen Maßnahmen erreichten Einsparungen auf Zugeständnisse von Gläubigern und Lieferanten und nicht auf eine Rationalisierung der Tätigkeiten von BE zurückzuführen sind.
(332)
Nach der Einleitung des Verfahrens hat sich Drax zu dieser Frage geäußert. Es ist der Ansicht, dass die Umstrukturierung von BE keine wirkliche Umstrukturierung sei, da sie nicht durch unternehmensinterne Maßnahmen herbeigeführt werde und BE die Garantie habe, dass eine Insolvenz nicht zugelassen wird. Außerdem sieht es Ungewissheiten beim Beitrag von BE zur Umstrukturierung und hält die Stilllegung einiger Kernkraftwerke für die bessere Lösung. Letztere Ansicht wird von Greenpeace geteilt. Die britischen Behörden widersprechen dieser Auffassung und weisen darauf hin, dass das Beihilfepaket erst wirksam werden kann, wenn die britische Regierung den Vorhersagen für die Rentabilität zugestimmt hat. Die britischen Behörden weisen auch darauf hin, dass nach den Leitlinien ein Gleichgewicht zwischen staatlichen Beiträgen, privaten Beiträgen und dem Eigenbeitrag des Unternehmens erzielt werden muss, wobei jedoch das Unternehmen nicht in der Lage sein müsse, ohne ein Eingreifen des Staates die Trendwende zu schaffen.
(333)
Die Kommission stimmt darin überein, dass die Umstrukturierung nicht allein durch unternehmensinterne Maßnahmen herbeigeführt werden muss, sondern durch Maßnahmen des Staats und Dritter wie Gläubiger und Lieferanten flankiert werden kann. BE hat bereits folgende Maßnahmen durchgeführt: es hat seine nordamerikanischen Vermögenswerte (Maßnahme F) verkauft und […]. Auch hat es im Rahmen seiner neuen Geschäftsstrategie (Maßnahme E) die Zahl der mittelfristigen Festpreisverträge erhöht, um seine Position besser abzusichern. Außerdem wurde BE nicht von seinen nuklearen Verbindlichkeiten entbunden, sondern wird zur Finanzierung des NLF beitragen.
(334)
Wie in Abschnitt VI Punkt 3 Buchstabe c Ziffer v erläutert, berücksichtigt die Kommission auch, dass die Stilllegung von Kernkraftwerken keine machbare Lösung für BE ist, und dass der Verkauf von Eggborough seine Aussichten auf Wiederherstellung der Rentabilität gefährden würde und unverhältnismäßig wäre.
(335)
Angesichts der von BE bereits durchgeführten und noch durchzuführenden Maßnahmen und der Tatsache, dass die Probleme, die den Schwierigkeiten von BE zugrunde liegen, mit dem Umstrukturierungsplan angegangen werden, kommt die Kommission zu dem Ergebnis, dass die Anforderung nach Ziffer 32 der Leitlinien erfüllt ist.
(336)
Von dritter Seite wurden die Aussichten auf Wiederherstellung der Rentabilität von Dungeness B, dem ältesten Kernkraftwerk von BE, in Frage gestellt.
(337)
Powergen stützte mit einer besonders stichhaltigen Begründung seiner Auffassung seine Prüfung der Lage von Dungeness B auf eine Studie der Kostenstruktur des Kraftwerks, wie sie ursprünglich von den britischen Behörden vorgelegt und in dem Beschluss zur Einleitung des Verfahren wiedergegeben wurde.
(338)
Laut Powergen ist Dungeness B ein sehr ineffizientes Kraftwerk. Daten aus der Vergangenheit zeigten, dass sein Auslastungsgrad niedrig ist. Powergen schätzt ihn auf 46 %. Mit diesem Auslastungsgrad erzeuge das Kraftwerk etwa 4,5 TWh jährlich. Diese Strommenge würde etwa 73,8 Mio. GBP kosten, wenn man allein die vermeidbaren Kosten berücksichtigt. Powergen kommt zu dem Ergebnis, dass die vermeidbaren Kosten von Dungeness B etwa 16,4 GBP/MWh betragen, während sich der Grundlaststrompreis auf dem Großhandelsmarkt auf 16 GBP/MWh (50) beläuft.
(339)
In ihrer Stellungnahme zu den Ausführungen von Powergen erläutern die britischen Behörden ihre Ansicht zu den Ausführungen von Powergen über die Rentabilität von Dungeness B. Demnach enthalte die Studie von Powergen zwei Fehler; erstens seien die von Powergen angenommenen Gesamtkosten des Kraftwerks zu niedrig. Aus den Angaben von BE gehe hervor, dass die tatsächlichen Kosten von Dungeness B höher sind als von Powergen angenommen, insbesondere die Betriebs- und Wartungskosten. Dadurch erhöhten sich die Kosten pro MWh von Dungeness B.
(340)
Die britischen Behörden sind der Ansicht, dass sich die Effizienz von Dungeness B in den letzten Jahren deutlich verbessert hat. Nach ihrer Auffassung sollte man, da die Daten gegenüber der Vergangenheit eine Verbesserung zeigen, für die Zukunft nicht annehmen, dass es Ergebnisse wie in den schlimmsten Jahren erzielen wird, sondern vielmehr, dass seine Ergebnisse wie in den letzten Jahren ausfallen werden. Demnach würde sich der Auslastungsgrad des Kraftwerks auf 61 % erhöhen, was die Kosten pro MWh von Dungeness B verringere.
(341)
Gemäß den Ausführungen in den Erwägungsgründen 339 und 340 ergeben sich laut britischen Behörden für Dungeness B vermeidbare Kosten von ca. […] GBP/MWh, während sich die Grundlaststrompreise auf dem Großhandelsmarkt auf […] GBP/MWh belaufen.
(342)
Die Kommission hat die vermeidbaren Kosten von Dungeness B untersucht und dabei verschiedenen Annahmen entsprechend der Genauigkeit der Ansätze für die Gesamtkosten und den Auslastungsgrad Rechnung getragen. Sie ist dabei zu folgendem Ergebnis gekommen:
Tabelle 8
Vermeidbare Kosten von Dungeness B pro MWh bei einem Grundlaststrompreis von 16 GBP/MWh auf dem Großhandelsmarkt
Von den britischen Behörden angenommene Leistung
Von Powergen angenommene Leistung.
Von den britischen Behörden angenommene Kosten
[…]
[…]
Von Powergen angenommene Kosten.
[…]
16,4 GBP/MWh
(343)
Unter der Annahme, dass die Vorteile zwischen BE und BNFL aufgeteilt werden, wenn der Grundlaststrompreis auf dem Großhandelsmarkt über 16 GBP/MWh liegt, hat die Kommission den Basisstrompreis berechnet, ab dem Dungeness B unter den verschiedenen Annahmen die vermeidbaren Kosten deckt:
Tabelle 9
Grundlaststrompreis auf dem Großhandelsmarkt, ab dem Dungeness B die vermeidbaren Kosten deckt
Von den britischen Behörden angenommene Leistung
Von Powergen angenommene Leistung.
Von den britischen Behörden angenommene Kosten
[…]
[…]
Von Powergen angenommene Kosten.
[…]
16,8 GBP/MWh
(344)
Aus Tabelle 9 geht hervor, dass Dungeness B in allen außer den pessimistischsten Szenarien in der Lage ist, die vermeidbaren Kosten zu decken, und folglich keine Verluste macht, sobald der Grundlaststrompreis auf dem Großhandelsmarkt bei […] GBP/MWh liegt. Dieser Basispreis entspricht Grundlaststrompreisen auf dem Großhandelsmarkt, die, wie in den Erwägungsgründen 282 bis 285 dargelegt, derzeit teilweise deutlich über 20 GBP/MWh liegen und von denen in jedem Fall angenommen wurde, dass sie zwischen 16 und 19 GBP/MWh liegen würden, selbst in der kurzen Zeit, in der Dungeness B in Betrieb bleibt. Dabei ist zu bedenken, dass Dungeness B bei den gegenwärtigen Strompreisen in der Lage ist, die vermeidbaren Kosten selbst im pessimistischsten Szenario zu decken.
(345)
Die Kommission geht daher davon aus, dass Dungeness B ein rentables Kraftwerk ist.
b) Zur Frage, ob sich die Beihilfe auf das erforderliche Mindestmaß beschränkt
(346)
In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission bezweifelt, ob sich die Beihilfe auf ein Mindestmaß beschränkt, da ungeklärt war, ob die Maßnahmen B, C und G staatliche Beihilfen sind, und weil die genaue Höhe des Beihilfebetrags in Maßnahme A nicht feststand.
(347)
In Abschnitt VI Punkt 2 Buchstaben a und b hat die Kommission festgestellt, dass es sich bei den Maßnahmen B, C und G nicht um staatliche Beihilfen im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag handelt. Das Beihilfepaket betrifft daher allein die Maßnahme A.
(348)
Maßnahme A ist eine staatliche Beihilfe, die drei Arten von Verbindlichkeiten betrifft: die Entsorgung abgebrannter alter Brennelemente, die Bedienung nicht geregelter Verbindlichkeiten und die Stilllegung von Kernkraftwerken. Bei der Einleitung des Verfahrens waren die mit diesen drei Kategorien verbundenen Verbindlichkeiten und die damit verbundenen Beihilfen nur geschätzt, aber noch nicht nach oben begrenzt.
(349)
Die Verbindlichkeiten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente machen den größten Teil der Gesamtverbindlichkeiten aus. Sie bestehen in Zahlungen an BNFL für die Entsorgungsdienstleistungen für Brennelemente, die vor dem Zeitpunkt der tatsächlichen Umstrukturierung in die Reaktoren von BE geladen wurden. Diese Dienstleistungen sind bereits vertraglich geregelt, und die an BNFL dafür fälligen Beträge in den meisten Fällen genau bestimmt.
(350)
Die Kommission ist weiterhin der Ansicht, dass das Maß, bis zu dem diese Verbindlichkeiten von der britischen Regierung finanziert werden können, begrenzt werden sollte. Die britischen Behörden haben sich daher bereit erklärt, ihre ursprüngliche Schätzung dieser Verbindlichkeiten von 2 185 000 000 GBP (51) in eine Obergrenze der Beihilfe für diese Verbindlichkeiten umzuwandeln.
(351)
Hingegen lassen sich die Verbindlichkeiten für die Stilllegung von Kernkraftwerken und die nicht geregelten Verbindlichkeiten nur schwer genau bestimmen.
(352)
Die Stilllegung von Kernkraftwerken ist eine sehr spezielle Tätigkeit. Es gibt weltweit wenig Erfahrung von vollständig abgeschlossenen Arbeiten auf diesem Gebiet (52). Nach Sachverständigen können diese Kosten 15 % der gesamten Investitionskosten oder mehr ausmachen (53) bzw. 50 % des nuklearen Teils der Investition (54). Selbst wenn diese Schätzungen kohärent und genau wären, müsste man die ursprünglichen Investitionskosten eines Kraftwerks genau berechnen, um die Stilllegungskosten zu ermitteln, was bei älteren Kraftwerken wie denen von BE besonders schwierig wäre, deren Kosten nur schwer zurückzuverfolgen sind.
