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.
COMMISSION DECISION
of 22 September 2004
on the State aid which the United Kingdom is planning to implement for British Energy plc
(notified under document number C(2004)3474)
(Only the English text is authentic)
(Text with EEA relevance)
(2005/407/EC)
THE COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES,
Having regard to the Treaty establishing the European Community, and in particular the first subparagraph of Article 88(2) thereof,
Having regard to the Agreement on the European Economic Area, and in particular Article 62(1)(a) thereof,
Having called on interested parties to submit their comments pursuant to the provision(s) cited above (1) and having regard to their comments,
Whereas:
I. PROCEDURE
(1)
On 9 September 2002, the United Kingdom (UK) Government put in place a rescue aid package for the UK electricity company British Energy plc (BE). The Commission took a decision not to raise objection in this case on 27 November 2002 (2). Under that decision, the UK authorities had until 9 March 2003 to submit a restructuring or liquidation plan for BE, or to demonstrate that the aid had been repaid.
(2)
On 7 March 2003, the UK authorities notified a restructuring plan to the Commission. The submission by the UK Government was registered under State aid case number NN 45/2003 since certain restructuring measures possibly containing aid had already entered into force. Further information was submitted on 13 March 2003. A meeting between representatives of the Commission and of the UK authorities took place on 28 March 2003. The Commission sent the UK authorities a request for information on 21 April 2003, to which the UK authorities replied on 2 May 2003.
(3)
By letter dated 23 July 2003, the Commission informed the United Kingdom that it had decided to initiate the procedure laid down in Article 88(2) of the EC Treaty in respect of the aid.
(4)
The Commission decision to initiate the procedure was published in the Official Journal of the European Union (3). The Commission called on interested parties to submit their comments.
(5)
The UK authorities provided the Commission with their comments on the opening of the procedure by letter dated 22 August 2003, registered by the Commission on the same day.
(6)
The Commission received comments from interested parties. It forwarded them to the United Kingdom, which was given the opportunity to react; its comments were received by letter dated 29 October 2003, registered by the Commission on 30 October 2003.
(7)
The Commission met the United Kingdom authorities on 7 October 2003. Following that meeting, the United Kingdom submitted information in a letter dated 5 November 2003, registered on 10 November 2003. Another meeting took place on 28 November 2003. The Commission sent a request for information to the United Kingdom on 5 December 2003 to which the United Kingdom replied on 22 December 2003. Another meeting took place on 2 February 2004. The United Kingdom submitted information on 4 February 2004. New information was submitted by the United Kingdom on 10 March 2004. A meeting took place on 22 March 2004. The Commission sent a new request on 19 April 2004 to which the United Kingdom replied on 11 May 2004. A meeting took place on 7 June 2004. New information was submitted on 1 July 2004 and a meeting was held on 29 July 2004. The United Kingdom submitted further information on 23 August 2004
II. DETAILED DESCRIPTION OF THE AID
1. Beneficiary of the aid
(a) The British Energy plc group
(8)
BE is an electricity generator. It was privatised by the UK authorities in 1996. Except for three special shares held by the UK authorities (one in BE and one in each of its two principal UK subsidiaries), BE is now wholly owned by private investors.
(9)
At the time of privatisation the primary components of BE’s business were six nuclear power stations in England and two nuclear power stations in Scotland. BE continues to operate these stations which have a total registered capacity of 9 820 MW, of which 7 281 MW is in England and Wales and 2 539 MW is in Scotland. BE is the only private sector owned operator of nuclear power stations in the UK. It supplies electricity to the wholesale market and to certain large industrial and commercial (I & C) customers but not otherwise by retail.
(10)
Since privatisation, BE has entered a 50:50 joint venture in the USA (called Amergen) to purchase and operate US nuclear generating plants and acquired an 82,4 % interest in the lease of Bruce Power LP in Ontario, Canada. In the United Kingdom BE acquired in 1999 the retail supply business of South Wales Electricity (subsequently sold in 2000) and, in 2000, the 1 970 MW Eggborough coal-fired station to get greater flexibility and a measure of security against outage of its nuclear plants.
(11)
Of the eight UK BE nuclear stations, seven are advanced gas-cooled reactors (AGR), a design and technology unique to the UK. The eighth, Sizewell B, is a pressurised water reactor (PWR), a design and technology widely adopted internationally.
(12)
BE’s principal UK subsidiaries are:
-
British Energy Generation Ltd (BEG), which owns and operates the six nuclear power stations in England and holds the supply licence for the direct supply business;
-
British Energy Generation (UK) Ltd (BEGUK), which owns and operates the two nuclear power stations in Scotland;
-
Eggborough Power (Holdings) Ltd (EPL), which owns and operates the Eggborough coal fired power station in England;
and
-
British Energy Power & Energy Trading Ltd (BEPET), which sells all of BE’s output (other than in relation to the direct supply business) and manages market risks.
(b) The recent developments
(13)
As a consequence of the substantial fall in electricity prices in the market in which BE operates coupled with BE’s lack of hedging and the unplanned power station outages, revenues generated by BE’s power stations decreased markedly during 2002. The high proportion of non avoidable costs (4) in BE’s cost structure in its nuclear power stations has also given it little opportunity to respond to lower prices by reducing costs.
(14)
A price fall of GBP 8,56/MWh, that has occurred in two years preceding 2002, is equivalent to an annual reduction of income of GBP 642 million per annum on output of 75 TWh (the output of BE’s power stations in the financial year). Neither electricity trading contracts nor the direct sales business have sufficiently mitigated the effect of this price fall on BE’s income.
(15)
As a result of these factors, BE’s cash position deteriorated significantly during the summer of 2002, with cash balances reducing from GBP 231 million at the beginning of April 2002 to only GBP 78 million at the end of August 2002, with the decline accelerating from the end of June 2002. In addition to the significant reduction in cash balances, BE anticipated substantial cash outflows in the period from September 2002 to March 2003. These outflows included payments to British Nuclear Fuel Limited (BNFL) under its spent fuel management contracts, significant capital expenditure at BE’s Bruce Power facility in Canada and the repayment of the first tranche of its bonds, due on 25 March 2003.
(16)
On 5 September 2002, in the light of a failed bond offering in the summer and concern about its ability to access its undrawn bank facilities, BE’s Board received legal advice that the company would not be able to draw down credit facilities. Indeed, as the directors were not in a position to state that they believed that the Company could repay those credit facilities, drawing them down would have been equivalent to trading without any reasonable prospect of avoiding insolvent liquidation. This led BE to seek financial support from the UK authorities in order to avoid insolvency proceedings. That financial support was approved as rescue aid by the Commission’s decision of 27 November 2002.
(17)
That decision referred to the undertaking by the UK Government to notify a liquidation or a restructuring plan or proof that the facilities had been reimbursed in full and/or that the guarantee had been terminated to the Commission no later than six months after the rescue aid was authorised. On 7 March 2003, the UK Government notified BE’s restructuring plan to the Commission.
2. The restructuring plan
(a) Origin of BE’s difficulties
(18)
The UK Government has identified the origin of BE’s difficulties to be as follows:
(19)
Unlike the other large private sector generating companies, BE does not own a retail customer business that provides a natural hedge for its wholesale electricity price risk. BE instead sells its electricity primarily in the wholesale market and a small share to large Industrial and Commercial (I & C) Consumers.
(20)
BE’s position in the market for retail supply to large I & C Consumers did not provide a hedge against the fall in wholesale prices. This market has been fully open to competition since 1994. It is competitive with price sensitive consumers. Prices in this market have also fallen. These are largely passed directly through to customers. Accordingly, there has been no increase in retail margins to offset the effects of falling wholesale prices.
(21)
The cost structures of nuclear plants are characterised by very high non-avoidable costs and low avoidable costs (5).
(22)
Some of BE’s non-avoidable costs are unique to nuclear power stations. Firstly, nuclear decommissioning liabilities are unrelated to output, except in respect to their timing, which is based on the timing of station closures. Secondly, spent fuel management costs, the costs of reprocessing, storage and final disposal of spent fuel, are also not avoidable for fuel that has already been loaded into the reactor.
(23)
On the other hand, avoidable costs of nuclear plants are below those of other plants on the system, including other baseload power stations.
(24)
The fall in market prices has led to a large reduction in the margin BE earns above its avoidable costs. Consequently the funds available to meet its high non-avoidable costs, being mainly financing costs and nuclear liabilities arising from past actions, have been greatly reduced. This has led to difficulties in meeting payments to creditors, which have required a financial restructuring of the business.
(25)
In addition to long term non-avoidable costs arising from the nuclear liabilities, BE also suffered from high shorter term non-avoidable costs in the form of financing expenses, increased as a result of its return of capital to shareholders and its Eggborough and North American acquisitions, and the cost of power purchase agreements.
(26)
BE’s loss of income following the drop in electricity wholesale prices was further exacerbated by significant unplanned outages at BE’s Torness 2 and Dungeness B stations. On 13 August 2002, BE announced that, following the unplanned outages at Torness, the target for nuclear output in the United Kingdom had been reduced from 67,5 TWh to 63 TWh (± 1 TWh).
(b) The restructuring measures
(27)
The restructuring package consists of the following seven measures, that were agreed between BE, its major creditors (including the publicly owned nuclear fuel processing company BNFL), and the UK Government:
- Measure A
:
measures linked to the funding of nuclear liabilities;
- Measure B
:
measures concerning fuel cycle agreed with BNFL;
- Measure C
:
standstill measures;
- Measure D
:
significant creditors restructuring package;
- Measure E
:
introduction of a new trading strategy;
- Measure F
:
asset disposals to help finance the restructuring;
- Measure G
:
local tax deferrals.
(28)
These measures are described in further detail in recitals (29) to (102).
(29)
Nuclear liabilities arise primarily from the need to reprocess or store and ultimately dispose of spent nuclear fuel (back-end liabilities) and from the need to decommission nuclear power stations at the end of their commercial lives (decommissioning liabilities).
(30)
For some of the Back-end Liabilities, BE has contracts for the provision of spent fuel management services by BNFL (contracted liabilities). Contracted liabilities represent amounts that BE is contractually liable to pay to BNFL in the future for the reprocessing and/or storage of AGR spent fuel and other services in connection with the management of the spent fuel. The contracts cover reprocessing and storage of spent fuel and associated waste products for the fuel of the AGR stations up to at least 2038 or 2086. These contracts are primarily for a fixed price with all the technical risks associated with the storage and reprocessing of spent nuclear fuel residing with BNFL. Title to all spent fuel and most associated wastes remains with BE throughout the life of the contracts.
(31)
There are other back-end liabilities, which may or may not be associated with the same spent fuel, for which no contract for services currently exists (uUncontracted liabilities). Uncontracted liabilities principally relate to final disposal of spent fuel, plutonium, uranium and wastes arising from the reprocessing of AGR fuel, the storage and final disposal of spent PWR fuel, including the construction of a dry store at Sizewell B, and the storage and disposal of operational wastes.
(32)
Decommissioning liabilities relate to the costs of defuelling, decontamination and dismantling of the nuclear power stations after the stations have ceased to generate electricity. Normally decommissioning is described as three stages:
-
stage 1: defuelling the reactor shortly after station closure and removing the fuel from the power station;
-
stage 2: dismantling redundant ancillary buildings and making the reactor complex secure and weather proof, following which it is maintained and monitored, usually over long periods;
and
-
stage 3: dismantling the reactor to allow the site to be reused (at least 85 years after the end of generation for AGR stations and up to 50 years for PWR stations).
(33)
Until now several arrangements have been put in place for funding the nuclear liabilities. At the time of privatisation, a separate fund, the Nuclear Decommissioning Fund (‘NDF’) was established in the form of a company limited by shares owned by an independent trust. Its purpose has been to accumulate a segregated fund, to be applied to discharge part of the decommissioning liabilities. Funding of all other Nuclear Liabilities has been expected to be met out of operational cash flows from BE’s ongoing business. However as a consequence of the fall in BE’s revenues, these existing arrangements are not sufficient for the funding of nuclear liabilities.
(34)
The UK Government has included in its restructuring plan a number of instruments in order to take on the financial responsibility for at least part of the nuclear liabilities funding. These new instruments will be established along with new arrangements for the contribution of funds by BE towards the costs of the Nuclear Liabilities together with the management of BE’s nuclear liabilities.
(35)
The restructuring plan provides for the existing NDF to be enlarged into, or supplemented by, a new fund, the Nuclear Liabilities Fund (NLF). The NLF is intended to be a company limited by shares owned by an independent trust. The NLF is intended to meet the costs of Uncontracted Liabilities and decommissioning liabilities for:
(a)
all AGR fuel that has been loaded into BE’s reactors prior to the date on which all the conditions precedent to the Restructuring are fulfilled, including the Commission decision on the Restructuring plan (the restructuring effective date) for all PWR fuel, as well as the storage and disposal of operational wastes from the power stations;
(b)
all stage 1 decommissioning liabilities of BE;
and
(c)
all stage 2 and 3 decommissioning liabilities of BE to the extent that the accrued value of the NDF is insufficient to meet the stage 2 and 3 decommissioning liabilities as payments fall due.
(36)
Once the restructuring is put in place, BE will contribute to the NLF, in paying:
(a)
fixed decommissioning contributions of GBP 20 million per annum -indexed to the retail price index (RPI)- but tapering off as stations close;
(b)
GBP 150 000, indexed to RPI, for every tonne of PWR fuel loaded into the Sizewell B reactor after the date where all the conditions precedent to the Restructuring Effective Date. According to the UK authorities GBP 150 000 per tonne is comparable to international costs for spent fuel management;
(c)
GBP 275 million of new bonds to the NFL. The new bonds will be high ranking and unsecured;
(d)
payments initially amounting to 65 % of BE’s consolidated net cash flow after tax and financing costs and after funding Cash Reserves (‘the NLF Payments’). These payments are hereunder known as ‘the cash sweep’. The trustees of the NLF will also have the right, from time to time, to convert all or part of the NLF Payments into a number of shares of BE. For so long as these shares are held by the NLF, they will be non-voting to the extent they would otherwise carry 30 % or more of the voting rights of BE.
(37)
The percentage of cash flow on which the NLF Payments are based may be adjusted from time to time on a fair and reasonable basis, so that shareholders benefit from retained cash flow and proceeds of new subscriptions for shares of BE and so that the NLF and shareholders are not adversely affected by any demerger, issue of securities to shareholders or other corporate actions.
(38)
Payment of the fixed contributions of GBP 20 million per annum (indexed and tapering as stations close) to the NLF or NDF for Decommissioning Liabilities will be accelerated to a net present value basis (discounted at a discount rate appropriate to the NLF or the NDF, as the case may be) and become immediately due and payable in the event of the insolvency of BEG or BEGUK. The accelerated payment(s) will be guaranteed by all principal companies in the BE Group and secured by charges on their assets.
(39)
The trustees of the NLF will have no roles or duties apart from the management of the fund and its investments and making payments against qualifying expenditure. This will include assessing whether it would be beneficial for the NLF to defer any NLF Payments or convert the NLF Payments into equity. The trustees of the NLF will not have any powers to review liabilities, funding requirements or set the contributions of BE.