(353)
Außerdem sind die meisten Kraftwerke von BE AGR-Kraftwerke, die sich nicht nur von Kraftwerken in anderen Ländern, sondern bis zu einem gewissen Grad auch voneinander unterscheiden. Man kann sich daher nicht auf Erfahrungen in anderen Ländern oder im Vereinigten Königreich stützen, um die Genauigkeit der Kostenansätze für die Stilllegung der Reaktoren von BE zu verbessern.
(354)
Auch die noch nicht geregelten Verbindlichkeiten sind naturgemäß schwer zu bestimmen. Sie beziehen sich größtenteils auf die Endlagerung abgebrannter Brennelemente. Die Art und Weise, wie nukleare Brennelemente im Vereinigten Königreich endgültig entsorgt werden, ist noch ungeklärt, wie aus den Erfahrungen mit dem Nirex-Zwischenlager hervorgeht. Die Erfahrungen in anderen Ländern haben gezeigt, dass die Suche nach Orten für die Endlagerung bestimmter Abfallarten sowohl technisch als auch politisch hohe Anforderungen stellt. Es ist sehr schwer, die Kosten genau zu bestimmen, wenn so wenig darüber bekannt ist, wie die Entsorgung erfolgen soll. Aus den von den britischen Behörden vorgelegten Informationen geht hervor, dass die von Instituten aus anderen Mitgliedstaaten erstellten Schätzungen der Lagerkosten weit auseinander gehen.
(355)
Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Höchstbeträge für Stilllegungsverbindlichkeiten und noch nicht geregelte Verbindlichkeiten nur mit einem großen Ungenauigkeitsfaktor ermittelt werden könnten. Es bestünde die große Gefahr, diesen Wert zu hoch anzusetzen.
(356)
Deshalb ist die Kommission der Ansicht, dass die Festlegung eines höchst ungewissen und wahrscheinlich zu hoch angesetzten Werts als Obergrenze für die Beihilfe der Forderung nach Beschränkung der Beihilfe auf ein Mindestmaß zuwider laufen würde, da ein Ungenauigkeitsfaktor, der sich nicht konkretisiert, Spielraum für die Gewährung unnötiger Beihilfen schafft.
(357)
Eine weit bessere Möglichkeit, den Grundsatz der auf ein Mindestmaß zu beschränkenden Beihilfe einzuhalten, besteht darin, keine Obergrenze für die Beihilfe zu berechnen, sondern einen Mechanismus einzuführen, der gewährleistet, dass die künftigen Ausgaben auf ein Mindestmaß beschränkt bleiben.
(358)
Die britischen Behörden haben sich bereit erklärt, eine Reihe entsprechender Mechanismen vorzusehen:
a)
Die Gruppen der Verbindlichkeiten, deren Kosten vom Staat übernommen werden können, werden genau festgelegt.
b)
Diese Kosten werden von den britischen Behörden über die Nuclear Decommissioning Agency (NDA) sowohl im Voraus als auch im Nachhinein kontrolliert.
c)
Die Einzelmaßnahmen der Stilllegung werden von der NDA ausgeschrieben, die gewährleistet, dass die Kosten dem Marktniveau entsprechen.
d)
Die Tätigkeiten der NDA werden vom britischen Department of Trade and Industry und dem National Audit Office kontrolliert.
e)
Für eine bessere Kontrolle der Ausgaben durch die Kommission wird die ursprüngliche Gesamtschätzung beider Verbindlichkeiten (d. h. 1 629 000 000 (55) GBP) als Schwellenwert verwendet. Sollten die kumulierten Ausgaben beider Verbindlichkeiten diese Schwelle überschreiten, erhält die Kommission zusätzliche Berichte sowohl über die Zahlungen, die zur Deckung von Verbindlichkeitskosten getätigt wurden, als auch über unternommene Schritte, um diese Kosten auf ein Mindestmaß zu beschränken. Dieser Bericht muss sich auf eine Studie unabhängiger Buchführungssachverständiger stützen.
(359)
Es könnte sein, dass einige begrenzte Zahlungen von BE an BNFL im Rahmen der Verbindlichkeiten für abgebrannte Brennelemente die ursprünglichen Ansätze überschreiten. Dies gilt insbesondere, wenn abgebrannte Brennelemente nicht der Spezifikation entsprechen und eine Sonderbehandlung erfordern. In einem solchen Fall lassen die bestehenden Verträge eine Erhöhung des normalen Preises für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente zu. Sollte dies eintreten, werden Beträge, die vom Staat gezahlt werden, um BE von diesen Verbindlichkeiten zu entlasten, und die den ursprünglichen Ansatz überschreiten, auf den unveränderten Schwellenwert von 1 629 000 000 GBP angerechnet.
(360)
Nach Ansicht der Kommission sollten bei der Berechnung der in den Erwägungsgründen 350 und 358 genannten Beträge die normalen Referenzzinssätze der Kommission angewandt werden. Angesichts der Länge des betreffenden Zeitraums sollte dieser Zinssatz alle fünf Jahre angepasst werden (56).
(361)
Die Begrenzung und der Schwellenwert in den Erwägungsgründen 350 und 358 gelten für alle Ausgaben zur Deckung von Verbindlichkeiten, unabhängig davon, ob sie vom NLF oder vom Staat getragen werden. Dabei wird mit dem Begrenzungs- und Schwellenwertmechanismus den im Fonds verfügbaren Geldern automatisch Rechnung getragen.
(362)
Schließlich enthält das Umstrukturierungspaket auch eine Steuerbefreiung für einen erhöhten Buchwert der Kraftwerke von BE, falls ein Teil der darauf lastenden Verbindlichkeiten vom britischen Staat getragen wird. Da diese Verbindlichkeiten in der Rechnungslegung von BE ausgewiesen wurden, erhöht deren teilweise und potenzielle Übernahme durch den britischen Staat ihren Wert entsprechend dem von der britischen Regierung zugesagten Höchstbetrag.
(363)
Nach den britischen Rechnungslegungs- und Finanzvorschriften wäre diese Wertsteigerung steuerpflichtig. Der Verzicht darauf wäre daher ein potenzieller Wettbewerbsvorteil für BE im Sinne von Artikel 87 Absatz 1 EG-Vertrag. Eine Besteuerung würde jedoch die Fähigkeit von BE, die Verbindlichkeiten selbst zu finanzieren, einschränken, was wiederum die Verbindlichkeiten der britischen Regierung erhöhen würde. Das Beihilfeelement des Steuerverzichts könnte folglich vollständig oder teilweise durch die Erhöhung der abschließenden Finanzierung der Verbindlichkeiten durch den Staat ausgeglichen werden. Das tatsächliche Beihilfeelement entspricht nur dem Teil des Steuerverzichts, der nicht durch höhere Zahlungen ausgeglichen wird, die von der britischen Regierung im Rahmen ihrer Zusage, für die nuklearen Verbindlichkeiten aufzukommen, zu tätigen sind.
(364)
Dieser Anstieg des Kraftwerkwerts ist künstlich, da die Verbindlichkeiten bestehen bleiben, bis die Zusage der britischen Regierung eingefordert wird. Die Zusage wird in dem Maße, wie sie tatsächlich verfügbar ist, so weit wie möglich vom NLF, zu dem BE beiträgt, einzulösen sein. Hätte die Regierung die Ausfälle bei den Verbindlichkeiten in anderer Form oder zu einem anderen Zeitpunkt gedeckt, wie beispielsweise durch Ad-hoc-Zuschüsse bei der Entstehung der Verbindlichkeiten, wäre ein Steuerverzicht vielleicht nicht nötig gewesen.
(365)
Die Kommission ist daher der Ansicht, dass das Beihilfeelement des Steuerverzichts nicht über das hinausgeht, was notwendig ist, damit das Umstrukturierungsziel mit der Beihilfe verwirklicht werden kann.
(366)
Schließlich wird jegliche Erhöhung des Gewinns von BE, etwa im Fall eines Anstiegs der Strompreise, größtenteils zur Finanzierung des Beitrags von BE zum NLF verwendet. Eine solche Erhöhung des Beitrags von BE würde automatisch zu einer Senkung des Beihilfebetrags führen.
(367)
Nach Ansicht der Kommission wird dieser Mechanismus insgesamt gewährleisten, dass sich die in Maßnahme A enthaltene Beihilfe auf das erforderliche Mindestmaß beschränkt.
c) Zur Vermeidung übermäßiger Wettbewerbsverfälschungen
(368)
Ziffer 35 der Leitlinien sieht vor, dass „Maßnahmen getroffen werden müssen, um nachteilige Auswirkungen der Beihilfe auf Konkurrenten nach Möglichkeit abzumildern“.
(369)
Abgesehen von Ausnahmefällen, in denen der relevante Markt auf Gemeinschaftsebene und auf Ebene des EWR gering oder der Anteil des Unternehmens am relevanten Markt unbedeutend ist, müssen diese Maßnahmen durchgeführt werden, damit das Beihilfeelement des Umstrukturierungsplans mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar ist. Sie müssen eine Beschränkung der Präsenz des Unternehmens auf dem Markt bewirken und in einem angemessenen Verhältnis zu den durch die Beihilfe verursachten Verfälschungen stehen. Eine Lockerung der geforderten Maßnahmen kann in Erwägung gezogen werden, wenn die Gefahr besteht, dass diese zu einer offenkundigen Verschlechterung der Marktstruktur führen.
(370)
Form und Umfang der erforderlichen Ausgleichsmaßnahmen hängen von der Kapazitätslage ab. Bestehen auf dem Markt strukturelle Überkapazitäten, müssen die Ausgleichsmaßnahmen die Form eines endgültigen Kapazitätsabbaus annehmen. Bestehen keine strukturellen Überkapazitäten, könnten Ausgleichsmaßnahmen dennoch erforderlich sein, können aber andere Formen als den endgültigen Kapazitätsabbau annehmen.
i) Der relevante Markt
(371)
Nach Fußnote 20 der Leitlinien umfasst der räumlich relevante Markt grundsätzlich den EWR bzw. einen bedeutenden Teil davon, wenn sich die Wettbewerbsbedingungen in einem Gebiet von anderen Gebieten des EWR hinreichend unterscheiden.
(372)
Strom wird zwischen Mitgliedstaaten seit langem gehandelt, insbesondere seit dem Inkrafttreten der Richtlinie 96/92/EG betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt.
(373)
Der Stromhandel zwischen den Mitgliedstaaten ist jedoch wegen mangelnder Verbundkapazität materiell eingeschränkt. Diese Beschränkungen sind besonders ausgeprägt, wo geografische Hindernisse den Ausbau der Verbindungskapazität zusätzlich erschweren.