(40)
The UK Government will take the four following measures in relation to the funding of nuclear liabilities:
- Assumption of responsibility for BE’s liabilities under historic spent fuel contracts
(41)
The UK Government undertakes to assume responsibility for BE’s liabilities under contracts between BE and BNFL (the Historic Spent Fuel Contracts), concerning: (i) the reprocessing and/or storage of AGR spent fuel loaded into reactors before the restructuring effective date, and (ii) other services relating to flask maintenance, oxide management and rail transport under existing contracts with BNFL.
(42)
That undertaking does not cover the payments for fuel loaded into the AGRs after the restructuring effective date, the costs of which will continue to be borne by BE under new contracts which have resulted from the commercial negotiations between BE and BNFL. It does not cover payments in respect of PWR fuel, as PWR is not reprocessed by BNFL, but managed directly, as a matter of fact stored, by BE.
- Undertaking to cover any shortfall in NLF funding for stage 1 decommissioning liabilities and uncontracted liabilities
(43)
The UK Government undertakes to cover any shortfall in funding within the NLF for stage 1 decommissioning liabilities and for uncontracted liabilities (including the cost of building the Sizewell B dry store and ultimate fuel disposal).
- Undertaking to cover shortfall in NLF funding for stage 2 and 3 decommissioning liabilities
(44)
The UK Government undertakes to cover any shortfall in funding within the NLF in relation to Stages 2 and 3 of decommissioning.
- Specific tax disregard
(45)
The aforementioned undertakings by the UK Government will be accounted for as an asset on the BE balance sheet with a corresponding credit to the profit and loss account. Under normal circumstances, the undertaking would be taxable. According to the UK Government, this would require the UK Government to ‘gross up’ the level of aid provided to BE in the restructuring process by the amount of tax arising on the grant of the undertaking in order to ensure that BE is solvent post restructuring.
(46)
In order to avoid this, the UK authorities are in the process of introducing specific tax disregard legislation via the Electricity Bill. Without this tax disregard legislation, a taxable receipt of approximately GBP 3 152 million would arise. According to the UK government, the tax disregard legislation has been drafted in a manner that aims to ensure that no asymmetrical tax relief is given to BE in the future. Any subsequent increases in the value of the undertaking, whether due to price changes or revalorisation, will be taxable, thereby matching the tax relief received by BE when the extra expense is recorded in the profit and loss accounts.
(47)
Table 1 below contains a valuation by the UK authorities of the instruments of aid described above. These estimates of the value are subject to considerable uncertainty. Both the costs of the Nuclear Liabilities relieved and BE’s contribution to those costs are highly uncertain. Indeed, the discharge of the liabilities will occur over extremely long time periods. For example, BE would not expect to begin dismantling an AGR until at least 85 years after a station has ceased generating, while spent fuel management must continue indefinitely. In addition, there are many tasks, including the decommissioning of AGRs, for which there is to date no direct experience. The estimated value of the aid has changed since notification. The main reasons are the increased returns from the cash sweep due to improvements in BE’s forecast performance, the impact of inflation, the updating of the amounts due under the Undertaking for Historic Spent Fuel Contracts, the increased volumes of historic AGR spent fuel due to the later restructuring effective date and the increase in value of the assets held within the Nuclear Generation Decommissioning Fund to reflect the latest market value.
Table 1
Valuation of Measure A aid instruments based on projections of July 2004 (6)
(GBP million)
Original submission
Current projections
NPV
(discounted at 5,4 % nominal (7))
Total future cash payments
(undiscounted)
NPV
(discounted at 5,4 % nominal (7))
Total future cash payments
(undiscounted)
Undertaking for Historic Spent Fuel Contracts
2 185
3 218
2 377
3 067
Undertaking for uncontracted liabilities
750
3 166
951
3 375
Undertaking for decommissioning liabilities
879
4 917
1 115
5 062
Amounts contributed by BE to NLF
- 1 432
- 1 845
- 2 007
- 2 510
Net amounts payable by Secretary of State
197
6 238
59
5 927
Tax disregard
916
946
1 047
1 077
Total
3 298
10 402
3 483
10 071
Original submission: Cash flow valued as of March 2003, In December 2002 prices.
Current projections: Cash flow valued as of March 2004, in March 2004 prices.
(48)
BNFL both provides nuclear fuel to BE for all its AGR reactors and processes or stores this fuel when it is spent (8).
(49)
As a part of the restructuring plan, BNFL, which is BE’s largest single creditor, has agreed to modify its contracts with BE both as regards fuel supply and as regards processing of spent fuel.
(50)
Pre-restructuring fuel supply agreements between BE and BNFL dated from 1997 and 1995 for BEG and BEGUK respectively. They were supposed to continue in force until 31 March 2006, but with the intent to renegotiate and extend those contracts from that date in respect of BEG and an option to extend in respect of BEGUK.
(51)
Charges for the supply of fuel comprised an annual fixed charge and an additional variable charge per fuel element delivered. The charges were defined, subject to an adjustment in accordance with an inflation index.
(52)
The renegotiated fuel supply terms came into effect from 1 April 2003 by way of addenda to the prior agreements. The new terms will also form the basis of new lifetime agreements for AGR fuel supply after 31 March 2006, to come into effect on 1 April 2006.
(53)
Under the new conditions, the fixed annual payment under the prior agreements will be reduced by GBP 5 million a year and there will be a further discount, linked to baseload electricity prices, but subject to a cap of GBP 15 million (both at 2003 prices and subject to RPI indexation). Prices will otherwise remain as in the prior contracts.
(54)
In respect of fuel supply from 1 April 2006, and subject to at least 4 of the 7 AGR stations remaining open, the fixed charge payable by BE will be GBP 25,5 million, less the discount described above, with a variable charge (as per the existing contracts) equivalent to GBP 191 000 per tonne of uranium. These prices are at July 2002 money values and will be indexed in accordance with RPI.
(55)
For the period when only three or fewer power stations remain open, the price may be set on the basis of recommendations of a joint BE and BNFL team, following a study of the end of life optimisation programme of BNFL’s fuel fabrication plant.
(56)
In 1995, the legal predecessors of BEG and BEGUK (Nuclear Electric and Scottish Nuclear respectively) entered into long-term contracts with BNFL for the storage and reprocessing of irradiated AGR fuel and related services. BEGUK (then Scottish Nuclear) entered a further contract in 1995 for the long-term storage of all AGR fuel arisings in excess of the quantity already contracted for reprocessing. In 1997, BEG also signed a further contract for spent fuel management services, which dealt with all lifetime arisings of irradiated AGR fuel in excess of those delivered under the 1995 contract from BEG reactors. All the contracts referred above will be referred to hereunder as ‘the existing spent fuel management agreements’. They provide services through to at least 2038 or 2086 (depending on the category of waste).
(57)
Under the existing spent fuel agreements, BE retains title to all spent fuel. Eventually, BEG and BEGUK will be required to receive from BNFL’s stores the vitrified high level waste, spent fuel, certain intermediate level waste and reprocessed uranium and plutonium to fulfil their responsibilities for the disposal thereof.
(58)
Pricing for these agreements is essentially fixed, subject to adjustment for inflation and, in the case of the storage and reprocessing commitments, based on the tonnage of fuel delivered. The pricing of the initial 1995 contracts also incorporates amounts in respect of the decommissioning of THORP (the thermal oxide reprocessing plant) at Sellafield, in which AGR fuel is being reprocessed. Given the nature of the services provided by BNFL, BE is committed to make continuing payments in respect of fuel delivered whether or not it terminates the contracts in respect of undelivered fuel.
(59)
The payment streams for the 1995 storage and reprocessing contracts are fixed and run through to completion of the contracts in 2086, with payments made monthly. The payment stream for the 1997 contract is based on the timing and tonnage of fuel deliveries to BNFL. These fixed payments correspond to a lump sum paid over a fixed schedule.
(60)
The renegotiated spent fuel management agreement (hereunder the new spent fuel management agreements) apply differently depending on whether the managed fuel was loaded prior to or after the Restructuring Effective Date.
(61)
The significant revisions for fuel loaded prior to the restructuring effective date will be as follows:
(a)
the payment scheduling will be foreshortened, in such a way that the Net Present Value of future payments, computed using the UK public sector discount rates, is unchanged;
(b)
the contracts’ termination clauses will be modified in such a way that, should BE become insolvent despite the restructuring, the contracts would terminate without recourse to BE. The UK authorities have indicated that, in this case, it would be likely that it would be necessary to continue to manage this fuel at BNFL’s site at Sellafield and that the UK Government or the NLF would need to enter into contractual arrangements with BNFL, or any successor company, to do this. In this event, the UK authorities have indicated that they would expect these new arrangements to be based on a review of all the relevant circumstances at the time, including existing contractual terms.
(62)
The significant revisions for fuel loaded on or after the restructuring effective date will be as follows:
(a)
title to the spent fuel will pass to BNFL at the time it takes on the risk for managing the spent fuel (that is, on delivery of the spent fuel to BNFL), after which point BE will have no further liability in respect of it;
(b)
payment for the spent fuel services will be payable in relation to the time of loading the unirradiated fuel to BE’s reactors, rather than at any later stage (for example, on delivery of the spent fuel to BNFL) and will be based on a loading plan with an annual reconciliation;
(c)
the base price for spent fuel will be GBP 150 000 per tonne of uranium, payable on loading of the unirradiated fuel, at 2003 prices. Thereafter it will be indexed to RPI. In each year an upwards or downwards adjustment will also be made according to a formula based on the amount of electricity generated by the AGR power stations and the value of baseload electricity in England and Wales, thereby offering BE protection from fluctuations in the price of electricity. The base price for spent fuel management approximates to GBP 0,6/MWh, before the upwards or downwards adjustment.
(63)
Table 2 shows the effect for BE of changes to BNFL fuel supply contracts, as estimated by the UK authorities under three possible scenarios for the evolution of the electricity market.
Table 2
Effect of changes to BNFL fuel supply contracts
(GBP million)
Computation of fuel supply savings
Year to 31 March
2004
2005
2006
2007
2008
Pre-restructuring costs
-
Bank case and upside case
221
247
232
203
213
-
Downside case
216
241
227
198
208
Post restructuring costs
-
Bank case
206
231
218
188
201
-
Upside case
207
231
227
198
207
-
Downside case
200
220
205
176
186
Savings
-
Bank case
15
16
14
15
12
-
Upside case
14
16
5
5
6
-
Downside case
16
21
22
22
22
(64)
The UK authorities have submitted that giving precise estimates of the savings by BE after 2006 would be difficult, as the pre-restructuring fuel supply contracts were planned to end in 2006. Any estimate of the benefit for BE of the changes would therefore have to take account in some way of the benefit to BNFL of the prolongation of the contracts until the end of BE’s plants’ lifetime, which is reflected in the new contracts’ prices. Bearing in mind these uncertainties, the UK authorities have indicated that BE's internal estimate of the cost savings over the lifetime of the plants would be GBP 239 million (undiscounted) and GBP 140 million (discounted at a real rate of 3,5 % (9)). Table 3 shows the effect for BE of changes to BNFL AGR spent fuel contracts, as estimated by the UK authorities, under the same three possible scenarios (10). The net present value is computed using the UK public sector discount rate of 3,5 % real. This table addresses only the impact of price changes in contracts for fuel loaded on or after the restructuring effective date. Impact of changes in contracts for fuel loaded prior to the restructuring effective date is difficult to quantify, at it would materialise only in the event that BE becomes insolvent. Besides, the benefit for BE of the transfer of title of spent fuel, and liabilities attached to it, to BNFL, is difficult to estimate, according to the UK authorities. The UK authorities have nevertheless submitted that a subjective estimate of the benefit for BE of this transfer of title would be at around GBP 1 421 million (undiscounted) and GBP 148 million (discounted at 5,4 % nominal). This benefit is not included in table 3.
Table 3
NPV impact of changes to future AGR spent fuel contracts (11)
(GBP million)
NPV
Undiscounted total payments
Pre-restructuring
-
Bank case
592
1 117
Post restructuring
-
Bank case
418
558
-
Upside case
881
1 204
-
Downside case
3
4
Savings
-
Bank case
174
559
-
Upside case
- 289
- 87
-
Downside case
589
1 113
(65)
Originally, the companies that are now BEG and BEGUK both themselves acquired uranics for transfer to BNFL and used by it in the production and fabrication of nuclear fuel for their AGR plants. The company that is now BEGUK then transferred its uranics procurement contracts to BNFL. Those pre-existing contracts were long-term and, in any event, sufficient only for the relatively small quantities of material required by BEGUK, and therefore that change gave BNFL only a limited base for the development of a uranics procurement and supply business unit.
(66)
As part of the renegotiation between BE and BNFL of the contracts for the future supply of fabricated nuclear fuel by BNFL to BE, it was agreed that BEG should also transfer its uranics procurement contracts to BNFL which thus becomes responsible for the making of future arrangements for the procurement of uranics for nuclear fuel for BEG’s AGR plants.
(67)
At the same time, BNFL will purchase BEG’s uranics stocks, the estimated book value of which is up to GBP 67 million.
(68)
As part of the restructuring plan, BE has reached agreements (the Standstill Agreements) in relation to a standstill, subject to certain conditions, of payments due to BNFL and a number of significant financial creditors (the significant creditors) which comprise the holders of the majority of the 2003, 2006 and 2016 sterling bonds issued by BE (the bondholders, the Eggborough bank syndicate including the Royal Bank of Scotland as letter of credit provider (RBS) (together the Bank lenders) and counter-parties to three out of the money Power Purchase Agreements (PPAs) and contracts for differences: Teaside Power Limited (TPL), Total Fina Elf (TFE); and Enron (hereunder collectively the PPA Counterparties).
(69)
Under the Standstill Agreements, the standstill period commences on 14 February 2003 and ends at the earliest on 30 September 2004 or the occurrence of a termination event or the completion of the restructuring. During this period, BNFL and significant creditors have agreed with BE that they will not take any steps to initiate insolvency proceedings or demand or accelerate any amounts due and payable by BE.
(70)
BE’s and BNFL and Significant Creditors’ obligations under the Standstill Agreements are described in recitals (71) to (73).
(71)
Under the Standstill Agreements:
(a)
interest will continue to be paid to bondholders and the Eggborough banks in accordance with existing arrangements,
(b)
interest at 6 % per annum will be paid to RBS (in respect of its letter of credit) on an amount of GBP 34 million and to the PPA Counterparties on their claim amounts (RBS GBP 37,5 million; TPL GBP 159 million; TFE GBP 85 million; Enron GBP 72 million);
(c)
EPL will be paid amounts attributable to its operating costs and capital expenditure;
(d)
BE will continue to purchase power from TPL at fixed prices at levels based on the current forward price curve for electricity until completion of the Restructuring;
(e)
interest will accrue to BNFL in respect of the amounts owed under the existing spent fuel management agreements from 1 April 2003 and will be waived if the Restructuring takes place. Amounts accruing under the existing spent fuel management agreements in respect of fuel loaded prior to the Restructuring Effective Date will be frozen to the extent they exceed the amounts that would have been payable had the new spent fuel management agreements been effective from 1 April 2003 and will be waived if the restructuring takes place.
(72)
Under the Standstill Agreements:
(a)
from November 2002 up to 31 March 2003, BNFL will freeze all payments due under the existing spent fuel management agreements from 1 April 2003, BNFL will stand still the difference between payments due under the existing and the new spent fuel management agreements;
(b)
bondholders will stand still principal due under the 2003 bonds;
(c)
Eggborough banks will stand still principal repayments and other payments due under the Capacity and Tolling Agreement (CTA) except those included in BE’s continuing obligations;
(d)
RBS will stand still all amounts in respect of the RBS counter-indemnity, composite guarantee or letter of credit;
and
(e)
the PPA counterparties will stand still all amounts arising under the PPAs except those included in BE’s continuing obligations.
(73)
The obligations of a significant creditor under its agreement to standstill payments will cease to apply if any of the following occurs and a Significant Creditor gives notice of termination to BE:
(a)
there is a default in payment of the non-deferred amounts due to that significant creditor which continues for more than 20 Business Days;
(b)
a winding up or administration petition or order is made in respect of BE or any of its subsidiaries;
(c)
the UK Government makes a written demand for repayment of the Credit Facility Agreement or under any replacement facility from commercial banks guaranteed by the UK Government and the related counter indemnity by BE and its subsidiaries in favour of the UK Government;
(d)
the requisite approvals have not been obtained from the Eggborough Credit Facility Agent, RBS, the TPL bank syndicate or Enron.
(e)
documentation is issued by BE or any of its subsidiaries which provides for distributions to significant creditors different to those in the Heads of Terms agreed by the significant creditors.
(74)
Table 4 sets out the level of cash that would be saved by BE through the Standstill Agreements according to the UK authorities, should the restructuring effective date be on 31 March 2004.
Table 4
Cash saved by BE through Standstill Agreements
(GBP million)
Year ending March 2003
Year ending March 2004
BNFL
132
265
Bondholders
110
0
Eggborough banks
47
40
TPL
13
33
TFE
3
14
Enron
4
19
VAT impact
0
- 8
Interest impact
- 9
- 21
Standstill impact
300
342
Cumulative cash
300
642
(75)
In addition to the Standstill Agreements, the restructuring plan provides for the claims of the significant creditors to be restructured and rescheduled. On 14 February 2003, BE reached non-binding agreement with the significant creditors for the compromise and allocation of their claims.
(76)
The liabilities of the significant creditors to be compromised, as reflected in BE’s unaudited financial statements for the six months to 30 September 2002, were as follows:
-
bondholders: GBP 408 million
-
bank lenders: GBP 490 million
-
PPA counterparties: GBP 365 million.
(77)
Under the Heads of Terms the claim amounts in relation to the PPAs have since been set at GBP 316 million for the purposes of the Restructuring Package.
(78)
The liabilities will be restructured and rescheduled as follows:
(a)
GBP 275 million of new bonds will be issued to the bondholders, bank lenders, RBS, TPL, TFE, and Enron;
(b)
a revised CTA will be entered into with the Eggborough banks with a financial return for the banks equivalent to GBP 150 million of New Bonds;
(c)
ordinary shares in BE will be issued to the bondholders, bank lenders, RBS, TPL, TFE, and Enron.
(79)
BE has revised its trading strategy, seeking to reduce its exposure to output and price risks. The revisions constitute one of the elements in the restructuring package which enhance BE’s financial robustness.
(80)
BE is one of the largest electricity generators within the United Kingdom, contributing over 20 % of UK power generation. This electricity generation portfolio consists of nuclear generation (83 % by capacity) and coal-fired generation (17 % by capacity), capable of producing approximately 75 TWh per annum.
(81)
The trading arm of BE, BEPET is responsible for selling the output of BE’s generation portfolio, managing the exposure of BE to electricity market price fluctuations and maximising the sales prices achieved by BE relative to the market. Since 83 % of BE’s generation capacity is nuclear, a key focus for BEPET is the sale of this mainly continuous production.
(82)
The coal-fired Eggborough plant is also an important element in the trading portfolio. It offers output flexibility to accommodate changing customers’ demand levels and valuable ‘insurance’ in the event of a nuclear outage. It offers flexibility in relation to the purposes of its large I & C customers and also part of its wholesale trading.
(83)
In order to manage BE’s exposure to market prices whilst maximising the sales price achieved relative to market, BEPET sells its output forward. By the time the electricity is produced, BEPET, in common with other generators, seeks to have sold 100 % of its generation to avoid exposure to the typically volatile prices in the balancing mechanism. By selling ahead, the Company is able to ensure that future output volumes are sold at the prevailing price at that time and, in some cases, that prices for future output are fixed.
(84)
BEPET has a number of routes through which it can sell BE generation and sells 32 % of its total generation through the Direct Supply Business (DSB). The DSB has grown organically and represents a key element of BE’s business strategy.
(85)
BE’s retail market position accounts for a small part of its generating output relative to other significant generators in Great Britain. BE’s growth in this market is driven by the goal of diversifying delivery channels for generation output rather than any goal with respect to the retail market by itself. BE achieves a gross margin of approximately 2 % (12) on its direct sales reflecting the competitive nature of this market.
(86)
The reasons for the financial difficulties faced by BE in September 2002 included three substantially out-of-the-money power purchase agreements and contracts for differences into which it had entered as part of earlier trading and corporate activity. Each was included in the compromise agreement with significant creditors reached as part of the restructuring package.
(87)
The first one is the contract with TFE. Compared to today’s prevailing market prices, the exercise price within this contract is very high. The agreement was struck in 1997, at a time when prices were on average much higher than is currently the case. The agreement is substantially out-of-the-money for BE and the claim amount due to TFE is GBP 85 million.
(88)
The second relates to the swap contract with Enron, dated 1 April 1996, which is a financially settled instrument, based on the difference between peak and off-peak pool prices. The contract was entered into by BE prior to its acquisition of Eggborough. It was intended as a hedge against the varying shape of BE’s growing I & C consumer business. The claim amount due to Enron recognised in respect of this out-of-the-money PPA in the restructuring package is GBP 72 million.
(89)
The third one concerns an agreement inherited through BE’s 1999 acquisition of SWALEC, with TPL. The contract was originally signed on 26 June 1991. The contract is substantially out-of-the-money. The claim amount due to TPL recognised in respect of this PPA in the Restructuring Package is GBP 159 million.
(90)
As part of the restructuring package, BE has determined to secure more medium-term fixed price sales of its output. According to the UK Government, the implementation of this strategy will reduce the volatility of cash flow and reinforce the longer-term financial viability of the Company.
(91)
Under the new strategy, fixed price forward sales of output will result in the Company pre-selling a higher portion of its output for the next three to five years at a fixed price, such that BEPET fixes the value of a greater proportion of its future generation.
(92)
The key objectives of the new trading strategy are: (i) to limit price risks by securing further fixed-price contracts; (ii) to maintain viable sales channels for significant generation volumes, and (iii) to provide additional cash to maintain adequate financial reserves.
(93)
Since the new strategy was articulated in early December 2002, BE has succeeded in selling or extending an additional 14,8 TWh of DSB sales for 2003 to 2006 through the renewal of annual contracts and some extensions to multi-year agreements. As at 6 March 2003, BE had also had negotiations with a number of wholesale counterparties on the subject of structured trades.
(94)
On 6 February 2003, a significant contract was signed with British Gas Trading Limited for the sale of approximately 10 TWh per annum until 1 April 2007, more than half of which is at a fixed price.
(95)
The new contracts with BNFL also provide some element of electricity price hedging to BE due to the variable price, linked to electricity prices, to be paid for AGR fuel supply and AGR spent fuel management services. At current market prices, the new agreements with BNFL provide a partial hedge on approximately 60 % of BE’s AGR output of approx. 58 TWh p.a.
(96)
BE proposes to focus on the following objectives in its medium-term strategy:
(a)
ensuring that BE’s nuclear plants are operating to world safety and performance levels,
(b)
enhancing safety while improving productivity and competitiveness;
(c)
reducing exposure to wholesale electricity prices in the United Kingdom whilst continuing to maintain a reliable route to market. This will be achieved through a mixture of contract terms, access to flexible generation through Eggborough and DSB, focusing primarily on the I & C Consumer sector;
(d)
developing a profitable renewables business to support the competitiveness of the DSB;
(e)
a continuing commitment to supporting EU-sponsored safety-related activities in the former Soviet Union and Eastern Europe.
(97)
On 23 December 2002, BE announced that it had entered into binding heads of agreement to dispose of its 82,4 % interest in Bruce Power as follows: 79,8 % to a consortium made up of Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust and TransCanada PipeLines Limited (together, the Consortium) and 2,6 % to the Power Workers’ Union Trust No1 and The Society. In addition, the Consortium agreed to acquire BE’s 50 % interest in Huron Wind, a wind turbine project in Ontario. The sale of Bruce Power and Huron Wind to the Consortium was completed on 14 February 2003. At the closing, BE received CAD 678 million in cash. In addition, BE expects to receive up to CAD 140 million from contingent on the restart of two Bruce A units and escrow accounts.
(98)
The initial proceeds of GBP 275 million, less certain amounts for transaction costs, have been paid into an account approved by and charged in favour of the DTI under the rescue Credit Facility Agreement (CFA).
(99)
Exelon Generation Company, LLC (Exelon) and British Energy Investment Ltd. have been soliciting proposals for their respective interests in AmerGen with respect to a sale of AmerGen. On 22 December 2003, BE shareholders approved the disposal to Exelon Generation Company LLC of BE’s 50 % interest in Amergen. BE received approximately USD 277 million in cash.
(100)
A number of local authorities have agreed to defer without interest the payment of business rates owed to them by BE.
(101)
According to the information forwarded by the UK authorities, these authorities are:
-
Lancaster City Council, in respect of the Heysham plant, for GBP 1 775 240,
-
Shepway District Council, in respect of the Dungeness plant, for GBP 578 524,
-
Hartlepool Borough Council, in respect of the Hartlepool plant, for GBP 447 508,
-
North Ayrshire Council, in respect of the Hunterston plant, for GBP 735 947,
-
East Lothian Council, in respect of the Torness plant, for GBP 765 986.
(102)
In total, as much as GBP 4 303 205 in rates payments were postponed from November 2002 to February 2003. As to Measure G the rates were paid by BE in full in February 2003 and interest of GBP 65 656,24 for late payment was paid on 7 October 2003. The interest rate calculation is based on the Commission reference rates for the United Kingdom of 6,01 % up to 31 December 2002 and 5,42 % thereafter.
(c) Financial implications of the restructuring package
(103)
Before presenting the effect of the restructuring plan on the viability of BE, the UK authorities described the economics of nuclear generation. In assessing the economics of BE’s generation activities the notification distinguishes between the avoidable costs and non-avoidable costs of running BE’s stations. Nuclear plants are characterised by very high non-avoidable costs and comparatively low avoidable costs, in particular short run marginal costs. According to the UK authorities, since the decision to generate is motivated by the level of avoidable costs and in view of the fact that nuclear plants have the lowest short run marginal costs, running nuclear plants is economically rational.
(104)
The UK authorities then argue that if BE’s restructuring succeeds, the firm will not structurally be loss-making. According to the UK authorities, the plan is able to address the issues at the origin of BE’s difficulties and lead to long-term viability. In particular, it will improve BE’s trading strategy to try to offset its unhedged position, relieve BE of some of its very high fixed costs in taking over historic nuclear liabilities and enable it to build sufficient cash reserves to secure its activities.
(105)
The objective of BE’s restructuring plan is to restructure BE’s costs and liabilities and to put in place a stable capital structure in order for BE to continue to operate in the long term as a financially viable entity. In order for BE to be considered financially viable, the UK Government has assumed that, over a period of time, the company must be profitable, with positive cash flow and able to finance its activities on an ongoing basis.
(106)
The following components of the restructuring plan were developed in order to achieve the objective of financial viability:
(a)
the sale of BE’s interests in Bruce Power and AmerGen, in order to build up cash resources within the business, enhance robustness and reduce the scope of the business;
(b)
reduction in BE’s ongoing cost base through commercial negotiations with existing significant creditors to compromise their historic claims, and enter into Standstill Agreements until the restructuring is effected, in exchange for a combination of new debt and new equity in BE following completion of the Restructuring;
(c)
the assumption of costs of certain nuclear liabilities by the UK Government; and the commercial renegotiation of front end and back end nuclear fuel contracts with BNFL; the new commercial arrangements with BNFL have also reduced BE’s exposure to adverse electricity price movements;
(d)
implementation of a new trading strategy to reduce BE’s exposure to electricity wholesale market volume and price risk.
(107)
According to the UK authorities, the restructuring plan has been developed to take account of a key requirement of financial viability, namely the ability of the company to finance its activities. Since the company would expect to face difficulty in obtaining financing from the bank or bond markets, particularly considering the relatively small number of lenders prepared to provide financing to a nuclear generating company, the restructuring plan has to be considered as an alternative to seeking external financing. It foresees the creation and build-up of cash reserves. These cash reserves would be designed to enable the company to enter into electricity trading contracts requiring collateral cover and to sustain cash shortfalls without the need to rely on external funding. Accordingly, the restructuring plan envisages the creation of two reserves: a cash collateral reserve and an outage and liquidity reserve. Although two separate pools of reserves have been identified, it is intended that these reserves will be fungible giving the ability to call on the outage and liquidity reserve to meet additional collateral requirements and vice-versa. This is to provide additional robustness for BE.
(108)
BE has undertaken several actions to improve its cash position through:
(a)
reducing the impact of seasonality by managing payment profiles where possible;
(b)
further cost saving initiatives;
(c)
securitising direct sales receivables.
(109)
In addition BE went through a business planning process which resulted in updated financial projections and has conducted a detailed review of issues surrounding the performance of its plant.
(110)
In the period ending 31 March 2004, the cash reserves were built up through two sources of funds: the Standstill Agreements (Measure C) and asset disposals (Measure F), after repayment of the liabilities outstanding under the rescue aid Credit Facility Agreement.
(111)
The UK authorities have developed three financial scenarios to take into account the variables to which BE’s financial position is particularly sensitive: generation output and electricity prices. The financial projections were reviewed by Deloitte & Touche in its capacity as economic and energy market consultants to the UK Government. Output and capex assumptions incorporated in the business planning cases have been reviewed by WS Atkins in its capacity as technical adviser to BE and Citigroup and by Stone & Webster Management Consultants, Inc. in its capacity as technical adviser to the UK Government.
(112)
The review has taken account of three main changes since the original notification in March 2003, namely the level of electricity prices, the Performance Improvement Programme (PIP) aimed at improving the nuclear plant reliability and the trading collateral.
(113)
Electricity prices have evolved significantly in recent months. According to the UK authorities, electricity prices are currently above GBP 28/MWh compared to GBP 16,4/MWh in March 2003. The key drivers of changes in electricity price forecasts are the movement in underlying fuel prices (coal, gas, oil), the carbon pricing introduced by the European Emissions Trading scheme and the capacity reserve margins.