(374)
Im Rahmen der Politik zum Ausbau der transeuropäischen Netze hat die Kommission eine Liste von Engpässen im Strombinnenmarkt aufgestellt. Anhang 1 zur Entscheidung Nr. 1229/2003/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über eine Reihe von Leitlinien betreffend die transeuropäischen Netze im Energiebereich und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1254/96/EG (57) zeigt, dass das Vereinigte Königreich zu den Regionen zählt, die unzureichend mit dem Gesamtnetz verbunden sind, so dass der Binnenmarkt nicht als Einheit funktionieren kann.
(375)
Neben der Isolierung vom Gesamtnetz der Gemeinschaft ist der Strommarkt des Vereinigten Königreichs durch ein eigenes Handelssystem geprägt. Dieses „NETA“ genannte System (New Electricity Trading Arrangements) beruht im Gegensatz zu den klassischen Poolmärkten im Wesentlichen auf bilateralen Verträgen zwischen Erzeugern, Lieferanten und Kunden. Die Wettbewerbsbedingungen von NETA unterscheiden sich erheblich von denen eines Poolmarkts, was sich in der Tatsache niederschlägt, dass der Übergang von einer Poolstruktur zu NETA im Jahr 2001 zu einem starken Rückgang der Großhandelsstrompreise führte.
(376)
Derzeit besteht NETA nur in England und Wales. Der schottische Markt ist jedoch durch die Indexierung an die Strompreise in England und Wales eng mit NETA verbunden. Überdies soll NETA bald auf Schottland ausgeweitet werden. Daraus soll im Jahr 2005 ein britischer Markt entstehen. Schottland wird jedoch nur einen kleinen Teil dieses Markts ausmachen, da seine Stromerzeugungskapazität nur gut 10 % der Kapazität von England und Wales entspricht.
(377)
Der nordirische Strommarkt wird in absehbarer Zeit nicht an den britischen Markt angebunden. Die Stromverbindungen zwischen Großbritannien und Nordirland sind derzeit schwach (die nominale Leistung beträgt 0,5 GW, was weniger als 1 % der Stromerzeugungskapazität von Großbritannien entspricht). Die Wettbewerbsbedingungen in Nordirland werden sich daher auch in Zukunft von denen in Großbritannien sehr unterscheiden.
(378)
Da BE nur in Großbritannien tätig ist, geht die Kommission davon aus, dass der räumlich relevante Markt für diese Entscheidung der Markt von Großbritannien ist (58).
(379)
Nach den Angaben der britischen Behörden betrug die Stromerzeugungskapazität in den 15 Mitgliedstaaten zum Zeitpunkt der Anmeldung des Umstrukturierungsplans 565 GW. Die registrierte Stromerzeugungskapazität in Großbritannien macht etwa 10 % dieses Werts aus. Der Markt des Vereinigten Königreichs, von dem 95 % auf Großbritannien entfallen, ist einer der größten im EWR nach Deutschland und Frankreich. Dieser Markt kann daher auf Gemeinschafts- und EWR-Ebene nicht als unbedeutend angesehen werden.
(380)
Die Kapazität von BE entspricht ca. 14 % der Kapazität in England und Wales und ca. 24 % in Schottland. Folglich kann der Anteil von BE an dem relevanten Markt ebenfalls nicht als unbedeutend angesehen werden.
(381)
Schließlich gibt es neben BE viele andere Teilnehmer an dem relevanten Markt: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power und Powergen, um nur einige der größeren Erzeuger zu nennen. Sollte BE aus dem Markt gehen, würde der relevante Markt weder zu einem Monopol noch zu einem engen Oligopol werden.
(382)
Diese Ergebnisse bestätigen die erste Marktanalyse der Kommission im Beschluss zur Einleitung des Verfahrens. Von dritter Seite wurden diese ersten Ergebnisse nicht in Frage gestellt.
ii) Kapazitätslage auf dem Markt
(383)
In ihrem Beschluss zur Einleitung des Verfahrens hat die Kommission deutlich gemacht, dass eine Würdigung der Kapazitätslage auf einem Strommarkt den materiellen Besonderheiten von Strom und der enormen Störung, die Stromausfälle sowohl für die Wirtschaft als auch für den Alltag der Bürger bewirken, Rechnung tragen sollte. Bei der Beurteilung einer strukturellen Überkapazität ist daher eine ausreichende Kapazitätsspanne vorzusehen, um die Nachfragespitzen unter vorhersehbaren Bedingungen decken zu können.
(384)
Die Kommission stellte fest, dass die Kapazitätsspanne auf dem relevanten Markt im internationalen Vergleich und im Vergleich zur Vergangenheit nicht besonders hoch war. Sie räumte jedoch ein, dass Spielraum für eine geringe Senkung der Kapazitätsspanne im Vergleich zu einigen Mitgliedstaaten oder zu den Werten im Vereinigten Königreich der Jahre 1995 und 1996 bestanden haben mag.
(385)
Die Bemerkungen Dritter zum Vorhandensein einer strukturellen Überkapazität konzentrierten sich auf die Preisentwicklung und die Einschätzung der vorhandenen Kapazitätsspanne in Großbritannien.
(386)
Von dritter Seite wurde ein Zusammenhang zwischen der Entwicklung der Strompreise und dem Vorhandensein einer strukturellen Überkapazität im Markt vermutet. Demnach spiele der Preis auf einem wettbewerbsintensiven Markt wie NETA die Rolle eines Signals für den Bedarf an zusätzlicher Kapazität. Wenn neue Kapazität zu einem Zeitpunkt in der Zukunft benötigt wird, würde der für diesen Zeitraum erwartete Mangel einen Anstieg der entsprechenden Terminpreise auslösen. Die Preise würden eine Höhe erreichen, die die Deckung der Kosten für den Bau neuer Kraftwerke ermöglicht, was einen Neueinstieg in den Markt bewirken würde.
(387)
Bisher seien die Preise zwar in jüngster Zeit gestiegen, hätten aber nach Meinung einiger Dritter noch nicht das Niveau erreicht, das erforderlich wäre, um einen Neuzugang auszulösen. Dies zeige, dass es Überkapazität auf dem Markt gibt.
(388)
Die Kommission räumt ein, dass es einen Zusammenhang zwischen den Preisen und der Kapazitätslage auf einem Markt gibt. Strommärkte wie NETA sind jedoch zu kompliziert, um allein aus Preisbeobachtungen auf das Vorhandensein einer strukturellen Überkapazität schließen zu können.
(389)
Erstens unterscheidet sich NETA von den um einen Pool organisierten Märkten durch das Fehlen eines Abrechnungspreises. NETA beruht auf bilateralen Verträgen, die sehr unterschiedliche Formen annehmen können und nicht immer sehr transparente Preisfeststellungsmechanismen ergeben. Strombörsen wie UKPX sind transparenter, haben aber keinen ausreichenden Marktanteil, um endgültige Schlussfolgerungen zuzulassen. Außerdem konzentrieren sie sich auf kurzfristige Geschäfte und sind daher von begrenztem Nutzen für die Ermittlung zukünftiger Entwicklungen. Man muss sich daher auf Preisindizes von unabhängigen Quellen wie Heren oder Argus verlassen. Diese Preisindizes haben ebenfalls ihre Grenzen, da sie nur den Großhandelsmarkt widerspiegeln, der etwa zwei Drittel des gehandelten Stroms ausmacht, weshalb sie nur einen extremen Strommangel erfassen könnten.
(390)
Zweitens beruhten die Erwägungen in Erwägungsgrund 389 auf der Annahme, dass Terminpreise die zukünftige Marktlage getreu wiedergeben. Nach Ansicht der Kommission könnte dies nicht immer der Fall sein. Diese Preise entsprechen einer komplizierteren Situation und stützen sich vor allem darauf, wie die Käufer und Verkäufer ihre zukünftige Lage einschätzen. Dies bedeutet, dass sie auf Erwartungen für den zukünftigen Markt basieren, die weit von der Realität entfernt sein können, da sowohl Nachfrage als auch Angebot auf diesem Markt Schwankungen unterliegen. Mit anderen Worten, Terminpreise entsprechen weniger dem Gleichgewicht von Nachfrage und Angebot in der Zukunft, sondern vielmehr dem, was die aktuellen Marktteilnehmer als Gleichgewicht erwarten. Neben der Brennstoffpreisfluktuation ist dies einer der Gründe, warum Terminpreise selbst für eine bestimmte Zeitspanne in der Zukunft stark schwanken können.
(391)
Auch wenn man annimmt, dass die festgestellten Preise richtig seien und Angebot und Nachfrage getreu widerspiegeln, gibt es drittens eine logische Lücke zwischen der Schlussfolgerung, dass die Preise nicht die volle Deckung der Kosten von Marktneuzugängen ermöglichen, und der Schlussfolgerung, dass es nicht nur eine Überkapazität, sondern sogar eine strukturelle Überkapazität auf dem Markt gibt.
(392)
Die Kommission ist daher der Auffassung, dass die Beobachtung der Preise allein kein hinreichend zuverlässiger Indikator ist, um zu ermitteln, ob es auf einem Strommarkt wie NETA eine strukturelle Überkapazität gibt.
(393)
Es ist jedoch festzustellen, dass die Winterterminpreise seit der Zeit, als BE in Schwierigkeiten geraten ist, stark gestiegen sind. Verschiedene Preisfeststellungsagenturen haben Werte von über 20 GBP/MWh Wintergrundlastpreis für die nächsten Jahre gemeldet, wobei auch Werte von 27 GBP/MWh (59) erreicht werden. Diese steigende Tendenz ist offenbar dauerhaft und nachhaltig. Die Kostenansätze für neue Marktteilnehmer schwanken zwischen 20 GBP/MWh und 25 GBP/MWh (60).
(394)
Nach Ansicht der Kommission ist das Vorhandensein einer Überkapazität leichter zu ermitteln, wenn man die physischen Werte der installierten Kapazität und der Spitzennachfrage zugrunde legt. Die Spanne, um die die installierte Kapazität die durchschnittliche Kältewellenspitzennachfrage (61) überschreitet, wird als die Kapazitätsspanne des Systems bezeichnet. Wenn man feststellen will, ob auf dem Markt eine strukturelle Überkapazität vorhanden ist, muss man deshalb ermitteln, ob die aktuelle und die voraussichtliche Kapazitätsspanne angemessen sind.
(395)
Offensichtlich ist es sehr schwierig, eine verbindliche quantitative Norm für eine angemessene Kapazitätsspanne festzulegen. Diese Norm müsste von einer Reihe von Parametern abhängen, die von Netz zu Netz unterschiedlich sind. Sie wäre auch stark von dem Maß an zu erreichender Versorgungssicherheit beeinflusst, was wiederum an weniger objektive Begriffe wie den psychologischen Auswirkungen einer bestimmten Zeit ohne Strom in einer Region geknüpft wäre.
(396)
Selbst wenn alle materiellen und psychologischen Faktoren unter Kontrolle sind, hängt die erforderliche Kapazitätsspanne außerdem sehr von der jeweiligen Marktstruktur ab. Während einige Sachverständige der Ansicht sind, dass liberalisiertere Märkte eine geringere Kapazitätsspanne benötigen als stark regulierte zentralisierte Märkte, räumen die meisten jedoch ein, dass es wegen mangelnder historischer Daten derzeit nicht möglich ist, diese Wirkung zahlenmäßig zu bestimmen.