(114)
BE’s nuclear fleet has historically been less performant than its international peers. The oldest plants have suffered from underinvestment and all plants have major potential for improvement and high short-term risk of outages. BE has therefore developed recovery plans for the plants. The benefits from PIP should derive from cultural and organisational change and increased investment in capital and staff. It should result, over time, in reductions in plant unreliability and increased output.
(115)
BE has also taken into account the recent significant increase in collateral requirements resulting from the market price increases.
(116)
In order to determine the impact on BE’s financial position of alternative assumptions for generation output and electricity prices, BE has considered one upside and one downside sensitivity which all take into account the evolution of electricity prices, the benefits of the PIP and estimated collateral projections:
(a)
the ‘upside case’ which is the basis for BE’s budget for the year and is used to set performance targets; It is broadly equivalent to the ‘upside case’ described in the decision to initiate proceedings;
(b)
the ‘relisting case’ which is the basis for disclosure in public statements and in the prospectus to be issued on listing; it is to be seen as a ‘bank case’. The ‘relisting case’ prices are derived from the forward curve using a market model which incorporates BE’s views on fuel costs and carbon pricing;
(c)
the ‘reasonable worst case’ (RWC) which is equivalent to the downside case and takes into account uncertainties regarding prices and output; the RWC prices are based on a price curve developed by BE.
(117)
The UK Government has taken as basis for testing the viability of BE the headroom numbers of the company. They have come to the following estimates for the period 2005-2010:
Table 5
Headroom figures
(GBP million)
Relisting case/Bank case
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Liquidity reserve
[…] (14)
Impact of seasonality and receivables facility
Headroom post seasonibility
Cumulative impact of cash, output and collateral vulnerabilities (13)
Headroom post vulnerabilities
Cumulative impact of management actions on cash and collaterals
Headroom post management actions
RWC/Downside Case
Liquidity Reserve
Impact of seasonality and receivables facility
Headroom post seasonality
Cumulative impact of management actions on cash and collateral
Headroom post vulnerabilities
Cumulative impact of management actions on cash and collateral
Headroom post management actions
(118)
The UK authorities have also provided an estimated profit and loss account for the period 2005/2009 relating to the re-listing case.
Table 6
Profit and loss account in the relisting case
5-year forecast period
Profit and loss account
2005
2006
2007
2008
2009
Nuclear output TWh
[…]
Income
Generation sales
Miscellaneous sales
Total income
Operating costs
Fuel costs
Staff costs
Materials and services
Capital expensed to P/L
Depreciation and amortisation
Total operating costs
Operating profit/(loss)
Contributions from new business activities (PBIT):
AmerGen (before revalorisation)
Profit before finance charges and tax
Finance charges
Revalorisation (net)
Net interest and other finance charges
Total finance charges
Profit before tax
17
171
186
336
355
Minority interests (share of PBT)
0
0
0
0
0
Profit before tax (and HMG indemnity)
17
171
186
336
355
Movement in HMG indemnity
0
- 96
- 133
- 206
- 156
Profit before tax (and exceptionals)
17
75
53
130
199
Exceptionals
4 068
0
0
- 40
0
Profit before tax (post exceptionals)
4 085
75
53
90
199
Tax
0
0
0
- 26
- 87
Profit after tax and exceptionals (before tax on exceptionals)
4 085
75
53
64
112
Source: BE.
Note: The figures for 2004/2005 have been prepared on a pro-forma basis (i.e. to make comparability easier, for accounting purposes the fuel costs and revalorisation numbers reflect the new fuel contracts, even though technically these will not be in place until the restructuring effective date).
(119)
This estimate shows that profit before tax, minority interests, the UK Government’s undertakings and exceptional items improves from GBP 17 million in 2005 to between GBP 171 million and GBP 355 million in subsequent years. In 2005 the exceptional item relates to accounting inclusion of the UK Government’s undertaking to fund nuclear liabilities referred to in Measure A.
(120)
Profit before tax is substantially reduced by contributions to the NLF from 2005. However, these contributions are 65 % of cash flows available after debt service and are not payable when cash flows are negative or transfers to maintain target Cash Reserve levels are required.
(121)
An analysis of BE’s financial projections demonstrates that under the Re-listing Case, the restructured business is expected to generate profits and cash flows to service the various stakeholders and that significant contributions are expected to be made towards the discharge of uncontracted liabilities and decommissioning liabilities before any return to shareholders.
3. Grounds for initiating the proceedings
(122)
In its decision to initiate proceedings, the Commission noted that the restructuring plan conferred a selective competitive advantage on BE in a sector where there is intra-Community trade. Measures A and G directly involve the United Kingdom central or local authorities’ budgets, hence State resources. They are State aid within the meaning of Article 87(1) of the Treaty. It is also possible that Measure B, and, at least partly, Measure C, involve State resources to the extent that the publicly owned company BNFL would not have acted following the private investor in a market economy principle. It therefore appears that these measures also constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the Treaty.
(123)
The Commission analysed the aid in the light of the Community guidelines on State aid for rescuing and restructuring firms in difficulty (15) (hereafter the guidelines).
(124)
This analyse raised the following doubts as regards the compatibility of the aid with the common market:
(125)
The Commission had doubts as to whether the plan would result in a restoration of BE’s viability in a reasonable timeframe. Indeed, some of the measures have a very long time span (until at least 2086). Furthermore, the improvement of BE’s position would seem to be only due to external support conceded by the Government and major creditors, rather than physical internal restructuring. Furthermore, should it be State aid, the renegotiation of fuel supply and spent fuel management prices with BNFL could be viewed as a life long operating aid for nuclear stations, which would be incompatible with the requirement that BE must face the market with its own forces alone after the restructuring is over, and with the polluter pays principle.
(126)
The Commission had doubts as to whether the aid could be authorised without any compensatory measure being offered in order to offset the impact of the aid on competitors. In this respect, the Commission acknowledged that it is likely that there was no or very little structural overcapacity on the relevant market. However, the Commission considered that, in view of the highly competitive nature of this market and of the high amount of the aid, it was likely that some sort of compensatory measure would be necessary for the aid to be compatible, even if this compensatory measure did not consist in irreversibly closing power plants.
(127)
The Commission had doubts as to whether the aid was restricted to the minimum necessary. In this respect, the Commission noted that the plan provided for a mechanism by which BE would participate in the restructuring costs via a percentage of its free cash flow. However, in view in particular of the great uncertainty as to the amounts of aid to be granted, the Commission was not then in a position to assess whether this aid was limited to the minimum.
(128)
Taking into account the foregoing considerations, the Commission concluded that there were doubts as to whether the restructuring plan complied with the criteria laid down in the guidelines and whether the aid awarded and to be awarded by the UK Government to BE could be considered as compatible with the common market. The Commission therefore decided to initiate the procedure laid down in Article 88(2) of the Treaty.
(129)
In the same decision, the Commission also added that the decision to open proceedings was without prejudice to the application of the Euratom Treaty. Some measures, notably Measures A and B, have to be assessed in view of the objectives of the Euratom Treaty. Therefore, the Commission requested the United Kingdom to provide all such information as might help it to assess the measures, in particular Measures A and B, in the light of the objectives of the Euratom Treaty.
III. COMMENTS FROM INTERESTED PARTIES
(130)
Following the publication of the decision to initiate proceedings and within the deadline foreseen by that publication, the Commission received comments from 20 third parties including from BE itself. They can be summarised as follows:
(131)
BE stresses that the case is unusual due to the way the electricity market operates and due to the economic structure of nuclear plants.
(132)
BE stresses the fact that the costs of the past represented by BE’s nuclear liabilities could no longer be met by BE with the substantial fall in electricity prices that has taken place in the United Kingdom. Under the restructuring plan, BE is also required to make large contributions towards costs of the past. With regard to the costs of decommissioning and the other nuclear liabilities not covered by the new contracts with BNFL, a contribution will be made through the NDF/NLF. Other measures affecting BE and its investors include the sale of BE’s North American assets, the loss by the pre-existing equity shareholders of the whole of their investment, and the settlement by the pre-existing investors as well as the issue of new bonds.
(133)
BE stresses that a lump sum payment to the recipient would not be practicable, in particular because certain of these costs will be incurred at dates in the very distant future. Rejecting BE’s restructuring plan because it relieved BE once-and-for-all of certain defined, albeit presently unquantifiable, liabilities, would create a precedent against the approval of restructuring aid that was necessitated by the existence of costs of the past.
(134)
BE is of the opinion that no inferences can be drawn from a comparison of the arrangements with the privately owned creditors. In particular, in the case of BNFL, an important part of its core business would be threatened and perhaps rendered unviable if operations of BE’s stations were unviable.
(135)
BE stresses that BNFL adopted an extremely tough stance and may have been eventually constrained only by a concern that BE would otherwise face insolvency. The terms that were renegotiated were the least that BE believed could be commercially obtained while being robust following restructuring. According to BE, the Commission may have misunderstood the commercial nature of the new BNFL Contracts as a result of misunderstanding the facts and in particular their chronology. BE provides an annex to its submission that shows why it believes that the prices under the new contracts are not particularly favourable to it.
(136)
BE recalls that the problem to be addressed by the Restructuring Plan was essentially that in the new environment of much lower wholesale electricity prices, BE could no longer sustain the ‘costs of the past’. According to BE, the restructuring plan successfully addresses that problem.
(137)
Concerning the effect of the aid package on competition, BE argues that because the SRMCs of BE’s nuclear plants are so much lower than those of any other baseload supplier, BE’s nuclear plants are always bound to run. But the precise level of BE’s SRMCs is irrelevant for the determination of electricity prices, which reflect the higher SRMC of the marginal supplier.
(138)
BE explains that nuclear stations are technically and economically inflexible and that the operation of such plants other than as baseload plant is uneconomic. As far as its trading strategy is concerned, BE explains that the economics of nuclear generation tend to lead BE to focus on selling its output forward in longer-term markets.
(139)
In the view of BE, there is no overcapacity in the generation of electricity in Great Britain. As far as compensatory measures are concerned, BE argues that requiring premature closure of any of BE’s nuclear plant would be economically inefficient since the purpose of the aid package is to preserve BE’s nuclear capacity which, in terms of production of electricity, with the minimum avoidable expenditure of resources is the most cost-effective capacity in the British market. In addition it would encroach on the exercise by the UK Government of its competence in relation to sources of energy supply to the United Kingdom and would increase the emission of environmentally harmful gases into the atmosphere
(140)
BNFL is a publicly owned company operating in the nuclear sector. It supplies and reprocesses or stores BE's AGR nuclear fuel. Apart from its activities in the fuel cycle, BNFL also operates a few Magnox nuclear plants, and has activities as a nuclear plants designer.
(141)
The BNFL submission concentrates on the questions of the existence of aid to BE in Measure B and C. BNFL submits that all BNFL interventions in BE's restructuring plan followed the private investor in a market economy principle, and therefore contain no aid elements.
(142)
BNFL explains that following the advice of their financial advisers’ (NM Rothschild & Sons Limited - Rothschild), BNFL already concluded in April 2002 that an ‘orderly rescue package’ with value for BNFL was preferable to allowing BE to become insolvent given the very vulnerable position of BNFL as BE’s largest creditor, its lack of security and the weaknesses of its legal position. BNFL adds that its Board, however, agreed with a restructuring of the existing contracts with BE on the conditions that BE should not be kept solvent at any cost and that any package proposed to BE would need to establish the commercial advantage to BNFL, given its own balance sheet deficit.
(143)
BNFL gives details of each of the successive proposals and counterproposals from each side, together with Rothschild’s view on them. BNFL also sets out in great detail the chronology and content of the discussions that took place between BE and BNFL, which shows that BNFL already expressed itself willing to help BE before BE turned to the UK Government for assistance but realised that this would not be possible without a global restructuring plan.. The discussions already started in May 2000 when BE first requested, without success, the application of the hardship clause contained in the contracts. New discussions were initiated during 2002.
(144)
BNFL also stresses that it had no involvement in the discussions between BE and the UK Government. On the basis of the analysis of its independent legal and financial advisers, BNFL concluded that proceeding with a solvent restructuring was in its best commercial interest and came to an agreement with BE on the Final Term Sheet on 28 November 2002. It is only after it had agreed on its Final Term Sheet with BE that it was aware of precise details of the UK involvement.
(145)
BNFL’s comparison of the 3 September term sheet and the final term sheet concludes that there are considerable similarities between the two term sheets and that the final outcome was significantly closer to BNFL’s opening position than to that of BE.
(146)
BNFL gives details of its assessment of the commercial benefits to it of the solvent restructuring as compared to a BE insolvency based on the analysis by financial and legal advisers. It has identified considerable risks to BNFL in the event of BE’s insolvency in particular due to the fact that BE had large undocumented intercompany loan balances between different BE group companies and that BNFL’s contractual arrangements with BE were in many ways unique and no clear precedent could be drawn from previous insolvencies. Besides, as the only creditor that benefited from security on BE’s nuclear power plants, the UK Government would have had a central role in the outcome of insolvency. However BNFL was not granted any insights into the UK Government’s likely approach during any insolvency proceedings.
(147)
While BNFL’s role as a key supplier to BE might be expected to have placed it in a strong negotiating position in any insolvency, its ability to make a credible threat to stop providing goods and services to BE was undermined by a number of factors. In particular, BNFL notes that BNFL as BE’s largest single creditor would be the major financial loser if BE’s nuclear power stations were to shut down as a result of it exercising this threat. In addition, it is doubtful whether it could lawfully terminate the contracts and return to BE spent fuel and waste already received by it as this would not be permitted by UK nuclear safety legislation. Finally as a responsible nuclear services company, BNFL had to continue providing services to BE to the extent that not to do so would be unsafe or could even be perceived as being unsafe to third parties.
(148)
BNFL’s analysis of BE insolvency focused on three possible outcomes namely the closure of BE’s nuclear plants leading to a minimal recovery, BNFL taking ownership of BE’s nuclear plants meaning that it would assume all nuclear liabilities of BE, which is highly risky and unattractive, and the UK Government taking ownership and asking the existing creditors to accept very substantial write-downs.
(149)
Consequently, the proposed solvent restructuring appeared to be more commercially attractive since it reduced BNFL exposure to BE and offered a higher and more certain revenue stream for BNFL than insolvency. BNFL is therefore deemed to have acted in the same way as any other private creditor.
(150)
Finally, BNFL compared the return of other major creditors in aggregate to its own return to ensure that the terms did offer BNFL a reasonable deal. In order to protect its position further, BNFL also secured the inclusion of a clause in the Final Term Sheet allowing the withdrawal of the suggested concessions in the event that any other material creditor was offered more favourable terms than BNFL. Rothschild updated its analysis once the detailed terms that BE was agreeing with other major creditors were established and it confirmed that BNFL’s arrangements actually appeared to be no worse than other major creditors. Furthermore, none of the revised contractual arrangements will come into effect unless and until the restructuring is completed.
(151)
As regards Measure C, BNFL submits that, with the help of Rothschild, it checked that it did not concede more in the way of debt standstill than other significant creditors. When BNFL became aware that other creditors were obtaining more favourable terms than BNFL under the standstill arrangements (albeit that BNFL’s position was not directly comparable with BE’s other major creditors), it considered whether it should seek renegotiation and ask for interest. It concluded that it was unlikely that BE could pay interest to BNFL and generate sufficient surplus cash during the standstill period to allow the solvent restructuring to proceed. In addition despite its position under the standstill arrangements, BNFL would achieve better overall recovery if a solvent restructuring were to go ahead.
(152)
BNFL submits that its decision to enter into the arrangements with BE was an autonomous decision of BNFL and was not at the direction of the UK Government. The fact that BNFL is a publicly owned company does not suffice to consider that BNFL’s decisions are imputable to the UK Government. Although the UK Government is BNFL’s sole shareholder, BNFL is autonomous from the UK Government in relation to its day-to-day commercial business and is required to operate on a commercial basis. BNFL submits its legal status as an underlying document. BNFL adds that throughout its negotiations with BE, BNFL kept its shareholder (the DTI) informed of its discussions with BE. It describes that as a typical commercial situation where a company has a controlling shareholder. The DTI indicated to BNFL that it would only approve (under BNFL’s corporate government arrangements with the DTI) revised arrangements with BE that were on a commercial basis for BNFL.
(153)
Greenpeace Limited is the UK arm of Greenpeace International, two of the main activities of which are campaigning to end the use of nuclear power and promoting the use of clean and renewable energy resources in the United Kingdom.
(154)
Greenpeace submits that, in capping BE’s contributions to the funding of nuclear liabilities, Measure A constitutes unjustifiable operating aid to BE and/or BE’s shareholders as a means of enhancing BE’s attraction to investors on the market.
(155)
According to Greenpeace, Measures B and C constitute unjustifiable operating aid since they confer ongoing support by BNFL acting or deemed to be acting as the State or at the behest of the State in circumstances where:
(a)
BNFL is an ailing undertaking which survives only with the benefit of State aid;
(b)
BNFL was party to tri-partite negotiations with the government and BE which led to the formulation of BE’s restructuring package immediately following BNFL’s own refusal to vary the terms of its contracts with BE; Greenpeace therefore asked the Commission to ask BNFL to produce copies of internal BNFL documents to see whether BNFL was privy to BE’s discussions with the UK Government;
(c)
the agreements are in any event lacking in genuine commercial character; according to Greenpeace, BNFL’s contracts with BE are not and were not commercial arrangements from the outset and look more like an artificial device designed to provide BNFL with a guaranteed income stream; the restructuring aid package continues to provide BNFL with this income stream;
(d)
the renegotiated pricing terms do not reflect the actual costs associated with the service provided but are linked to wholesale prices; since the advantage conferred by the contracts is ongoing and pursuant to an open-ended agreement, the aid involves long-term support for BE, not a one-off benefit designed to restore its viability; the benefit is therefore ‘operating’ and not ‘restructuring aid’ and cannot be compatible with the common market.
(156)
Greenpeace supports all Commission doubts, and concludes that the aid is incompatible with the EC Treaty. It stresses in particular that the restructuring aid would not only have an effect on the existing operators but would also deter competition from new entry because other incumbents and new entrants are prevented from exploiting their own efficiency. Supporting nuclear energy operators would in addition be inconsistent with the Government declaration on diversity of energy sources including renewables.
(157)
As far as the issue of overcapacity is concerned, Greenpeace is of the view that the ‘planning margin’ used by the National Grid for planning the need for future generation in order to maintain safe capacity is not the appropriate data to take into consideration for assessing whether there is overcapacity on the market. According to Greenpeace, it is likely that significant structural overcapacity already exists in the relevant market and is set to increase.
(158)
Greenpeace doubts that the closure of some of BE’s plants would be more expensive to the taxpayers since BE’s ability to contribute towards paying off its existing liabilities is doubtful. Greenpeace adds that in the short term perspective there is no reason to believe that the United Kingdom would not be able to achieve its targets under the Kyoto Protocol.
(159)
Greenpeace submits that according to reports commissioned by it, it is both practicable and safe to close down nuclear plants immediately or progressively. Greenpeace concludes that the option of partial or phased closure of BE’s plants may result in a more limited intensity of aid being required.
(160)
Greenpeace is of the opinion that the Euratom Treaty does not preclude any State aid analysis under the EC Treaty. In the absence of sectoral rules applicable to aid to the nuclear industry in the Euratom Treaty, the general State aid provisions of the EC Treaty should therefore apply. Greenpeace quotes Joined Cases 188 and 190/80 France and others v Commission (16). Greenpeace further contends that the aid measures relate to matters which may be regulated by the Euratom Treaty, only to the extent that they relate to the safety of nuclear installations on the safety aspects of decommissioning. Greenpeace concludes that the measures in question are not necessary to achieve the stated objectives and that continuing operating aid of any sort cannot be considered necessary to preserve safety in circumstances where there exists a safe, viable option of a phased total or partial closure of BE’s plants. According to Greenpeace, the Commission ought to have regard to the Community guidelines on State aid for environmental protection (17).
(161)
Powergen is one of the major actors in the electricity sector in England and Wales. It has a 11 % share of the generation capacity (BE has 14 %), and has significant supply business aimed at large industrial and commercial customers as well as SMEs and residential customers. It is owned by E-ON.
(162)
Powergen is against the aid package. It submits that the aid will allow BE to continue the operation of its nuclear plants that it would otherwise have closed. In this respect, Powergen disputes the UK authorities' view that the plants would be run in any event. Powergen is afraid that the aid would allow BE to offer artificially low prices in order to gain market share in the supply to large customer business and to enter the supply to households business. BE may also be able to fund investments in non nuclear generation.
(163)
Concerning compensatory measures, Powergen wishes to be consulted on any compensatory measure that would be put in place and suggest three possible ones:
(164)
Firstly, advancing the closure of the Dungeness B nuclear reactor to April 2004. According to Powergen, if this advanced closure was made known sufficiently in advance, there would be time for the market to build up the corresponding capacity to keep sufficient margin.
(165)
Secondly, ring-fencing the aid, by forbidding cross-subsidy between BE’s loss-making assets (the AGR plants) and other BE business, constituting BE’s generation and supply business into separate bodies with separate accountancy, and imposing specific controls on the use of cash by BE to ensure that it will not divert cash paid by the State to fund its nuclear liabilities to other uses. These measures should remain in place as long as the restructuring plan measures are in place.
(166)
Thirdly, preventing distortion of competition on the electricity retail market, by prohibiting BE from selling power below cost (the cost of acquiring the power from the wholesale market plus other sales related costs), imposing a cap on BE’s market share in its industrial and commercial supply business (a 20 % indicative cap is given), and prohibiting BE from entering new retail markets. These measures should remain in place as long as the restructuring plan measures are in place and there efficiency should be reviewed by the Commission after five years from implementation.
(167)
Concerning the return to viability, Powergen submits that the scenarios taken into account by the UK authorities to assert BE’s future viability are too optimistic, in particular as regards the availability of BE’s plants as compared to past benchmark.
(168)
Finally, Powergen considers that ‘it is well established that the state aid rules contained in the EC Treaty apply to the nuclear industry, notwithstanding the existence of the Euratom Treaty’. They refer to the same 1990 case as the one referred to by Greenpeace.
(169)
InterGen is a global power generation firm, with activities in all continents. It has a 2 % share of the generation capacity in England and Wales, with two plants operating and one in construction (BE has 14 %). It sells most of its electricity to the wholesale market, and a part of it through long term contracts. It is also active in the gas trading market. It is jointly owned by Shell and Bechtel.
(170)
Intergen submits that there is security of supply concern in the United Kingdom, and that nuclear safety could be managed by company receivers. They draw the Commission's attention to the fact that aid to BE has been and is damaging InterGen, and to the fact that other InterGen competitors, like Teeside Power Limited, which are among BE creditors, are also favoured as compared to InterGen within the framework of the restructuring plan. InterGen submits that, should the Commission authorise the aid, it and its affiliate should be compensated for the damage they suffer.
(171)
This third party submits that earlier press reports suggest a reprocessing price prior to BE’s restructuring of some GBP 1 000/kg heavy metal (HM). Following BE’s restructuring a price of some GBP 150/kg HM has been agreed between BNFL and BE, which is 85 % below the original agreement. It adds that the initial reprocessing contracts between BNFL and BE were prices at cost plus value, which means that the baseload customers could by contract obtain reprocessing only if they accepted (pro rata) assumption of full costs of reprocessing plus a profit mark up. Against this background, if the reprocessing costs agreed with the baseload customers cover costs only at the level of GBP 1 000/kg HM, this means that the new price now agreed with BE cannot in any way come near to covering costs. Even in the case of new contracts, the price amounts to GBP 1 000/kg HM (prices as at 2003).
(172)
It concludes that these prices indicate that BNFL has not acted as a private investor in a market economy in its negotiations with BE, unless BNFL would be willing to extend these favourable conditions to other customers.
(173)
Drax is the largest coal-fired electricity generator in Western Europe. It was previously part of the AES Corporation, a US based energy group with interests in generation, distribution, and supply of electricity throughout the world. On 5 August AES Corporation ceded control of Drax to its creditors. On 30 August 2003, Drax announced that it had entered into an exclusive arrangement with International Power plc to participate in the restructuring of Drax.
(174)
According to DRAX, Measures A, B and G all constitute state aid in the sense of Article 87(1) of the EC Treaty. DRAX agrees that Measures D, E and F do not constitute state aid. DRAX is of the view that the amount of aid is difficult to estimate. As regards Measure A, DRAX believes that its amount could be considerably greater than currently estimated in particular due to the fact that decommissioning liabilities are uncharted in the United Kingdom and that it is unlikely that BE would contribute to the nuclear liabilities costs. The UK Government will always remain ultimately responsible for the back-end and decommissioning liabilities. The UK government will never allow BE to fail. DRAX is of the opinion that the tax disregard itself should be notified as aid.
(175)
DRAX believed concerning the re-negotiation of contracts with BNFL that no private investor would ever have agreed such uncommercial terms committing it to significant present and future losses, irrespective of the hardship clause and the fact that BE is its largest customer. It is clear that the re-negotiation severely disadvantaged BNFL’s position. It will lead to a reduction of the fixed annual payment in respect of fuel supply agreement of between GBP 5 million and GBP 20 million per year. This view is confirmed by BNFL’s 2004 Accounts report. Besides it appears that even if BE had to be placed under administration, BE plants would continue to operate and have the same need for the supply of fuel as well as management services, processing and disposal of that fuel after it has been used. The question should then be whether the administrator would have been able to extract those terms from BNFL. In addition, BNFL could pursue other business opportunities if its business with BE were to be reduced. BNFL is not organised on the basis of the market investor principle. Consequently Measure B is state aid.
(176)
DRAX is of the opinion that the BNFL standstill agreement contained in Measure C also constitutes state aid since BNFL does not receive interest during the standstill period unlike the other participating creditors.
(177)
Drax further commented on the compatibility of the aid package. DRAX does not question the fact that BE is a firm in difficulty. However it is of the opinion that BE’s unhedged position was entirely due to a curious decision on the part of its management to sell its retail business. Besides, BE could have reduced its costs by closing some or all of its plants as it is more expensive to run some nuclear plants than it is to temporarily close them
(178)
Concerning the restoration of viability, DRAX is of the opinion that the proposed plan is not a real restructuring plan. Furthermore, BE is and will always be in a different position from its competitors. It will continue to generate power and sell into the market at any price and will exert a permanent downward pressure on price to the detriment of all other competitors.
(179)
DRAX objects to the UK Government’s use of SRMCs as the proper measure of the viability of BE. The restructuring relieves BE of the liabilities for the major costs of a nuclear generator. A company’s decision on whether or not to enter a particular market or indeed to continue to compete in that market will be based on whether it can, over a reasonable period, meet its average costs, plus realise a reasonable return on its investment. This is not the case of BE, which has all the commercial risk removed from it.
(180)
Concerning the duration of the aid, DRAX is of the opinion that the funding of open-ended liabilities so far into the future is not compatible with the guidelines. It also argued that ongoing operational aid cannot be considered to be limited to the minimum necessary. Furthermore, as regards BE’s own contribution, DRAX notes that there is an uncertainty about the proceeds of the sale of assets and that BE’s contribution to the NLF derives from aided cash flow which cannot be taken into account.
(181)
On the issue of over-capacity and compensation to creditors, DRAX notes that the capacity margin of 20 % quoted in the decision to initiate the procedure only concerns winter peak demand. According to the NGC, the capacity margin over average peak winter demand is 20,3 %. According to DRAX, it would be a rational approach for any operator of BE to close down a proportion of generating capacity during the summer months. This would result in a net saving.
(182)
DRAX believes that there are a number of compensatory measures and/or amendments to the restructuring plan which would go some way to ensure that the restructuring is in accordance with the guidelines and offers compensations for unaided competitors. DRAX proposes the following:
(a)
removing BE from the competitive market by creating a system of compulsory purchase of nuclear energy at a fixed price that would be similar to the Renewable Obligation. BE can never be properly restructured to allow it to compete on the merits with non-aided market participants. The best solution if BE generation cannot be withdrawn from the market is that BE’s output be partitioned from the competitive market. The price of the nuclear generated electricity would need to be regulated and could be set according to cost of capital and other traditional price regulation parameters. This would meet the UK government’s concerns regarding security of supply and nuclear safety and there would no longer be any distortion of competition;
(b)
reducing the term and re-balancing the risk of BNFL contracts in favour of BNFL;
(c)
divesting of Eggborough;
(d)
banning further acquisitions or acting as market leader;
(e)
obtaining a commitment of the UK Government on the one time last time principle.
(183)
DRAX also commented on the relationship with the Euratom Treaty. DRAX is of the opinion that the EC and the Euratom Treaties pursue complementary rather than conflicting objectives.
(184)
Comments were also introduced by the Trade Unionists for Safe Nuclear Energy (within a Balanced Energy Policy) - TUSNE (18), Mr Robert Freer (19), the UK Chemical Industries Association (CIA) (20), John Hall Associates (JHA) (21), the Energy Intensive Users Group (EIUG) (22), Terra Nitrogen (23), Energywatch (24), Teollisuuden Voima Oy (TVO) (25), National Grid Transco (26), the Royal Academy of Engineering (27), Enfield Energy Centre Limited (EECL) (28), the Energy Information Centre Ltd (EIC) (29), Major Energy Users’ Council Ltd (MEUC) (30) and a second third party willing to remain anonymous.
(185)
TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC and MEUC are all concerned about the security of supply in the United Kingdom and submit that closing down BE’s nuclear plants would create the risk of power cuts and be contrary to consumers’ interests. Some of them also stress that the withdrawal of BE’s nuclear plants would make the United Kingdom’s commitment under the Kyoto Protocol very difficult to achieve since they participate in the diversity of power supply. They submit that the cost to the economy of allowing BE to fail would far outweigh the price of its restructuring and that the aid is necessary.
(186)
The anonymous third party submits that BE is using the State support in order to aggressively gain market share at dumped prices. It quotes cases where BE allegedly offered prices 10 to 15 % below competition. It submits that such offers could not be sustained without State backing, and can therefore not be claimed to restore the company's viability.
(187)
TVO submits that it should not be inferred from the difficulties undergone by BE that nuclear power cannot be competitive in a liberalised electricity market.