(397)
In den Bemerkungen Dritter werden unterschiedliche Auffassungen vertreten, welche Kapazitätsspanne für Großbritannien angemessen sein sollte. In den meisten Bemerkungen werden Zahlen der Siebenjahresberichte des Netzbetreibers für England und Wales NGTransco zitiert, wonach eine Kapazitätsspanne von 20 % als nominaler Bezugssatz für Planungszwecke dienen sollte. NGTransco hält jedoch für die Echtzeitverwaltung des Systems eine geringere Kapazitätsspanne für möglich und nennt hierzu einen Wert von 10 %.
(398)
Drax und Greenpeace haben einen Wert von 10 % als Bezugssatz für eine angemessene Kapazitätsspanne zur Ermittlung des Vorhandenseins einer strukturellen Überkapazität vorgeschlagen. Andere Organisationen zogen es vor, bei einem Bezugssatz von 20 % zu bleiben, darunter auch Institute, bei denen Greenpeace Studien zu diesem Thema in Auftrag gegeben hat (62).
(399)
In seiner eigenen Stellungnahme hat NGTransco wie folgt deutlich gemacht, welcher der beiden Werte bei der Beurteilung des Vorhandenseins einer strukturellen Überkapazität verwendet werden sollte: „Als Systembetreiber für England und Wales sind wir der Ansicht, dass eine Kapazitätsspanne von unter 20 % nicht als Überkapazität auf dem Markt von England und Wales angesehen werden kann.“
(400)
Die Kommission ist daher der Ansicht, dass ein Bezugssatz von 20 % für die Bewertung der Kapazitätslage auf dem Markt von England und Wales der geeignete Satz ist. Der schottische Markt wird zwar bald mit dem Markt von England und Wales vereint, ist aber physisch noch weitgehend getrennt. Die 2 200 MW-Verbindung zwischen beiden Regionen ist für einen flexiblen Einsatz zu klein, um einen Stromüberschuss oder -mangel zwischen den Regionen auszugleichen. In der Praxis wird sie fast immer für die Lieferung von Strom von Schottland nach England und Wales genutzt. Wegen dieser erheblichen Beschränkung sollte nach Auffassung der Kommission der Satz von 20 % bei der Bewertung der Gesamtzahlen für Großbritannien erhöht werden.
(401)
Der Markt von England und Wales ist der bei weitem größte Teil des Markts von Großbritannien. Auf diesen Teil beziehen sich auch die meisten wirtschaftlichen Daten, und die Preise in Schottland werden entsprechend den Daten für England und Wales festgelegt. Der größte Teil der Bemerkungen von Dritten konzentriert sich auch auf England und Wales. Die Kommission hat daher ihre Untersuchung des Markts mit diesem Teil begonnen.
(402)
Bisher wurde die Verbindungsleitung zwischen beiden Marktteilen fast nur für den Export von Schottland nach England und Wales genutzt. NGTransco betrachtet die Kapazität dieser Verbindung als Stromquelle für England und Wales, während Scottish Power, der schottische Betreiber, der für den Teil von Schottland zuständig ist, der eine Grenze mit England hat, diese als Exportmöglichkeit ansieht. Entsprechend den Erfahrungen und den Aussagen der lokalen Betreiber wird die Kommission nunmehr davon ausgehen, dass die Kapazität dieser Verbindungsleitung England und Wales zuzurechnen ist.
(403)
NGTransco ist der einzige Netzbetreiber für England und Wales. Die Kommission hat ihre Untersuchung der Kapazitätslage dieses Markts auf die Vorausschätzungen von NGTransco gestützt, die im Siebenjahresbericht des Unternehmens regelmäßig veröffentlicht werden.
(404)
Seit der Einleitung des Verfahrens hat NGTransco seine Vorausschätzung für die Kapazitätsspanne auf dem Markt von England und Wales geändert. Eine neue Vorausschätzung wurde der Kommission mit der Stellungnahme von NGTransco vorgelegt, eine neuere Fassung von NGTransco in seinem Siebenjahresbericht von 2004 veröffentlicht (63).
(405)
Die Kommission hat diese neuere Fassung für ihre Untersuchung verwendet, die auf der gleichen Grundannahme, insbesondere der Datengrundlage wie die Vorausschätzung beruht, die von NGTransco in seiner Stellungnahme als maßgeblich bezeichnet worden war. Lediglich die Datengrundlage zur Marktentwicklung ist aktueller.
(406)
Die Vorausschätzung sieht drei Szenarien vor. Das optimistischste Szenario („SYS“) geht davon aus, dass die verfügbare Stromerzeugung den unterzeichneten Einspeisungsverträgen entsprechen wird. Das pessimistischste Szenario („vorhandene oder im Bau befindliche Anlagen“) geht davon aus, dass keine Kraftwerke außer den vorhandenen und derzeit im Bau befindlichen verfügbar sein werden. Das mittlere Szenario („erteilte Baugenehmigungen“) geht davon aus, dass die vorhandenen, die bereits im Bau befindlichen und die Kraftwerke verfügbar sein werden, für die Baugenehmigungen nach dem Electricity Act und dem Energy Act bereits erteilt wurden.
(407)
In der nachstehenden Tabelle werden die Vorausschätzungen der drei Szenarien zusammengefasst.
Tabelle 10
2004 NGTransco-Kapazitätsspannenszenarien für England und Wales
Szenario
2004/05
2005/06
2006/07
2007/08
2008/09
2009/10
2010/11
SYS
22
21
23,1
26,8
24,5
25,6
22,5
Erteilte Baugenehmigungen
22
21,1
22,8
24,3
21,6
22,5
19,1
Vorhandene und im Bau befindliche Anlagen
22
21,1
18,7
17,1
14,5
12,8
9,5
Hinweis: Die Kapazitätsspanne entspricht der Spanne jenseits der ACS-Spitzennachfrage. Es wurde davon ausgegangen, dass die Verbindungen nach Frankreich und Schottland vollständig für die Einfuhr genutzt werden.
(408)
Die drei Szenarien unterscheiden sich im Wesentlichen in ihren Aussagen zu den letzten Jahren, was keine Überraschung ist, da die zugrunde liegenden Annahmen Unterschiede vor allem für die Zukunft ausmachen. Diese Jahre sind jedoch nicht ebenso maßgeblich für die Beurteilung des Vorhandenseins einer gegenwärtigen strukturellen Überkapazität auf dem Markt.
(409)
Für die nächsten drei Jahre sehen alle drei Szenarien eine Kapazitätsspanne zwischen 18,7 % und 23,1 % bei einem Durchschnitt von ca. 21,5 % vor. Dieser Wert liegt leicht über dem Bezugssatz von 20 %. Der Unterschied zwischen 21,5 % und 20 % bei der ACS-Spitzennachfrage beträgt 1,5 % von 57 000 MW (64), entsprechend 855 MW. Dieser Wert ist kleiner als die Kapazität eines der Kernkraftwerke von British Energy. Dieses Ergebnis eines statistischen Durchschnitts ist nach Ansicht der Kommission nicht aussagekräftig genug, um eine strukturelle Überkapazität nachzuweisen.
(410)
In den folgenden Jahren nehmen die Unterschiede zwischen den drei Szenarien zu, was es noch schwieriger macht, aussagekräftige Schlussfolgerungen zu ziehen. Der Durchschnitt schwankt in diesen Jahren zwischen den drei Szenarien zwischen 17,0 % und 22,7 %, wobei zwei Jahre bei ca. 20,2 % liegen. Dies lässt eine Tendenz erkennen, dass die Kapazitätsspanne bei 20 % bleibt, einschließlich einer gewissen Fehlerspanne.
(411)
Die Kommission schließt hieraus, dass es auf dem Strommarkt von England und Wales keine strukturelle Überkapazität gibt.
(412)
Anders als in England und Wales gibt es in Schottland zwei Netzbetreiber: Scottish and Southern Electricity und Scottish Power. Diese beiden Betreiber veröffentlichen Vorausschätzungen für ihr jeweiliges Gebiet, die hinsichtlich der möglichen Szenarien für die Zukunft jedoch weniger detailliert sind als die von NGTransco. Die Kommission hat daher ihre Analyse für Schottland auf den aktuellen Stand konzentriert, wo der Bedarf an verschiedenen Szenarien geringer ist.
(413)
Da keiner der beiden schottischen Netzbetreiber der Kommission im Rahmen dieses Verfahrens Bemerkungen vorgelegt hat, stützt sich die Prüfung auf öffentlich zugängliche Unterlagen. Für Scottish and Southern Electricity hat die Kommission die Angaben des Siebenjahresberichts aus dem Jahr 2003 verwendet (65). Für Scottish Power hat die Kommission die Angaben des Weiterleitungs-Siebenjahresberichts vom April 2003 verwendet (66).
(414)
In der nachstehenden Tabelle werden die voraussichtliche Spitzennachfrage und die installierte Kapazität in den verschiedenen Versorgungsgebieten für 2004/2005 zusammengefasst.
Tabelle 11
Kapazität und Nachfragevorausschätzungen für Großbritannien für 2004/2005
(in MW)
An das Netz von Scottish Power angeschlossene Kapazität
7 127
An das Netz von Scottish and Southern Electricity angeschlossene Kapazität
2 844
An das Netz von NGTransco angeschlossene Kapazität ohne Verbindungsleitungen
63 998
Verbindungskapazität zwischen Irland und Schottland
500
Verbindungskapazität zwischen Frankreich und England
2 000
Verfügbare Kapazität in Großbritannien
76 469
Spitzennachfrage im Gebiet von Scottish Power
4 269
Spitzennachfrage im Gebiet von Scottish and Southern Electricity
1 684
ACS Spitzennachfrage im Gebiet von NGTransco
55 900
Spitzennachfrage insgesamt (67)
61 853
(415)
Die Kapazitätsspanne für Großbritannien liegt somit bei 23,6 % (68). Dieser Wert ist höher als der in Erwägungsgrund 400 genannt Bezugssatz von 20 %, aber wie bereits ausgeführt, gilt der Satz von 20 % für ein flexibles Netz wie das in England und Wales und muss erhöht werden, um Engpässen im Netz Rechnung zu tragen. Außerdem wurden diese Zahlen auf der Annahme berechnet, dass die Verbindungsleitungen mit Nordirland und Frankreich vollständig für Einfuhren verfügbar sind, was nicht immer der Fall ist. Sollten diese Leitungen zur Zeit der ACS-Spitzennachfrage für die Ausfuhr verwendet werden, müsste ihre Kapazität von der verfügbaren Kapazität abgezogen und der Stromnachfrage hinzugerechnet werden, was die Kapazitätsspanne auf 15,5 % verringern würde.