(188)
National Grid Transco submits that the present capacity margin in England and Wales is smaller than originally foreseen, and cannot be considered as structural overcapacity. National Grid Transco refers to 20 % security margin as the level above which one may consider there to be overcapacity. National Grid Transco foresees that the security margin will be below 20 % until at least 2006, in an optimistic scenario. Pessimistic scenarios would see security always below 20 %, even declining to 8,5 % in 2009. National Grid Transco concludes that if any plant closure was to be requested as a compensatory measure, it would need to be communicated to the markets well in advance (three to four years) in order to allow the market to compensate for it.
(189)
EECL submits that all electricity generators (not only BE) have been hit by low wholesale electricity prices in the United Kingdom. EECL disputes the UK authorities’ view that SRMC should be the benchmark to establish the distortive effect of the aid, as these costs do not reflect a plant’s medium to long term viability. EECL submits that low forward market prices are the best indicator that there is structural overcapacity on the market.
IV. COMMENTS FROM THE UNITED KINGDOM ON THE INITIATION OF PROCEEDINGS
(190)
The UK authorities informed the Commission that local taxes were finally paid with normal interest.
(191)
As a preliminary comment, the UK authorities argue that even in the event that the Commission concludes that Measure B contains aid, the way the contracts are conceived ensures that any consequential benefit temporarily enjoyed by BE will automatically be eliminated with interest if the aid package is not authorised. The new contracts foresee that the new contracts will not take permanent effect if the aid package is not authorised.
(192)
The United Kingdom further comments on the private investor test. The United Kingdom submits that BNFL acted in the same way as any private creditor would. In particular the UK authorities argue that it cannot be said that the terms agreed by BNFL are more generous than those which would have been granted by a private creditor in comparable circumstances. The United Kingdom submits that it is necessary to analyse whether BNFL acted in a similar way to private creditors in renegotiating its contracts as defined by the Court of Justice in its judgment in DM Transport (31).
(193)
The United Kingdom argues that the Commission appears to have misunderstood the course of events. According to the UK authorities, BNFL did not resist the invocation of the hardship clause but, contrary to the Commission’s belief, had expressed itself willing to consider the possible amendments of the existing contracts prior to the announcement that BE had entered into negotiations with the UK Government. However following discussions with BE it became clear that no commercial offer which BNFL was reasonably able to make would be capable of resolving BE’s financial crisis in isolation. The development of a wider restructuring plan enabled the negotiations between BE and BNFL to restart and agreement was reached on terms which had many similarities to BNFL’s original offer. The United Kingdom considers that BNFL’s actions are consistent with those of a private creditor.
(194)
The United Kingdom adds that BNFL, as the only remaining commercial UK provider of nuclear fuel cycle services, would be particularly exposed in the event of BE’s insolvency; it would have no immediate income stream for the storing or reprocessing of the large quantities of AGR fuel already delivered to it and limited prospects of recovering much in the insolvency. It would have had to renegotiate a new spent fuel agreement with the liquidator or the Government with considerable uncertainty about the level of its ongoing remuneration. Faced with the same risk, disruption and uncertainty, the United Kingdom submits that a private creditor would undoubtedly have sought to participate in a restructuring that would necessarily have included the renegotiation of its contracts with BE with to a view to maximising the overall revenues and to ensuring BE’s viability was restored.
(195)
Furthermore, the United Kingdom submits that the fact that BNFL is publicly owned does not mean that BNFL’s actions were any less commercial as a result. It notes that BNFL is a public limited company incorporated under the Companies Act 1985. It has a board of directors consisting of executives engaged in its commercial activities and non-executive directors with corporate experience from other private sector activities. The board of BNFL has a duty to act autonomously in the interests of the company. The United Kingdom adds that the UK Government did not intervene to direct BNFL’s decision-making to encourage it to act other than commercially.
(196)
Finally, the United Kingdom has submitted an analysis of the creditor’s claims and the amounts compromised under the restructuring package.
(197)
The UK authorities conclude that Measure B should be considered as not containing State aid.
(198)
The United Kingdom submits that many of the same arguments set out in recitals (191) to (197) with respect to Measure B apply equally to Measure C. In particular the United Kingdom argues that it is necessary to consider the actions of BNFL in the context of its exceptional position as BE’s principal creditor, and with BE as BNFL’s largest customer. In view of the on-going long-term trading relationship between the two and the amount of BE’s liabilities to BNFL it is unsurprising that the standstill of liabilities to BNFL accounts for the largest absolute share of the benefit accruing to BE by virtue of the standstill arrangements. A private creditor in the same position as BNFL, with the greatest exposure in the event of BE’s insolvency, would have little option but to act similarly.
(199)
The United Kingdom also submits that it is wrong to contrast the standstill arrangements of BNFL on the one hand with those of all the other private creditors on the other. Without the participation of any significant creditor, the arrangements as a whole could not work. The United Kingdom submits a comparison of all BE’s outstanding debts with each party’s contribution to the standstill agreements and concludes that BNFL is actually contributing less as a percentage of its outstanding liabilities than most of the privately-owned creditors.
(200)
The UK authorities submit that paragraph 32 of the guidelines does not require the aid measures to be of limited duration. It requires that the restructuring plan be as short a duration as possible and that long-term viability be restored ‘within a reasonable time-scale’. According to the United Kingdom the intention of the guidelines appears to be that the grant of aid must be once-and-for-all and that it must not constitute ongoing operating aid. The intention is not to exclude aid to relieve long-tail liabilities.
(201)
The United Kingdom submits that the restructuring will be complete, that viability will be restored within a reasonable timescale and that the aid is once-and-for-all, even though BE’s liabilities are long-tail liabilities. BE will be cash generative from 2004 and will have positive annual operating cash-flows from 2005. Under the Re-listing scenario BE returns to viability in 2005. The restructuring plan is intended to secure that BE will stand alone without further support in the form of facilities from the UK Government from the date of restructuring; The restructuring plan demonstrates that this level of reserves generated by the company is sufficient to withstand reasonable downside scenarios and hence ensure viability.
(202)
On the issue of ongoing relief of current expenditure, the UK Government recalls that the Government’s undertaking covers only contracted historic liabilities, decommissioning liabilities and uncontracted liabilities associated with historic AGR spent-fuel, all PWR spent fuel and operational waste and other ancillary liabilities. The United Kingdom submits that contracted historic spent fuel liabilities relate to AGR fuel loaded into reactors prior to the restructuring effective date. BE has an obligation under the nuclear site licence to manage that fuel and consequently incur costs in so doing. These costs can therefore not be avoided.
(203)
A similar argument applies to the decommissioning of sites. BE will for these costs make contributions towards the decommissioning of the reactors to the Nuclear Decommissioning Fund and contribute consequently significantly to the overall decommissioning costs.
(204)
As far as the uncontracted liabilities associated with historic AGR spent fuel are concerned, the United Kingdom submits that these liabilities relate solely to AGR fuel loaded into reactors before the Restructuring Effective Date. The liabilities associated with PWR spent fuel concern all liabilities associated with PWR fuel loaded into the Sizewell B reactor. For the future liabilities BE will contribute GBP 150 000 for every tonne of PWR fuel loaded into Sizewell B after the Restructuring Effective Date. The level of contribution has been benchmarked against comparable international costs for spent fuel management with a view to covering all the future costs of PWR fuel. The remaining uncontracted liabilities relate to various types of non-fuel waste associated with the operation of BE’s plants and are not expected to be significant.
(205)
The costs of decommissioning and uncontracted liabilities are largely fixed and there is little scope for BE to increase them significantly through normal station operation. Besides any material increase in liabilities arising from a discretionary change in operating procedures for BE’s economic benefit or resulting from a breach of a minimum performance standard will have to be paid by BE. In addition, it is important to note that even if the Government directly pays for BE’s contracted liabilities, the Government support for decommissioning and uncontracted liabilities is in the form of a contingent guarantee. The United Kingdom submits that Measure A should not, therefore, be categorised as an ongoing relief of current expenditure. The accounting treatment of Measure A, which is accounted for in BE’s balance sheet as an asset, is consistent with this conclusion. BE is not in receipt of an on-going subsidy because Measure A is in no way related to the on-going operations of BE and the costs covered by Measure A will need to be borne irrespective of the duration and scale of BE’s future operations.
(206)
As to Measure B, the United Kingdom does not accept that it constitutes State aid.
(207)
The United Kingdom also submits that it is inappropriate to view Measure A as objectionable on the ground that it relieves BE from part of its ‘polluter pays’ obligations. Under the restructuring plan BE will be paying for pollution costs from future operations. In addition it will be contributing towards historic pollution costs through the cash sweep and its other contributions to the NLF. Without the Government’s undertaking, BE would have become insolvent and would have been unable to pay any future ‘polluter pays’ obligations.
(208)
The United Kingdom reacts further to the doubts expressed by the Commission in its decision to initiate proceedings on the question as to whether the restoration of viability of BE can be considered as mainly deriving from internal resources. The United Kingdom explains that the main reason for BE’s current predicament is its inability to meet unavoidable historic liabilities and regulatory and minimum safety requirements. Notwithstanding this the United Kingdom submits that the internal measures taken by BE are not insignificant. It has sold its stake in Bruce Power and in Amergen and is undertaking significant internal restructuring which will include the […]. It has also increased the proportion of medium term fixed price contracts, including with large industrial and commercial customers, with a view to limiting price risks in the wholesale market. In addition the most significant internal measures are its renegotiation of the fuel supply and spent fuel management contracts with BNFL.
(209)
Finally the United Kingdom considers that the guidelines require a balance to be struck between State contributions, private contributions and the company’s own contribution but does not mean that the company must be able to turn itself around without intervention from the State.
(210)
After having recalled why it is not possible to quantify precisely the costs of the nuclear liabilities, the UK authorities submitted that it is not necessary in this case to know the precise quantum of aid or to determine which measures amount to aid to reach a view on whether the package is the minimum necessary. The Government’s undertaking, covering defined categories of liabilities, is fundamental to the Restructuring Package and the restoration of BE’s viability. The UK authorities argued that the level of aid to BE is structurally minimised by the sale of assets (Bruce Power and Amergen), the reduction of liabilities owed to creditors, continued contribution by BE to the funding of its nuclear liabilities, other internal measures to reduce costs, and the mechanism by which BE will contribute in the future by 65 % of its free cash flow to the funding of its nuclear liabilities.
(211)
The UK authorities recalled the arguments presented in the notification according to which the aid has no impact on the competition structure since it has no impact on BE’s short run marginal costs which determine the day-to-day operations of a station. They recalled, based on updated data and comparisons with other Member States, that the market is not in structural overcapacity and claimed that, consequently, no compensatory measure should be imposed.
V. COMMENTS FROM THE UNITED KINGDOM ON COMMENTS FROM INTERESTED PARTIES
(212)
In their comments, the UK authorities concentrate on those observations which take issue with their position, while noting other observations which support their position.
(213)
The UK authorities first recall their reasoning regarding BE’s SRMCs and their position according to which the aid package would have no effect on competitors. The argument is further supported by figures on BE’s offers on the DSB market, which show that BE has no incentive not to maximise its profit by pricing at marginal cost. The UK authorities continue by noting that BE has no incentive to leave plants on the market that could not recover their avoidable costs. In this respect, they present cost analysis aimed at proving that the Dungeness B plant does cover its avoidable costs with reasonable assumptions on electricity market prices.
(214)
The UK authorities go on to recall their view on the fact that there is no structural overcapacity on the market. They indicate that Powergen had demothballed plants for winter 2003-2004, which would indicate that Powergen itself considers that there is no structural overcapacity on the market. The UK authorities recall their view on the absence of necessity of compensatory measures and give their view on each of the measures proposed by Powergen.
(215)
The UK authorities then recall their position on Measures B and C and stress, in particular, that BNFL based itself on external advice. They claim that Powergen’s position on these measures are based on wrong assumptions on dates.
(216)
On viability, the UK authorities contest Powergen’s opinion regarding BE’s plant’s reliability and have submitted to the Commission a report from external consultant for the purpose of checking viability hypothesis.
(217)
Finally the UK authorities state, contrary to what is claimed by Powergen, that if electricity prices did recover, the clawback mechanism would ensure that no unnecessary aid wasgiven to BE.
(218)
The UK authorities do not accept Greenpeace’s view that the aid should be examined as aid to shareholders. Such a theory would mean that any aid to a quoted company would be an aid to its shareholders. The UK authorities note that BE’s shareholders give up 97,5 % of their interest in BE’s equity capital.
(219)
The UK authorities again state that they do not consider that BNFL acted under Government pressure when renegotiating its contracts with BE and note that BNFL’s own detailed accounts of events, which were sent to the Commission in parallel, would demonstrate the opposite. The extract from BE’s 2002/2003 Report, and the article in ‘The Business’, referring to the collapse of talks between BNFL and BE in August/beginning September 2002 are wrongly interpreted by Greenpeace as a sign that BNFL acted later under pressure from the Government. On the contrary they would show that BNFL was not ready to participate in BE’s plans without other creditors bringing similar contributions. The UK authorities note that BNFL had already submitted the internal documents that Greenpeace suggested the Commission require from it. Concerning the contracts between BE and BNFL which according to Greenpeace are designed to provide BNFL with a guaranteed income stream, the UK authorities note that most of these contracts were signed or renegotiated after BE was privatised and that therefore these contracts could not have been imposed on BE by the Government. Finally, the UK authorities indicate that the link between BNFL’s concession and electricity prices is proof that BNFL behaved commercially, by requiring BE to share some of the possible benefits with it and not the opposite.
(220)
The UK authorities recall their view on the application of the polluter pays principle to this case. They consider that Greenpeace did not add any new fact or argument in this respect.
(221)
Regarding the impact of the aid on competition, the UK authorities first object to Greenpeace’s view that the effect of the aid package is to maintain an inefficient producer in the market. BE cannot be considered as an inefficient generator since its avoidable costs are among the lowest on the market. Its problems are only linked to historical liabilities. Furthermore, the UK authorities recall their view that the aid does not distort competition, and therefore does not deter any entry to the market.
(222)
The UK authorities state that Greenpeace’s comments on overcapacity on the market were flawed because they were based on outdated forecasts, they wrongly interpreted NGTransco’s benchmark for capacity margin, they used wrong figures for present capacity margin, they envisaged only the more optimistic of the three possible scenarios for the future, and they ignored the difficulties in returning certain mothballed plants to the market.
(223)
The UK authorities go on to question the economics of Greenpeace’s arguments on the impact on the taxpayer of the possible closure of BE’s plants. They explain that Greenpeace itself acknowledged that this closure would increase electricity prices. Furthermore, a study by Deloitte and Touche showed that the early closure of a single nuclear power plant could incur additional costs. The early closure of more than one plant would bring even more costs because of constraints in the Sellafield plant that is used for the treatment of radioactive material. Finally, the UK authorities mention that both reports attached to Greenpeace’s comments (by Large & Associates and ILEX) are based on outdated capacity figures from NGTransco and overoptimistic hypotheses. They attach to their comments a counter expertise on the reports, by George Yarrow and Tim Keyworth of DKY Limited.
(224)
Finally, on the basis of the foregoing, the UK authorities challenge Greenpeace’s view that the aid is not proportionate.
(225)
Firstly, the UK authorities challenge Drax’s view that the aid package shows that the UK Government will never allow BE to fail. They recall that the package is subject to the approval by the Government of BE’s prospects for viability.
(226)
Concerning Measure A, the UK authorities recall that the UK Government will not assume all BE’s decommissioning liabilities but will only make up the shortfall in the NLF. On the issue of the estimate of the costs in Measure A, the United Kingdom notes that requiring that there be absolutely no uncertainty in their computation would make it impossible to grant relief for such long term liabilities, which would lead to a perverse application of State aid rules and go against the objectives of the Euratom Treaty. The UK authorities also dismiss Drax’s claim that the fact that the UK Government bears ultimate responsibility for nuclear safety under international agreements constitutes a State guarantee, and recall that the National Audit Office’s ultimate involvement in this respect is irrelevant since it is independent from the Government.
(227)
Concerning Measure B, the UK authorities note that BNFL’s observations contradict Drax’s opinion that BNFL would fare as well if BE was insolvent. They also recall that the renegotiation of BNFL’s agreements with BE was done at arm’s length. Concerning Measure C, the UK authorities indicate that the absence of payment of interest by BE to BNFL during the standstill is to be analysed as a part of the whole involvement of BNFL in the restructuring plan rather than a single element, since the whole package was negotiated together. As a whole, the package does not disfavour BNFL as compared to other BE creditors.
(228)
Concerning Measure G, the UK authorities recall that they had previously put forward proof that business rates had been finally paid by BE, with due interest.
(229)
On the compatibility of the restructuring plan with the guidelines, the UK authorities challenge Drax’s view that the plan will not restore BE’s viability because BE will not cover all its present avoidable and non avoidable costs. The United Kingdom recall that for BE to survive, it is necessary that part of the burden of the past, the unavoidable costs, be lifted from it. But as soon as it is, BE will become viable again since it will not only be able to repay all its ongoing costs but also to bring a significant contribution to its unavoidable costs of the past. It is therefore economically more efficient to run BE’s nuclear plants in order to get some contribution to the payment of unavoidable costs of the past. Advancing the closure of BE’s plants would actually bring more costs.
(230)
The UK authorities reject Drax’ argument that the aid will induce BE to sell into the market at any price. They claim that, as a baseload generator, BE has no generation in reserve that it could sell in addition by cutting price. On the contrary, its interest is to sell its generation at maximum price. BE’s bondholders and shareholders will also ensure that BE does maximise its profit, since they will benefit from part of it.
(231)
The UK authorities also reject Drax’ argument that the restructuring plan is too long in duration. They explain that the actual requirement stemming from the guidelines is that BE’s viability be restored within a reasonable timescale. According to them, the effect of Measure A, which they claim is the only one that constitutes State aid, will appear immediately in BE’s balance sheet.
(232)
Regarding the existence of overcapacity on the market, the UK authorities indicate that Drax’s assessment is based on outdated figures and on an error on the benchmark NGTransco applies for capacity margin. Drax’s suggestion to close nuclear plants in summer would be economically dubious and could also raise nuclear safety or security of supply concerns. The UK authorities then examine each of the four compensatory measures and conclude that putting them in place would either endanger the balance of the restructuring plan or affect BE’s viability prospects.
(233)
The UK authorities explain that the price referred to by the third party (around GBP 1 000/kgU) refers to prices for baseload spent fuel management contracts. Baseload contracts were the first batch of contracts signed by BNFL with BE or companies that now are a part of BE. These contracts were supposed to cover largely fixed costs associated to BNFL’s spent fuel management facilities. Later on, BNFL signed with BE, or companies that now belong to BE, incremental, post baseload contracts that no longer had to include a costs element linked to the repayment of fixed costs. These new contracts were priced […], and therefore at a much lower price than the one quoted by the third party. Any meaningful comparison of prices charged by BNFL to BE before and after the renegotiation of their arrangements would have to be based on post baseload contract prices, which were the ones prevailing at the time just before the renegotiation, rather than on baseload contracts prices.
(234)
The UK authorities do not accept EECL’s claim that the announcement of the aid package has exacerbated wholesale price falls. According to the UK authorities, spot prices were volatile both prior to and after the UK Government’s announcement of its involvement in BE’s rescue on 9 September 2002. They did not however show a sharp fall. As for forward prices, they were relatively unaffected. Finally, forward prices for summer 2004 baseload have increased since September 2003 despite the agreement of the restructuring package.
(235)
The UK authorities then object to EECL’s observation that they wrongly based their conclusion on the premise that BE would decide whether to close its nuclear plants by examining their SRMCs rather than their avoidable costs. The UK authorities did examine the impact of the aid package on BE’s avoidable costs and proved that these remained well below forward market prices, which is the right basis for an operator to decide not to close a plant.
(236)
Finally, the UK authorities recall their arguments on the absence of overcapacity on the market.
(237)
The UK authorities object to Intergen’s view that appropriate security of supply could be achieved even if BE was insolvent via a security arrangement with the receiver. The UK authorities go on to note that the guidelines do not foresee any type of monetary compensation of the type Intergen suggests it should receive. Finally, as regards the various types of arrangements between BE and its creditors, including, inter alia, Intergen, TFE and Centrica, the UK authorities indicate that these are complex arrangements that were all negotiated commercially prior to the restructuring. They are unrelated to the State aid package.
(238)
The UK authorities have submitted quantitative information aimed at showing that BE’s prices in the DSB segment have been consistently above forward wholesale prices, and that BE secured less than 20 % of the business for which it tendered, which goes against the third party’s allegation that BE offered unduly low prices. The UK authorities go on to recall that they consider that BE, as a baseload producer, has no incentive to offer artificially low prices.
VI. ASSESSMENT
(239)
At least part of the measures in question concern issues covered by the Euratom Treaty and therefore have to be assessed accordingly (32). However, to the extent that they are not necessary for or go beyond the objectives of the Euratom Treaty or distort or threaten to distort competition in the internal market, they have to be assessed under the EC Treaty.
1. Euratom Treaty
(240)
The measures under review, and notably, measures A and B, would have an impact on the funding of nuclear liabilities and the treatment of spent fuel. Decommissioning and waste management constitute costs which are necessary for a correct and responsible operation of the nuclear industry. In the context of nuclear industry, the need to address the risks linked to the dangers arising from ionising radiations constitute one of its major priorities. In fact, the Commission notes that these two aspects of the nuclear chain are becoming increasingly important and necessary to ensure the safety of workers and of the population.
(241)
In this particular regard, the Euratom Treaty, takes due care of this objective while at the same time, aiming at creating the ‘conditions necessary for the development of a powerful nuclear industry which will provide extensive energy sources…’. These objectives are further reiterated in Article 1 of the Euratom Treaty, which establishes that ‘it shall be the task of the Community to contribute to the raising of the standard of living in the Member States (…) by creating the conditions necessary for the speedy establishment and growth of nuclear industries’. The relevance of this objective today has been underlined in the recent Green Paper of the Commission ‘Towards a European strategy for the security of energy supply’ (COM (2002) 321 final of 22 June 2002). Furthermore, Article 2(b) of the Euratom Treaty provides that the Community, in order to perform its task, shall establish uniform safety standards to protect the health of workers and of the general public and ensure that they are applied. Article 2(e) of the Euratom Treaty also provides that the Community shall make certain, by appropriate supervision, that nuclear materials are not diverted to purposes other than those for which they are intended. On this basis, the Euratom Treaty establishes the Euratom Community, foreseeing the necessary instruments and attribution of responsibilities to achieve these objectives. In this regard, and as confirmed by the Court of Justice, nuclear safety is a Community competence which must be linked to the protection against the dangers arising from ionising radiations, laid down in Article 30, Chapter 3 of the Euratom Treaty, relating to Health and Supply (33). The Commission, must ensure that the provisions of this Treaty are applied and can therefore adopt decisions in the manner provided for in this Treaty or deliver opinions if it considers it necessary.
(242)
The Commission notes that the evidence provided by the UK authorities shows that the effect of the measures under review are, amongst others, to preserve the safety of nuclear power stations, to ensure the safe management of the nuclear liabilities, to enhance security of supply by maintaining diversity of fuel sources in Great Britain as well as to avoid carbon dioxide emissions. Sections III and IV above detail the arguments brought forward by the UK authorities and by third parties in this respect.
(243)
When assessing this information and notably in determining as to whether these measures are necessary or fall within the objectives of the Euratom Treaty, the Commission notes that the state aids and measures are addressing the risks linked to the current situation of British Energy and its eventual impact on the referred objectives of the Treaty. In fact, the UK authorities have decided to intervene in support of British Energy, inter alia, with a view of ensuring the continuity of the conditions for a safe and secure nuclear industry, whereas at the same time maintaining in functioning the nuclear plants as an extensive energy resource. This intervention has taken place in a context of risk of bankruptcy of the major UK nuclear operator. The continuity of a specific economic operator is not directly linked to the continuity of its nuclear activities. However in a case of insolvency, safety and security and/or security of supply issues have to be dealt with. The Commission therefore understands that the UK authorities have addressed these risks in a correct and responsible manner in a way which is compatible with the objectives of the Euratom Treaty.
(244)
The three compensatory measures that will be described below even further reinforce the fulfilment of the Euratom Treaty objectives by ensuring that the public intervention will not be used for other purposes that than payment of nuclear liabilities. Finally, a system of cap and threshold for the three types of historic liabilities payment will ensure that enough funds are available for the fulfilment of these goals, while restricting the intervention to the minimum necessary for their achievement.
(245)
The Commission concludes that the measures foreseen by the UK authorities are appropriate to address the combination of objectives pursued and which are fully endorsed by the Euratom Treaty.
2. Aid in the sense of Article 87(1) of the EC Treaty
(246)
According to Article 87(1) of the EC Treaty, State aid is defined as aid granted by a Member State or through State resources in any form whatsoever which distorts or threatens to distort competition by favouring certain undertakings or the production of certain goods and affects trade between Member States.
(247)
It is obvious that the State’s intervention in BE’s restructuring plan is selective, since it favours only one undertaking.
(248)
Electricity is traded between the UK and other Member States via interconnectors to France and Ireland. Electricity has been traded between Member States for a long time and in particular since the entry into force of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity (34). According to figures sent by the UK in the notification, BE is the second largest electricity producer in capacity in England and Wales, and the third in Scotland. The State’s intervention in the restructuring plan may therefore clearly affect trade between Member States.
(249)
Among the seven restructuring measures, three: Measure D (Significant creditors restructuring package), Measure E (the new trading strategy) and Measure F (Assets disposal) do not derive from public resources. They can therefore not be qualified as State aid under Article 87(1) of the EC Treaty.
(250)
Measure A, in contrast, derives from public resources since it consists of a number of payments or undertakings to make payments by the UK Government. Since the payments from the UK Government will take over part of the Nuclear Liabilities that BE should normally have borne, Measure A also provides an advantage to BE. Taking into account all the above, the Commission concludes that Measure A is State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty. This is not disputed by the United Kingdom.
(251)
Measures B and C involve resources from BNFL (totally for Measure B and partly for Measure C), which is a publicly owned undertaking. Resources belonging to a publicly owned undertaking are State resources. In view of the above, Measures B and C are State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty if and only if they provide a competitive advantage to BE and the granting of this advantage is imputable to the State. Since this question was raised in the decision to initiate procedings, it will be analysed in depth in section VI(2)(b) below.
(252)
Measure G also involves resources from local authorities. Resources from such authorities constitute State resources. Measure G is therefore State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty if and only if it provides a competitive advantage to BE and the granting of this advantage is imputable to the State. Since this question too was raised in the decision to initiate proceedings, it will be analysed in depth in section VI(2)(a) below.
(a) On the existence of aid in Measure G
(253)
The UK authorities proved that local taxes addressed in Measure G were paid by BE with interest computed with the use of the reference and discount rate prescribed by the Commission for the United Kingdom. There is no specific provision in UK law that would require the use of any higher interest rate in the event that local taxes are deferred by local authorities. The Commission therefore considers that the rate that was used is a proper benchmark for deciding whether the tax deferral provides a competitive advantage to BE. In view of the above, the Commission concludes that Measure G does not constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(b) On the existence of aid in Measures B and C
(254)
In its decision to initiate proceedings, the Commission stated that ‘at this stage of its assessment, the Commission thinks that the renegotiation of the contracts between BNFL and BE can be considered as being State aid’. This was based on the fact that BNFL, a publicly owned company, announced that it was willing to amend the commercial terms of its existing contracts with BE only once BE had announced that it had initiated talks with the UK Government with a view to obtain financial support. It seemed doubtful that these contracts were renegotiated at arm’s length. The Commission came to the same preliminary conclusions as regards Measure C.
(255)
Using the data that was made available to it since the initiation of proceedings, the Commission has carried out a more in depth analysis as to whether Measures B and C met the criteria to be considered as State aid, and in particular whether they entailed a competitive advantage to BE. It came to the following conclusions:
(256)
Measure B consists of the renegotiation of contracts between BNFL, a publicly owned company, and BE. The Commission has examined whether Measure B confers an advantage on BE that no private operator would have conceded to this ailing firm in similar circumstances. In other words, the Commission has considered whether BNFL acted in conformity with the market economy creditor principle when agreeing to Measure B.
(257)
For this purpose, the Commission has in particular examined whether the renegotiation of BNFL’s contracts with BE were done at arm’s length and whether the concessions made by BNFL were of a commercial nature.
(258)
The first question the Commission has to consider is whether the new arrangements between BNFL and BE were negotiated at arm’s length. It has to be recalled that BNFL is BE’s largest single creditor and that BE is BNFL’s biggest customer. The Commission has therefore examined whether the conditions accepted by BNFL could have been accepted by a private operator put in a similar position. Within the context of a supplier faced with the difficulties of its major customer, this consists in checking whether BNFL acted as a diligent private creditor trying to maximise the chances of recovering its claims (35).
(259)
The Commission has examined the relevant reports of BNFL’s legal and financial advisers and extracts of BNFL’s board meetings, which were submitted by BNFL.
(260)
First, the Commission notes that BNFL already asked its advisers to consider its position vis-à-vis BE at the beginning of 2002, when BE first invoked the hardship clause of its agreements with BNFL. It was not possible to reach the definitive conclusion that the conditions of the hardship clause were indeed fulfilled, but its board instructed BNFL to consider the possible deals which would address BE’s difficulties, under the ex plicit condition that any deal must be commercially advantageous for BNFL.
(261)
The reports submitted by BNFL, that were written at that time, illustrate the particular situation of BNFL as a creditor and supplier of BE and analyse the impact of BE’s insolvency on BNFL. They conclude that in view of the great exposure of BNFL, a solvent restructuring would be in BNFL’s best interests, but not at any cost. They therefore define a proposed package of concessions to BE, and follow the evolution of this package during the negotiations with BE. It is clear from these reports that during these negotiations, BNFL always kept its initial idea which was to try and best preserve its interest by avoiding that BE be put under administration, but not at all cost, and within a balanced deal.