(416)
Die Kommission kommt folglich zu dem Ergebnis, dass auf dem britischen Markt keine statistisch erhebliche strukturelle Überkapazität besteht.
(417)
Auf dem relevanten Markt gibt es damit keine strukturelle Überkapazität.
(418)
Ausgleichsmaßnahmen in Form eines endgültigen Abbaus der Stromerzeugungskapazität sind somit nicht zwingend erforderlich.
iii) Auswirkungen der Beihilfe auf den Wettbewerb in dem relevanten Markt
(419)
Da es auf dem relevanten Markt keine strukturelle Überkapazität gibt, muss die Kommission im Einzelfall prüfen, ob Ausgleichsmaßnahmen erforderlich sind und welche Form sie annehmen sollten. Diese Maßnahmen müssten den potenziellen wettbewerbsverfälschenden Auswirkungen der Beihilfe Rechnung tragen.
(420)
Die britischen Behörden vertreten die Auffassung, dass das Beihilfepaket keine Auswirkungen auf den Wettbewerb habe. Nach ihrer Ansicht wird die wirtschaftliche Fähigkeit von Kraftwerken, Strom zu erzeugen, innerhalb von NETA durch ihre kurzfristigen Grenzkosten (Short Run Marginal Costs - „SRMC“) bestimmt. Der Markt funktioniere so, als ob die Kraftwerke gemäß der niedrigsten bis zur höchsten SRMC-Rangfolge abgerufen würden, bis die kumulierte Kapazität die Nachfrage erreicht. Der Strompreis werde dann durch die kurzfristigen Grenzkosten des letzten abgerufenen Kraftwerks festgelegt, das auch als „Grenzkraftwerk“ bezeichnet wird.
(421)
Nach den britischen Behörden erfasst die Beihilfe ausschließlich Kernkraftwerke. Sie ändere die kurzfristigen Grenzkosten nicht in einem Maß, das den Rang in der SRMC-Rangfolge ändern würde. Außerdem seien die SRMC der Kernkraftwerke von BE so niedrig, dass sie immer unter denjenigen des Grenzkraftwerks lägen. Die Beihilfe hätte zu keinem Zeitpunkt einen Einfluss auf die Fähigkeit der Konkurrenten von BE, Strom zu erzeugen, und auch nicht auf den Preis, zu dem sie den erzeugten Strom verkaufen können. Es gäbe also keine Auswirkungen auf die Konkurrenten von BE.
(422)
Die Argumente der britischen Behörden mögen auf einen perfekten Markt zutreffen, der auf einem einzigen völlig transparenten Auktionsprozess basiert. Wie in den Erwägungsgründen 389 und 390 erläutert, ist NETA jedoch kein solcher Markt.
(423)
Nach Auffassung der Kommission kann die Beihilfe in vielfacher Hinsicht Auswirkungen auf die Konkurrenten von BE haben. Zwei davon könnten erhebliche Auswirkungen auf den Wettbewerb haben.
(424)
Erstens besitzt BE nicht nur Kernkraftwerke, sondern auch das Kohlekraftwerk Eggborough, das allein so groß ist wie die Gesamtkapazität einiger Wettbewerber von BE.
(425)
BE könnte die Beihilfe, die es für seine Kernkraftwerke erhält, zugunsten des Kraftwerks Eggborough einsetzen.
(426)
Beispielsweise könnte dieses Geld verwendet werden, um Eggborough mit Rauchgasentschwefelungsanlagen auszurüsten und es an neue Umweltvorschriften anzupassen, was die Laufzeit des Kraftwerks erheblich verlängern würde.
(427)
Außerdem könnte BE die Beihilfegelder auch dazu verwenden, mehr nichtnukleare Stromerzeugungskapazität zu erwerben.
(428)
BE benötigt eine flexible Stromerzeugungsquelle, um die mangelnde Flexibilität seiner Kernkraftwerke zu kompensieren. Wenn die Beihilfe BE die Möglichkeit gibt, seine nichtnukleare Kapazität zu erweitern, erreicht es mehr direkten Zugang zur flexiblen Stromerzeugung und erweitert sein Vermögen, seinen Kunden bessere Angebote zu machen, während gleichzeitig die Notwendigkeit zurückgeht, flexible Stromerzeugungskapazität von Wettbewerbern zu erwerben.
(429)
Zweitens ist NETA kein einheitlicher Markt. NETA umfasst ein Großhandelssegment, auf dem Erzeuger Strom an Lieferanten verkaufen, und den Direktverkauf an Unternehmen (Direct Sales to Business - „DSB“), bei dem Stromerzeuger direkt an Großkunden verkaufen.
(430)
Die Stromerzeuger verkaufen Strom auf dem DSB-Markt in der Regel mit einem Aufschlag gegenüber dem Großhandelsmarkt (69). Es ist daher günstiger für einen Erzeuger, Strom auf dem DSB-Markt zu verkaufen.
(431)
Bei der Prüfung der Auswirkungen der Beihilfe ist daher nicht nur die Gesamtmenge an Strom zu berücksichtigen, die von jedem Erzeuger verkauft wird, sondern auch die Verteilung der verkauften Menge auf den Großhandelsmarkt und den DSB-Markt.
(432)
Ein Teil des Umstrukturierungsplans dient der Erhöhung des Anteils von BE am DSB-Markt. Um dies zu erreichen, wird das Unternehmen versuchen müssen, von den DSB-Kunden einen vergleichsweise niedrigen Aufschlag gegenüber den Großhandelsstrompreisen zu verlangen. BE wird ein konkurrenzfähiges Angebot teilweise oder vollständig über die Senkung der kurzfristigen Grenzkosten seiner Kernkraftwerke finanzieren können.
(433)
Auch wenn die SRMC-Einstufung der Kraftwerke von BE gleich bleiben und keine Auswirkungen auf die Wettbewerber haben sollte, wird deren Neueinstufung BE die Möglichkeit geben, einen Teil seines Absatzes vom Großhandelsmarkt auf den DSB-Markt zu verlagern. Dies wird wiederum einen Teil der Produktion der Konkurrenten vom DSB-Markt auf den Großhandelsmarkt verlagern. Somit könnte die Beihilfe den Gewinn von BE erhöhen und den seiner Wettbewerber senken.
(434)
Die Kommission ist daher der Ansicht, dass die Beihilfe erhebliche Auswirkungen auf die Konkurrenten von BE hat und dass Ausgleichsmaßnahmen erforderlich sind, um diese Auswirkungen zu mildern.
iv) Durchzuführende Ausgleichsmaßnahmen
(435)
Bei den Ausgleichsmaßnahmen ist ein Gleichgewicht anzustreben zwischen der Notwendigkeit, die Auswirkungen der Beihilfe auf die Wettbewerber abzuschwächen, und dem Erfordernis, die Rentabilitätsaussichten des begünstigten Unternehmens zu wahren.
(436)
Die Kommission ist daher der Ansicht, dass die Ausgleichsmaßnahmen auf die Beihilfemechanismen abzielen sollten, die für die Wettbewerber von BE abträglich sein könnten.
(437)
Dies bedeutet, dass die Ausgleichsmaßnahmen verhindern sollten, dass BE die von der Regierung gewährte Beihilfe dafür verwendet, seine flexible Stromerzeugungskapazität übermäßig zu erhöhen oder seinen DSB-Marktanteil auszuweiten.
(438)
In diesem Sinne hat die Kommission drei Ausgleichsmaßnahmen verlangt. Die britischen Behörden haben auf der Grundlage der von den Wettbewerbern von BE in ihren Stellungnahmen angeregten Maßnahmen die folgenden Ausgleichsmaßnahmen vorgeschlagen.
(439)
Wie in Erwägungsgrund 437 erläutert, könnte die Beihilfe potenziell größere Auswirkungen auf die Wettbewerber von BE haben, wenn sie nicht wie beabsichtigt für die Kernkraftwerke von BE, sondern zur Ausweitung der nichtnuklearen Stromerzeugungskapazität von BE verwendet würde.
(440)
Dies würde es BE erlauben, mit den Kraftwerken der Wettbewerber zu konkurrieren (70), und ihm einen besseren Zugang zur flexiblen Stromerzeugung als bisher verschaffen, wodurch BE weniger Flexibilität von außen erwerben müsste.
(441)
Um dies zu vermeiden, sollten die verschiedenen Geschäftsbereiche von BE in getrennte rechtliche Einheiten mit getrennter Buchführung aufgeteilt werden.
(442)
Hierzu sollte die Struktur von BE so geändert werden, dass die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken, die nichtnukleare Stromerzeugung, der Verkauf auf dem Großhandelsmarkt und der DSB-Verkauf in getrennte Tochterunternehmen aufgeteilt werden. Die Beihilfe sollte ausschließlich für die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gewährt werden.
(443)
Quersubventionen zwischen den verschiedenen Tochterunternehmen sind zu untersagen.
(444)
Dieses Verbot sollte so weit wie möglich über die Zulassungsregelung der Unternehmen umgesetzt und durch die britische Regulierungsbehörde OFGEM kontrolliert werden. Die Kommission erkennt an, dass die Lizenzen nicht nach Belieben von OFGEM geändert werden können, das verpflichtet ist, Dritte zu solchen Änderungen anzuhören und den eingegangenen Stellungnahmen Rechnung zu tragen.
(445)
Sollte es nicht möglich sein, dass OFGEM eine der Zulassungen von BE so ändert, dass Quersubventionen untersagt sind, hätte die britische Regierung der Kommission eine unbefristete Zusage gleicher Wirkung zu geben. Um zu gewährleisten, dass die Geschäfte zwischen den Tochterunternehmen keine Quersubventionen enthalten, hätten die britischen Behörden der Kommission einen Jahresbericht vorzulegen, aus dem hervorgeht, dass keine Quersubventionierung stattgefunden hat. Der Bericht sollte sich auf ein Gutachten unabhängiger Buchprüfer stützen.
(446)
Die britischen Behörden haben sich verpflichtet, diese Ausgleichsmaßnahme durchzuführen.
(447)
Die Ausgleichsmaßnahme Nr. 1 sollte im Prinzip ausreichen, um zu gewährleisten, dass BE die Beihilfe, die es für seine Kernkraftwerke erhält, nicht verwendet, um seine nichtnuklearen Kraftwerke zu erneuern oder zu erweitern.
(448)
Angesichts der Komplexität der Stromversorgungswirtschaft und des sehr breiten Spektrums der durch NETA zulässigen Beziehungen zwischen den verschiedenen Wirtschaftsteilnehmern ist es nach Auffassung der Kommission nötig, andere, spezifischere Maßnahmen vorzuschreiben, um zu gewährleisten, dass BE die Beihilfen, die es für seine Kernkraftwerke erhält, nicht in anderen Geschäftsbereichen verwendet.
(449)
Die Kapazitätslage auf dem Markt lässt es zwar als wirtschaftlich nicht sinnvoll erscheinen, von BE einen Kapazitätsabbau zu verlangen, BE sollte nach Ansicht der Kommission jedoch dazu verpflichtet werden, den Umfang seiner Tätigkeit nicht auszuweiten.
(450)
Hierzu sollten BE eine Reihe von Verpflichtungen hinsichtlich einer möglichen Expansion in den Bereichen der Stromerzeugung auferlegt werden, in denen seine Wettbewerber aktiv sind.
(451)
Zu diesem Zweck sollte eine bestimmte Art von Kapazität bestimmt werden („beschränkte Kapazität“), die aus Folgendem zusammengesetzt ist:
a)
der operationellen Kapazität der mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerke im Europäischen Wirtschaftsraum
und
b)
der operationellen Kapazität von Wasserkraftgroßanlagen (71) im Vereinigten Königreich.
(452)
BE sollte es für einen Zeitraum von sechs Jahren ab dem Datum dieser Entscheidung untersagt sein, beschränkte Kapazität von mehr als 2 020 MW zu besitzen oder zu kontrollieren, was der Kapazität seiner vorhandenen Kraftwerke Eggborough (1 970 MW) und District Energy (50 MW) entspricht.
(453)
Die Notwendigkeit, eine Erweiterung der mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerkskapazität von BE zu untersagen, wurde in Erwägungsgrund 437 erläutert. Die Kommission hält es für nötig, das Verbot auf große Wasserkraftwerke auszudehnen, um zu verhindern, dass BE vorhandene große Wasserkraftwerke insbesondere in Schottland erwirbt.
(454)
Das Verbot sollte sechs Jahre gelten, was mehr oder weniger der doppelten Bauzeit einer Kombizyklus-Gasturbinenanlage entspricht.
(455)
Das Ziel des Verbots besteht darin zu verhindern, dass BE mehr Flexibilität erwirbt, als es derzeit mit seinem Eggborough-Kraftwerk hat, was ausreichen sollte, um die Rentabilität zu gewährleisten.
(456)
Der Kommission ist bekannt, dass das Bankenkonsortium, das die Finanzierung für das Eggborough-Projekt bereitgestellt hat, die Option behält, Eggborough von BE zu erwerben. Falls die Banken beschließen sollten, diese Option auszuüben, würde BE seine einzige Flexibilitätsquelle verlieren, die nach Ansicht der Kommission für den Erfolg des Umstrukturierungsplans erforderlich ist. In diesem Fall sollte BE die Möglichkeit haben, einen Ersatz für Eggborough vorzubereiten, sobald es von der Absicht der Banken erfährt, ihre Option auszuüben.
(457)
Aus diesem Grund sollte eine Ausnahme von dem Verbot für den Fall vorgesehen werden, dass die Banken ihre Option wahrnehmen, um BE zu gestatten, eine Flexibilitätsquelle als Ersatz für Eggborough zu erwerben, und für den Fall, dass Eggborough aus einem von BE nicht zu verantwortenden Grund endgültig wegfallen sollte. Dies sollte jedoch nicht dazu führen, dass BE mehr Flexibilitätskapazität als bisher erwerben oder die Ersatzkapazität verwenden kann, um während einer möglichen Überschneidungszeit zwischen dem Bauende und der Veräußerung von Eggborough Gewinne zu erzielen.
(458)
BE sollte daher die Möglichkeit haben, während des Zeitraums zwischen dem Datum, an dem es die Mitteilung der Banken erhält, und dem Zeitpunkt, an dem die Kapazität von Eggborough ihm nicht mehr zu Verfügung steht, oder dem Ende des in Erwägungsgrund 452 genannten Sechsjahreszeitraums, wenn dieses Ende früher ist als der Zeitpunkt, an dem die Kapazität von Eggborough BE nicht mehr zur Verfügung steht, mehr als 2 020 MW beschränkter Kapazität zu besitzen oder zu kontrollieren, sofern es die 2 020 MW überschreitende beschränkte Kapazität nicht betreibt, oder sich jeglicher operationellen Kontrolle und Beteiligung an dieser zusätzlichen beschränkten Kapazität enthält.
(459)
Von dem Zeitpunkt, an dem Eggborough wegfällt, sei es wie in Erwägungsgrund 458 ausgeführt oder als Folge höherer Gewalt oder eines nicht reparierbaren Versagens, sollte BE die Möglichkeit haben, bis zu 2 222 MW beschränkter Kapazität zu besitzen oder zu kontrollieren, sofern es diese beschränkte Kapazität dem Netzbetreiber bis zum Ende des in Erwägungsgrund 452 genannten Sechsjahreszeitraums in Höhe von 2 020 MW meldet und nicht mehr als die angemeldete Kapazität betreibt. Durch diese Regelung wird BE mehr Flexibilität beim Ersatz von Eggborough eingeräumt, ohne das Verbot in der Praxis zu lockern.
(460)
Neben den Bestimmungen zur beschränkten Kapazität in Erwägungsgrund 451, und um der Forderung der Leitlinien zu entsprechen, dass die Begünstigten die Beihilfe nicht für die Ausweitung ihres Marktanteils verwenden dürfen, sollte es BE auch untersagt sein, ohne vorherige Genehmigung durch die Kommission für sechs Jahre nach dem Erlass dieser Entscheidung im Europäischen Wirtschaftsraum mehr nukleare Erzeugungsanlagen als bisher zu besitzen.
(461)
Die britischen Behörden haben sich verpflichtet, diese Ausgleichsmaßnahme umzusetzen.
(462)
Wie in Erwägungsgrund 437 ausgeführt, würde ein Missbrauch der Beihilfe auch dann vorliegen, wenn sie von BE verwendet würde, um seinen Anteil am gewinnträchtigeren DSB-Markt zu erhöhen, aber nicht zur Deckung seiner Aufwendungen für Kernkraftwerke.
(463)
Die Sensibilität eines potenziellen Missbrauchs wird durch die Bemerkungen erhellt, die der Kommission von einem Dritten, der anonym zu bleiben wünscht, geäußert wurden (72). Demnach könnte es, selbst wenn BE keine deutlich unter dem Marktniveau liegenden Preise anbieten sollte, allein der Glaube, dass es dank der Beihilfe dazu in der Lage wäre, für die Wettbewerber von BE nachteilig sein, da deren Kunden von falschen Annahmen ausgehen könnten.
(464)
Die Kommission hält es daher für nötig, die durch die Ausgleichsmaßnahme Nr. 1 gebotene Gewähr durch eine zielgerichtetere Ausgleichsmaßnahme zu ergänzen, die auf das Verhalten von BE auf dem DSB-Markt abzielt. BE sollte dazu verpflichtet werden, sich auf diesem Markt nicht anders als seine Wettbewerber zu verhalten.
(465)
Um dies zu gewährleisten, sollte es BE verboten sein, auf dem DSB-Markt Preise unterhalb des vorherrschenden Großhandelsmarktpreises anzubieten. Die Dauer dieser Maßnahme sollte wie im Fall der Ausgleichsmaßnahme Nr. 2 sechs Jahre betragen.
(466)
Die Einhaltung des Verbots durch BE ist von einem unabhängigen Organ zu überwachen, das von den britischen Behörden im Rahmen eines transparenten Ausschreibungsverfahrens auszuwählen ist. Das unabhängige Organ hat der Kommission jährlich Bericht zu erstatten.
(467)
In der Vergangenheit haben die DSB-Marktpreise immer die Entwicklung der Großhandelsmarktpreise mit einem Aufschlag nachvollzogen. Dieses Verbot wird sicherstellen, dass sich BE nicht anders verhält als seine Wettbewerber.
(468)
NETA besteht erst seit drei Jahren. Es ist nicht auszuschließen, dass in den kommenden sechs Jahren sich das Verhältnis zwischen dem DSB-Markt und dem Großhandelsmarkt anders entwickelt als bisher. Man könnte sich beispielsweise vorstellen, dass der Großhandelsmarkt für einige Zeit illiquide wird, was zu ungewöhnlich hohen Preisen auf diesem Markt führen würde. Um ihre Kunden nicht zu verlieren, könnten die Stromerzeuger in einem solchen Fall auf dem DSB-Markt Preise anbieten, die geringfügig unter dem Großhandelsmarktpreis liegen. Wenn BE dann nicht in der Lage wäre, entsprechend zu reagieren, würde es wahrscheinlich seinen Kundenstamm auf dem DSB-Markt verlieren, was das Umstrukturierungsziel gefährden würde.
(469)
Es ist daher nötig, BE eine gewisse Flexibilität einzuräumen, um einem solchen Ausnahmefall Rechnung zu tragen. Der Spielraum sollte jedoch sehr begrenzt, nach objektiven Kriterien festgelegt sein und sorgfältig kontrolliert werden, um jeglichen Missbrauch zu vermeiden. Die Kriterien für die Nutzung der Flexibilität sollten zuvor getestet werden, um einen Missbrauch zu vermeiden.
(470)
Da über die Preise auf dem DSB-Markt wesentlich unzuverlässigere Angaben als über die Großhandelsmarktpreise bekannt werden, ist es sehr schwer, in einer DSB-Vertragsrunde zu wissen, ob die DSB-Marktpreise unter dem Großhandelsmarktpreis angeboten werden. Deshalb kann man sich bei den in Erwägungsgrund 469 genannten Kriterien nicht direkt auf die Überprüfung der Frage stützen, ob die Wettbewerber DSB-Preise unter den Großhandelspreisen anbieten. Vielmehr müsste sich diese Überprüfung auf indirekte Indikatoren stützen, die BE kurzfristig zugänglich sind und darauf hindeuten könnten, dass der Großhandelsmarkt illiquide geworden ist und dass die Festlegung der Preise für den DSB-Markt in Höhe des Großhandelsmarktpreises oder darüber wirtschaftlich nicht mehr vertretbar wäre.
(471)
Folgende Tests sind durchzuführen:
a)
In einem Zeitraum von […], (der nicht mehr als […] vor dem Datum endet, an dem sich BE auf außergewöhnliche Marktverhältnisse beruft) haben […] der vorhandenen nicht privaten Endabnehmer von BE, denen BE Lieferangebote zu Bedingungen unterbreitet hat, bei denen die Spanne des Energielieferelements ihres Vertrags den vorherrschenden Großhandelspreis um […] übersteigt, das Angebot von BE abgelehnt.
b)
Die auf dem Großhandelsstrommarkt während eines […] Zeitraums gehandelten Mengen sind auf weniger als […] des Durchschnitts der gehandelten Mengen in der gleichen Zeit der letzten […], für die Daten verfügbar sind, gefallen.
c)
BE bietet an, mindestens […] Strom auf dem Großhandelsmarkt zu liefern […], und diese Menge wurde nicht innerhalb von […] Stunden verkauft.
(472)
Das unabhängige Organ, das die Einhaltung des Verbots durch BE kontrolliert, hat ebenfalls zu prüfen, ob die Tests a, b und c erfüllt sind und ob dies BE bekannt ist. Wenn dies der Fall ist, sollte BE berechtigt sein, seine Preise auf dem DSB-Markt […] ab dem Bescheid des unabhängigen Organs unterhalb des Großhandelsmarktpreises festzusetzen. Diese Frist kann durch das unabhängige Organ verlängert werden, wenn außerordentliche Marktbedingungen fortbestehen. Während der […] sollte BE gutgläubig handeln und Abschläge in ähnlicher Höhe wie seine Wettbewerber anbieten. Das unabhängige Organ hat im Nachhinein zu prüfen, ob BE dieses Kriterium eingehalten hat, wenn die […] abgelaufen ist.
(473)
Im Interesse der Transparenz hat das unabhängige Organ am Ende der Vertragsrunden in einer Erklärung zu bestätigen, ob die außerordentlichen Marktumstände tatsächlich eingetreten sind und wie lange diese andauerten. Einzelheiten der Bewertung sind an die Kommission weiterzuleiten.
(474)
Die britischen Behörden haben sich bereit erklärt, diese Ausgleichsmaßnahme umzusetzen.
v) Ausgleichsmaßnahmen, die von der Kommission geprüft, aber abgelehnt wurden
(475)
Nach dem Urteil der Kommission sind die drei in Abschnitt VI Punkt 3 Buchstabe c Ziffer iv beschriebenen Ausgleichsmaßnahmen ausreichend, um die potenziell wettbewerbsverfälschenden Auswirkungen der Beihilfe zu mildern und die Anforderungen in Ziffer 39(ii) der Leitlinien zu erfüllen. Sie sind als mit der Genehmigung verbundene Auflagen im Sinne von Ziffer 42(ii) der Leitlinien anzusehen.
(476)
Weitere Ausgleichsmaßnahmen wurden von Dritten vorgeschlagen.
(477)
Greenpeace schlug vor, die Kernkraftwerke von BE schrittweise abzuschalten. Da keine Überkapazität auf dem relevanten Markt vorhanden ist, stünde nach Ansicht der Kommission die Forderung nach Abschaltung der Kraftwerke von BE in einem unangemessenen Verhältnis zu der durch die Beihilfe verursachten Wettbewerbsverfälschung.
(478)
Powergen schlug vor, den Reaktor Dungeness B abzuschalten, da dieser das am wenigsten rentable Kraftwerk von BE sei. Die Rentabilität von Dungeness B wurde bereits in Abschnitt VI Punkt 3 Buchstabe a erörtert. Die Kommission weist darauf hin, dass die Stilllegung von Dungeness B für das Jahr 2008 bereits vorgesehen ist, und dass Dungeness B nach den Angaben von NGTransco wegen der bei größeren Stilllegungen erforderlichen Ankündigungsfrist frühestens Mitte 2007 abgeschaltet werden könnte. Nach Ansicht der Kommission rechtfertigt eine so geringe Vorverlegung nicht die damit verbundenen Kosten.
(479)
Drax schlug vor, die Kernkraftwerke von BE aus dem Markt zu nehmen und ein System der Pflichtabnahme von Kernenergie zu einem Festpreis einzuführen, das mit der Pflicht zur Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energiequellen vergleichbar wäre. Dies würde darauf hinauslaufen, dass BE vollständig und unbefristet staatlich gefördert würde, was der Wettbewerbspolitik der Gemeinschaft völlig zuwider laufen würde.
(480)
Drax schlug auch vor, BNFL bei steigenden Strompreisen einen größeren Anteil an den möglichen Gewinnen von BE einzuräumen, um den Beihilfebetrag zu verringern. Wie in Abschnitt VI Punkt 2 Buchstabe b erörtert, ist die Kommission zu dem Ergebnis gekommen, dass Maßnahme B keine Elemente staatlicher Beihilfen enthält. Wenn BNFL ein größerer Anteil an den möglichen Einnahmen von BE eingeräumt würde, würde dies die Beihilfe erhöhen, da es den freien Cashflow von BE und somit seinen Beitrag zum NLF verringern würde. Dies kann die Kommission nicht akzeptieren.
(481)
Drax schlug ferner vor, das Kraftwerk Eggborough zu veräußern. Die Kommission räumt ein, dass die Veräußerung von Eggborough der Notwendigkeit, eine Kapazitätsspanne im Stromversorgungssystem zu wahren, nicht zuwider laufen würde, da das Kraftwerk sehr wahrscheinlich auch von seinem neuen Besitzer betrieben würde. Um seinen Umstrukturierungsplan zu verwirklichen und seine Rentabilität wiederherzustellen, muss BE jedoch Zugang zu einer Quelle der flexiblen Stromerzeugung haben. Sollte BE Eggborough verkaufen, müsste es diese Flexibilität aus externen Quellen beziehen.
(482)
Anhand von Versuchen sind die britischen Behörden zu dem Ergebnis gekommen, dass es für BE nicht wirtschaftlich wäre, die Dienstleistungen, die es durch Eggborough erhält, von anderen Stromerzeugern zu beziehen. Diese Dienstleistungen bestehen in der Absicherung gegen den unerwarteten Ausfall von Kernreaktoren, dem Zuschneiden von Stromlieferungen auf Verträge mit Unternehmen und der Flexibilität bei der geplanten Wartung von Reaktoren. Die britischen Behörden haben mitgeteilt, dass BE insgesamt 11 Mio. GBP jährlich durch den Betrieb von Eggborough einspart. Diese Schätzung beruht auf den Kosten von Eggborough, was bedeutet, dass BE die gleichen Dienstleistungen nur dadurch erhalten könnte, dass es ein anderes Kraftwerk besitzt. Der Erwerb dieser Dienstleistungen auf dem Markt wäre, wenn überhaupt möglich, wesentlich teurer.
(483)
Die Kommission ist daher der Ansicht, dass es die Aussichten von BE zur Wiederherstellung der Rentabilität in Frage stellen würde und unverhältnismäßig wäre, wenn von BE verlangt würde, Eggborough zu veräußern. Die Maßnahmen Nr. 1 und Nr. 2 erzielen die gleiche Wirkung bei größerer Verhältnismäßigkeit.
(484)
Powergen schlug vor, den DSB-Marktanteil von BE zu begrenzen. Nach Ansicht der Kommission wäre eine solche Begrenzung für den Wettbewerb auf diesem Markt schädlich. Ausgleichsmaßnahme Nr. 3 schwächt die Auswirkungen der Beihilfe auf die Wettbewerber wirksamer ab, ohne die Fähigkeit von BE zu beschränken, aus eigener Kraft wettbewerbsfähige Angebote anzubieten.
(485)
Powergen schlug ferner vor, BE zu verbieten, neue Einzelhandelsmärkte zu erschließen. Eine solche Maßnahme würde vor allem den Privatkundenmarkt betreffen, der zurzeit nur von Lieferanten bedient wird. Eine solche Beschränkung würde den Abnehmern eine mögliche Wettbewerbsquelle in einem Markt nehmen, der schon jetzt der wettbewerbsschwächste Teil des britischen Strommarkts ist (73). Nach Ansicht der Kommission ist die Ausgleichsmaßnahme Nr. 1 ausreichend, um zu gewährleisten, dass BE aus eigenen Kräften in diesen Markt würde eintreten können, ohne den Wettbewerb in unzumutbarer Weise zu verfälschen.
(486)
Die Kommission ist abschließend der Ansicht, dass alle anderen von Dritten vorgeschlagenen Ausgleichsmaßnahmen in den drei von der Kommission gewählten Ausgleichsmaßnahmen enthalten sind.
d) Vollständige Umsetzung des Umstrukturierungsplans
(487)
Das Unternehmen hat den der Kommission vorgelegten Umstrukturierungsplan vollständig umzusetzen. Die britische Regierung hat sich verpflichtet, die vollständige Umsetzung eines Umstrukturierungsplans zu gewährleisten.
e) Kontrolle und Jahresbericht
(488)
Die britische Regierung hat sich verpflichtet, der Kommission spätestens sechs Monate nach Genehmigung des Beihilfepakets einen Bericht und danach jährlich Berichte vorzulegen, damit die Kommission die Entwicklung von BE verfolgen kann, bis sich die Lage so weit stabilisiert hat, dass die Kommission weitere Berichte nicht mehr für erforderlich hält.
VII. SCHLUSSFOLGERUNG
(489)
Die Kommission kommt zu dem Ergebnis, dass die fraglichen Beihilfen, soweit sie den Leitlinien für Umstrukturierungsbeihilfen und den Zielen des Euratom-Vertrags entsprechen, mit dem Gemeinsamen Markt vereinbar sind -
HAT FOLGENDE ENTSCHEIDUNG ERLASSEN:
Artikel 1
Die Beihilfe des Vereinigten Königreichs im Rahmen von Maßnahme A des bei der Kommission am 7. März 2003 angemeldeten Umstrukturierungsplans für British Energy plc („British Energy“), die in der Verpflichtung der britischen Regierung besteht, Folgendes zu finanzieren:
a)
die Zahlung von Verbindlichkeiten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente, die vor dem Zeitpunkt des Wirksamwerdens des Umstrukturierungsplans in die Kernreaktoren von British Energy geladen wurden, soweit die Ausgaben für diese Verbindlichkeiten mit Ausnahme der historischen Mehrkosten gemäß der Vereinbarung über die Finanzierung alter Verbindlichkeiten zwischen British Energy und der Regierung des Vereinigten Königreichs den Betrag von 2 185 000 000 GBP in Zahlen von Dezember 2002 nicht überschreiten,
und
b)
etwaige Fehlbeträge des Nuclear Liabilities Fund im Zusammenhang mit der Zahlung von Verbindlichkeiten für die Stilllegung nuklearer Anlagen von British Energy, die nicht geregelten Verbindlichkeiten von British Energy und die historischen Mehrkosten gemäß der Vereinbarung über die Finanzierung alter Verbindlichkeiten zwischen British Energy und der Regierung des Vereinigten Königreichs,
ist mit dem Gemeinsamen Markt und den Zielen des Euratom-Vertrags vereinbar, sofern die Bedingungen in den Artikeln 2 bis 10 erfüllt werden.
Artikel 2
(1) Das Vereinigte Königreich gewährleistet, dass der Umstrukturierungsplan, wie er der Kommission vom Vereinigten Königreich mitgeteilt wurde, vollständig umgesetzt wird.
(2) Das Vereinigte Königreich legt spätestens sechs Monate nach dieser Entscheidung und danach jedes Jahr so lange einen Bericht über die Durchführung der Umstrukturierung vor, bis die Kommission mitteilt, dass keine weiteren Berichte mehr erforderlich sind.
Artikel 3
Sobald die in Artikel 1 Buchstabe b genannten Ausgaben 1 629 000 000 GBP in Zahlen von Dezember 2002 überschreiten, legt das Vereinigte Königreich der Kommission zusätzliche Berichte vor, aus denen hervorgeht, dass sich die Zahlungen der Regierung auf die Deckung der darin genannten Verbindlichkeiten beschränken und dass geeignete Schritte unternommen wurden, um die Ausgaben auf das zur Deckung dieser Verbindlichkeiten erforderliche Mindestmaß zu beschränken. Diese Berichte sind jährlich vorzulegen und den in Artikel 2 genannten Berichten beizufügen.
Artikel 4
Bei der Berechnung der in Artikel 1 und Artikel 3 genannten Beträge in Zahlen von Dezember 2002 verwendet das Vereinigte Königreich den für das Vereinigte Königreich geltenden von der Kommission veröffentlichten Referenz- und Abzinsungssatz, der alle fünf Jahre zu aktualisieren ist.
Artikel 5
(1) Das Vereinigte Königreich verlangt von British Energy, bis spätestens 1. April 2005 folgende Verpflichtungen einzugehen:
a)
sein Stromliefergeschäft aus British Energy Generation Limited herauszulösen und als getrenntes Tochterunternehmen von British Energy plc (oder Nachfolgemutterunternehmen) zu errichten;
b)
die vorhandenen nuklearen Stromerzeugungstätigkeiten in einem Unternehmen zusammenzufassen
und
c)
alle notwendigen Anstrengungen zu unternehmen, um Änderungen der Zulassung nach dem Electricity Act 1989 zu erreichen oder, falls eine solche Änderung nicht möglich sein sollte, der britischen Regierung unbefristete verbindliche Zusagen zu geben, dass: i) British Energy seine nuklearen und seine nichtnuklearen Stromerzeugungstätigkeiten für Zulassungszwecke (oder für jegliche Zusagen gegenüber der britischen Regierung) als getrennte Unternehmen behandeln wird, und ii eine andere Tätigkeit innerhalb der Gruppe British Energy keine Quersubvention aus der bestehenden nuklearen Stromerzeugungstätigkeit erhält.
(2) Falls die Zusage gemäß Buchstabe c nicht auf dem Wege einer Lizenzbedingung umgesetzt wird, legt das Vereinigte Königreich der Kommission einen jährlichen Bericht vor, aus dem hervorgeht, dass keine Quersubventionierung einer anderen Tätigkeit der Gruppe British Energy durch die nukleare Stromerzeugungstätigkeit erfolgt ist. Dieser Bericht stützt sich auf ein Gutachten unabhängiger Buchprüfer. Er kann dem in Artikel 2 genannten Bericht beigefügt werden. Dies verhindert nicht, dass eine Umsetzung auf dem Wege der Lizenzbedingung später erfolgt, nachdem sie möglich geworden ist.
(3) Das Vereinigte Königreich setzt die Kommission über die Umsetzung der Zusagen in den Absätzen 1 und 2 unverzüglich in Kenntnis.
Artikel 6
Das Vereinigte Königreich verlangt von British Energy, während eines Zeitraums von sechs Jahren nach dem Datum dieser Entscheidung folgende Aktiva nicht zu besitzen oder zu kontrollieren:
-
Stromerzeugungskapazität (74) aus registrierten einsatzbereiten, mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken im Europäischen Wirtschaftsraum
oder
-
große, registrierte Wasserkraftanlagen im Sinne der Renewables Obligation Order 2002 zur Stromerzeugung im Vereinigten Königreich,
(beide Arten von Kapazität werden im Folgenden als „beschränkte Kapazität“ bezeichnet), die zusammen 2 020 MW überschreiten, Folgendes vorausgesetzt:
a)
Während eines Zeitraums bis zur Veräußerung (im Sinne der nachstehenden Definition) ist British Energy berechtigt, beschränkte Kapazität von mehr als 2 020 MW zu besitzen oder zu kontrollieren, und es betreibt diese zusätzliche beschränkte Kapazität nicht oder enthält sich der operationellen Kontrolle an dieser Kapazität oder dem daraus erzeugten Strom. Für diesen Zweck ist der „Zeitraum bis zur Veräußerung“ die Zeit zwischen
i)
dem Eingang einer Mitteilung bei Eggborough Power Limited oder Eggborough Power Holdings Limited, dass1. eine Option zum Erwerb der Anteile an Eggborough Power Limited oder dem Kraftwerk Eggborough ausgeübt werden soll oder 2. eine Sicherheit über die Anteile an Eggborough Power Limited oder dem Kraftwerk Eggborough wahrgenommen werden soll,
und
ii)
dem Datum, an dem die registrierte Stromerzeugungskapazität des Kraftwerks Eggborough für die Gruppe British Energy nicht mehr verfügbar ist;
b)
wenn eine der Optionen zur Veräußerung der Anteile an Eggborough Power Limited oder dem Kraftwerk Eggborough vollzogen wird, ist British Energy berechtigt, beschränkte Kapazität von bis zu 2 222 MW zu besitzen oder zu kontrollieren, sofern es diese dem Betreiber des National Grid als 2 020 MW-Kapazität meldet und nicht mehr als 2 020 MW beschränkter Kapazität betreibt;
oder
c)
wenn die Kapazität des Kraftwerks Eggborough durch einen nicht wieder gutzumachenden Schaden oder höhere Gewalt für die Gruppe British Energy ausfällt, ist British Energy berechtigt, beschränkte Kapazität von bis zu 2 222 MW zu besitzen oder zu kontrollieren, sofern es diese dem Betreiber des National Grid als 2 020 MW-Kapazität meldet und nicht mehr als 2 020 MW beschränkter Kapazität betreibt.
Artikel 7
Das Vereinigte Königreich verlangt von British Energy, dass es sich für einen Zeitraum von sechs Jahren nach dem Datum dieser Entscheidung verpflichtet, ohne die vorherige schriftliche Zustimmung der Kommission keine registrierte operationelle nukleare Stromerzeugungskapazität im Europäischen Wirtschaftsraum neben seiner vorhandenen Stromerzeugungskapazität oder Betriebs- und Wartungsverträge, bei denen British Energy kein Stromerzeugungsinteresse hat, zu besitzen oder zu kontrollieren.
Artikel 8
Das Vereinigte Königreich ernennt innerhalb von vier Monaten nach dieser Entscheidung im Rahmen eines offenen und transparenten Verfahrens einen unabhängigen Gutachter, der die Einhaltung der Bedingungen gemäß Artikel 9 durch BE kontrolliert (im Folgenden „der unabhängige Gutachter“). Es informiert die Kommission unverzüglich über diese Ernennung.
Artikel 9
(1) Das Vereinigte Königreich verlangt von British Energy, dass es sich zu Folgendem verpflichtet:
a)
während eines Zeitraums von sechs Jahren nach der Ernennung des unabhängigen Gutachters nichtprivaten Endverbrauchern, die Strom direkt von British Energy beziehen, keine Bedingungen anzubieten, bei denen das Energieelement des Vertrags mit den Benutzern unter dem vorherrschenden Großhandelsmarktpreis liegt; bei außerordentlichen Marktumständen, wenn bestimmte objektive Tests nach Ansicht des unabhängigen Gutachters im Sinne von Artikel 10 („außerordentliche Marktumstände“) erfüllt sind, ist British Energy während der Dauer dieser außerordentlichen Umstände berechtigt, für das Energieelement des Vertrags nach bestem Wissen und Gewissen einen Preis zu berechnen, der unter dem vorherrschenden Großhandelsmarktpreis liegt, wenn dies erforderlich ist, um British Energy nach den Bedingungen von Artikel 10 eine Reaktion auf den Wettbewerb zu ermöglichen,
und
b)
nach bestem Wissen und Gewissen mit dem unabhängigen Gutachter zusammenzuarbeiten und allen angemessenen Anträgen des unabhängigen Gutachters auf Zugang zu Informationen, Unterlagen, Mitarbeitern oder zur Geschäftsleitung unverzüglich nachzukommen.
(2) Der unabhängige Gutachter berichtet den Behörden des Vereinigten Königreichs jährlich über die Einhaltung dieser Bedingungen durch British Energy. Das Vereinigte Königreich leitet diese Berichte an die Kommission weiter.
Artikel 10
(1) Folgende Tests sind zur Ermittlung des Vorliegens außerordentlicher Marktumstände durchzuführen:
a)
In einem Zeitraum von […] (der nicht mehr als […] vor dem Datum der nachstehend definierten Mitteilung über gelbes Licht endet), haben […] der vorhandenen nichtprivaten Endabnehmer von British Energy, denen British Energy Lieferangebote zu Bedingungen gemacht hat, bei denen die Spanne des Energielieferelements ihres Vertrags den vorherrschenden Großhandelspreis um […] übersteigt, das Angebot von British Energy abgelehnt.
b)
Die auf dem Großhandelsmarkt während eines Zeitraums von […] gehandelten Mengen sind auf weniger als […] des Durchschnitts der Menge gefallen, die im gleichen Zeitraum der letzten […] gehandelt wurde, für den Daten vorliegen.
c)
British Energy bietet an, mindestens […] Strom auf dem Großhandelsmarkt zu liefern […], und diese Menge wird innerhalb eines Zeitraums von […] nicht verkauft.
(2) Wenn British Energy in Anbetracht derartiger Umstände der Ansicht ist, dass es sich möglicherweise auf außerordentliche Marktumstände berufen muss, setzt es Energy zunächst den unabhängigen Gutachter hiervon in Kenntnis und legt ihm seine Einschätzung der Lage und der objektiven Tests dar („Mitteilung über gelbes Licht“).
(3) Wenn sich die Umstände nach dieser Mitteilung nicht verbessern und wenn Test a zusammen mit Test b oder Test c erfüllt sind, teilt British Energy dem unabhängigen Gutachter mit, dass es Wettbewerbspreise unter dem Großhandelspreis anwenden wird; hierzu wird es die ihm vorliegenden Beweismittel beifügen. Der unabhängige Gutachter hat daraufhin innerhalb von 24 Stunden gegebenenfalls zu bestätigen, dass Test a zusammen mit Test b oder c erfüllt ist, und folglich zu erklären, dass außerordentliche Marktumstände vorliegen.
(4) Wenn der unabhängige Gutachter erklärt, dass außerordentliche Umstände vorliegen, ist British Energy während eines Zeitraums von […] nach dem Bescheid des unabhängigen Gutachters berechtigt, nach bestem Wissen und Gewissen Angebote zu Wettbewerbspreisen auf dem Markt für Direktverkäufe an Unternehmen zu unterbreiten.
(5) Der […] Zeitraum kann vom unabhängigen Gutachter verlängert werden, solange Test c erfüllt ist.
(6) Nach Ablauf dieses Zeitraums unterliegt British Energy erneut der Preisbeschränkung nach Artikel 9.
(7) Daraufhin legt British Energy dem unabhängigen Gutachter einen Bericht vor, in dem seine Vertriebstätigkeit während dieser Zeit zusammengefasst wird. Diese Informationen werden in dem jährlichen Bericht des unabhängigen Gutachters aufgeführt.
(8) Nach Ablauf der Vertragsrunde, in der die außerordentlichen Marktumstände eingetreten sind, bringt der unabhängige Gutachter die Tatsache zur Kenntnis, dass er diese Umstände festgestellt hat, und gibt deren Dauer an.
Artikel 11
Diese Entscheidung ist an das Vereinigte Königreich von Großbritannien und Nordirland gerichtet.
Brüssel, den 22. September 2004