(262)
The UK authorities have submitted that BNFL’s renegotiated agreements must be seen as a package, and compared with the position BNFL might have been in if BE had become insolvent, rather than picking out individual elements. The reports submitted by the UK authorities and by BNFL conclude that the Final Term Sheets are more advantageous to BNFL than any insolvency scenario.
(263)
In view of the above, the Commission has come to the first conclusion that, in case of insolvency of BE, BNFL would be put in a very uncertain and most likely disadvantaged situation.
(264)
It is true that BE insolvency would not automatically mean that all its nuclears stations would be immediately closed nor would affect completely the need of decommissioning of existing stations and the management of historical spent fuel.
(265)
But in the case of an insolvency of BE, the Commission considers that BNFL would have been in a more difficult position to negotiate to whoever would be BE’s successor, either for running the stations or for decommissioning them. This would have implied a lot of risks and uncertainties, that a private investor has to take into account when considering the renegotiation of arrangements, in particular with its main client. The fact that BNFL’s advisors studied carefully this alternative gives a clear indication that BNFL took due account of these facts.
(266)
Trying and achieve a solvent restructuring of BE was therefore indeed the commercial interest of BNFL.
(267)
After having established this initial conclusion, the Commission considered the impact of the renegotiated agreements on BNFL revenues in view in particular of third parties’ comments, in order to check in more microeconomic terms whether these renegotiated agreements could have been accepted by a private company in a similar position.
(268)
As far as spent fuel management is concerned, spent fuel obligations are split between historic and future liabilities.
(269)
As far as the historic spent fuel liabilities are concerned, under Measure A of the restructuring plan, the UK Government will take over all these liabilities from BE (36).
(270)
Concerning future spent fuel management, the existing arrangements were amended. BNFL has submitted the following table concerning the new spent fuel management arrangements which shows that BE will pay BNFL on a sliding scale. The data in italics have been added by the Commission:
Table 7
New spent fuel management arrangement prices
Outturn electricity price (38) in GBP/MWh real 2003 terms
Unit amount of (rebate)/surcharge in GBP/MWh real 2003 terms
(in comparison with the original contracts)
Net unit amount of spent fuel payment in GBP/MWh real 2003 Terms
Payment in GBP/kgU (37)
14,8 and below
- 0,6
[…]
15
- 0,5
16
0
17
0,5
18
1
19
1,5
20
1,75
21 and above
2,0
(271)
It is important to note that the rebates and surcharge in Table 7 are in comparison with the arrangements for the management of spent fuel that were in place just before the restructuring, and not with older arrangements. This is the right benchmark for the analysis of BNFL’s concessions to BE, since this represents what BNFL would have received from BE had BE not run into difficulties. In contrast, comparing the new arrangements with older contracts, like the initial, baseload, contracts to which the first anonymous third party refers, would make no sense in terms of analysing the actual concessions made by BNFL during the negotiation of the restructuring plan.
(272)
Table 7 shows that if the outturn electricity price is less than the strike price of GBP 16/MWh, BNFL will grant a rebate to BE in comparison with the pre-restructuring spent fuel management arrangements. If the electricity price is greater than the strike price, BNFL will be paid a surcharge in comparison with the payments it received under the original spent fuel management arrangements.
(273)
As observed in recital (270), the income BNFL receives for the management and disposal of future spent fuel is dependent on wholesale UK electricity prices. Such a disposition cannot be construed by itself as non-commercial. It is rather usual in the sector, where actors want to share the risks linked to the large potential fluctuations in prices.
(274)
In order to check whether these price levels could have been accepted by a private company, the Commission checked to which extent they would allow BNFL to cover its avoidable costs in view of the foreseen evolution of electricity prices. Indeed, where faced with the likelihood of losing such a crucial customer as BE is for BNFL, a private company would be ready to go as far as decreasing its prices down to those costs that it could avoid by closing its operations. These costs are precisely the avoidable costs.
(275)
In this case, under the new spent fuel management arrangements, BNFL will receive title to the spent fuel when it is delivered by BE. This means that final disposal of this fuel will have to be handled by BNFL, which was not the case under the previous arrangements (39). Since this is an additional charge for BNFL as compared to previous arrangements, one cannot simply rely on the comparison between previous payments and new payments and conclude that BNFL recovers its avoidable costs as soon as electricity wholesale price exceeds GBP […]/MWh. On the other hand, the new spent fuel arrangements do not prescribe the way BNFL must handle the spent fuel to which it has title. BNFL can choose whether it wishes to reprocess the fuel before final disposal or not.
(276)
A further analysis is necessary, based on the actual avoidable costs for BNFL, including charges for final spent fuel disposal.
(277)
The Commission asked the UK authorities to provide it with a detailed description of these costs. Documentation provided by the UK authorities in this respect indicates that BNFL will cover its avoidable costs as soon as electricity prices are above a GBP […]/MWh to GBP […]/MWh range, depending on whether BNFL allows for risk provisions. The slight difference with the GBP […]/MWh figure in recital (275) is mainly due to the fact that ponds for long term storage already exist in BNFL’s site, and are presently in use for storage of fuel prior to reprocessing. […]
(278)
In order to cross-check this evaluation, the Commission has compared avoidable costs as computed by the UK authorities with costs reported by another source.
(279)
Greenpeace has published on its web site a report by Gordon MacKerron of National Economic Research Associates (40). This report quotes figures of USD 200/kgU (GBP 110/kgU (41)) for the temporary storage of spent fuel, and USD 400/kgU (GBP 220/kgU)for its final storage. According to the author of the report, they were extracted from an American study (42). There are many differences between the American types of reactors (primary LWR ones) and BE’s ones. Furthermore, it is not clear from the report whether the costs to which it refers are avoidable costs or include fixed costs elements, which would be out of the scope of the following analysis. They are also very dependent on discount rates since most ultimate disposal costs will be incurred far in the future. The Commission has used these figures nonetheless because it considered that figures published by a third party were a relevant source for the cross checking of figures sent by the UK authorities.
(280)
In view of the figures stated in recital (279), the electricity price above which BNFL could recover its costs would be GBP […]/MWh. These figures must now be compared with the anticipated evolution of electricity prices.
(281)
The proper benchmark for this comparison is the development of electricity prices now and in the future as expected by BNFL when the new arrangements between BNFL and BE were negotiated. It is indeed against that potential background that BNFL assessed the value of its concessions to BE.
(282)
From the documents provided by BNFL, it appears that the general expectations were that prices would stay in the range of GBP 16/MWh to GBP 19/MWh in the near future, and then raise to higher, more sustainable values.
(283)
In its assessment of the final terms of the plan, BNFL used four possible scenarios. Only the most pessimistic of them featured electricity price values staying consistently below GBP 17/MWh, reaching only values of around GBP 16,5/MWh in the medium term. The three others assumed that these prices would reach values around GBP 18/MWh as soon as 2007, and then gradually reach prices ranging from around GBP 19,5/MWh to GBP 23/MWh.
(284)
BNFL’s assessment of the renegotiation of its arrangements with BE was therefore done against a background of price evolution forecasts that were such that, even in the most pessimistic assumptions, prices would enable it to recover its avoidable costs as valued internally, and that in all but the most pessimistic scenario, prices would enable it to recover its avoidable costs as valued by Gordon MacKerron.
(285)
The actual evolution of electricity prices was finally higher than even the most optimistic of all four scenarios used by BNFL. Indeed, various price reporting agencies have reported values above GBP 20/MWh for winter baseload prices in the near future, even reaching figures as high as GBP 27/MWh (43). As far as summer prices are concerned a value of around GBP 20/MWh has been reported by the same agencies. The scenarios used by BNFL were therefore globally rather pessimistic.
(286)
One can conclude from this that BNFL expected to be able to cover its avoidable costs under the new arrangements, despite the fact that it would bear the costs of final disposal of spent fuel.
(287)
Similarly, the analysis of the new fuel supply arrangements, which are much simpler since they contain a variable charge that is not indexed on electricity prices, show that BNFL will cover its avoidable costs for fuel supply in all cases.
(288)
An in depth examination of avoidable costs therefore reveals nothing to suggest that BNFL acted uncommercially. To the contrary, the actual evolution of electricity prices suggests that BNFL may very well improve its position as compared to the previous situation, while at the same time having shown enough flexibility to allow its main customer to remain in the market.
(289)
After having examined the renegotiation from a microeconomic point of view, the Commission has checked whether BNFL was treated on an equal footing with that of private creditors of BE. In this second step of analysis, the Commission has examined whether the concessions made by BNFL are similar to those of the private creditors.
(290)
The information submitted by the United Kingdom and BNFL show that:
(a)
even if BNFL established terms with BE prior to the negotiation by BE of individual terms with each of its major creditors, it required the inclusion of a clause allowing the withdrawal of the suggested concessions in the event that any other material creditor was offered more favourable terms than BNFL;
(b)
in the whole negotiation process, BNFL always checked that other private BE creditors would be asked to contribute in a comparable way to that of BNFL;
(c)
detailed quantified comparison of the creditors’ claims and the amounts compromised under the finally agreed restructuring package shows that relative to other creditors, BNFL has forgone a smaller proportion of outstanding liabilities. It must be also noted in this respect that BNFL had no security of its debt over any of BE’s assets.
(291)
Therefore, the Commission concludes that BNFL was treated on an equal footing vis-à-vis the private creditors. This further indicates that BNFL did not behave differently in the restructuring plan negotiation than private creditors.
(292)
The Commission considers that the conclusion above gives sufficient proof that BNFL acted in conformity with the market creditor principle, and that therefore Measure B does not involve State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(293)
Moreover, the Commission considers that in the present case there is no indication whatsoever of the imputability of BNFL's behaviour to the State. The imputability condition was recalled by the Court of Justice of the European Communities in its judgment in Stardust (44). As the Court held, it cannot be automatically presumed that a measure is a State aid because it was taken by a public undertaking. It is not sufficient that the body granting the aid is a public undertaking within Article 2(1)(b) of Commission Directive 80/723/EEC of 25 June 1980 on the transparency of financial relations between Member States and public undertakings (45). The fact that the public authorities may exercise directly or indirectly a dominant influence does not prove that they actually exercised that influence in a given case. As explained by Advocate General Jacobs in his opinion on the Stardust case (46), the imputability to the State of an aid measure taken by a public undertaking may be inferred by a set of indicators from the circumstances of the case and the context in which the measures were taken. The Advocate General gives a list of facts and circumstances which could be taken into account in his view such as the evidence that the measure was taken at the instigation of the State, the scale and the nature of the measure, the degree of control which the State enjoys over the public undertaking in question and a general practice of using the undertaking in question for ends other than commercial ones or of influencing its decisions.
(294)
On the basis of the submissions of the UK Government and of third parties, the Commission has examined whether Measure B (and Measure C) could be attributable to the conduct of the State. It took into account the fact that BNFL decided well before BE’s financial distress was publicly announced and well before the UK Government announced its role in a potential solvent restructuring that it was in its best interests to make concessions to ensure the ongoing solvency of BE. From a chronological point of view, there is no evidence that the renegotiation took place at the instigation of the State. On the contrary, the fact that BNFL did not finally accept to participate in the restructuring plan before the UK Government announced its involvement can be viewed as proof that BNFL was not ready to save BE at any cost, and would preferred to wait for the intervention of the State, like all other creditors did.
(295)
The Commission also took into account that according to UK law it is the fiduciary obligation of BNFL’s directors to act in the best commercial interests of BNFL in order to maximise value and minimise financial exposure on the basis of the information available to them at the relevant time. This is substantiated by the relevant extracts of Board meetings minutes available to the Commission.
(296)
On the basis of all the above elements, the Commission concludes that Measure B does not constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(297)
Measure C consists in standstill agreements concerning payments due by BNFL and a number of significant financial creditors of BE for a period starting on 14 February 2003 and ending at the earliest on 30 September 2004. Unlike other participating creditors, BNFL will not receive interest during the standstill period.
(298)
On the basis of the information available, the Commission notes that BNFL’s financial advisers’ reports, which were drawn up at the time BNFL was negotiating with BE, conclude that in its share of the restructuring package, BNFL has not conceded more overall than other creditors, as is shown by a comparison of each significant creditor’s contribution. As mentioned in recital (290), BNFL had no security over any of BE’s assets.
(299)
Furthermore, the Commission concludes that agreeing not to demand the payment of interest in order to preserve the agreed solvent restructuring option is conform to the behaviour of a private creditor aiming to ensure that the best possible commercial option available is preserved. The analysis of BNFL’s financial and legal advisers shows that demanding the renegotiation of the standstill conditions would have put at risk the whole of the agreements with BE and, above all, the solvency of BE as such. The risk would have been significant in that demanding the payment of interest would have led to BE’s insolvency, which BNFL thought would not be favourable to its interests. In renouncing to these interests, BNFL has acted in in a manner consistent with the conduct of a private creditor wishing to ensure the best revenue possible.
(300)
To conclude, the Commission could not establish that the part of Measure C involving BNFL was imputable to the State, for the reasons set out in the assessment of Measure B in recitals (256) to (296).
(301)
The Commission has therefore come to the conclusion that Measure C does not contain State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
3. Compatibility assessment under the EC Treaty
(302)
Article 87(1) of the EC Treaty provides for the general principle of prohibition of State aid within the Community.
(303)
Article 87(2) and 87(3) of the EC Treaty provide for exemptions to the general incompatibility set out in Article 87(1).
(304)
The exemptions in Article 87(2) of the EC Treaty do not apply in this case because the aid measures do not have a social character and are not granted to individual consumers, they do not make good the damage caused by natural disasters or exceptional occurrences and they are not granted to the economy of certain areas of the Federal Republic of Germany affected by its division.
(305)
Further exemptions are set out in Article 87(3) of the EC Treaty. Exemptions in Articles 87(3)(a), 87(3)(b) and 87(3)(d) do not apply in this case because the aid does not promote the economic development of areas where the standard of living is abnormally low or where there is serious underemployment, it does not promote the execution of an important project of common European interest or remedy a serious disturbance in the economy of a Member State, and it does not promote culture and heritage conservation.
(306)
Only the exemption in Article 87(3)(c) of the EC Treaty may therefore apply. Article 87(3)(c) provides for the authorisation of State aid that is granted to promote the development of certain economic sectors, where such aid does not adversely affect trading conditions to an extent contrary to the common interest.
(307)
In the guidelines, the Commission spelled out the preconditions for a favourable exercise of its powers of appreciation according to Article 87(3)(c) in cases such as this one.
(308)
In its decision to initiate proceedings, the Commission expressed a number of doubts on the compatibility of the restructuring plan with the guidelines. These doubts were recalled in section 3) above. The following sections present the assessment and the final conclusions of the Commission on each of those doubts.
(a) On the restoration of BE’s viability
(309)
The award of restructuring aid requires a feasible, coherent and far reaching restructuring plan capable of restoring the long-term viability of the firm within a reasonable time span and on the basis of realistic assumptions. According to point 32 of the guidelines, the improvement in viability must derive mainly from internal measures contained in the restructuring plan and may be based on external factors such as variations in prices and demand over which the company has no influence if the market assumptions made are generally acknowledged.
(310)
Point 33 of the guidelines require the Member State to submit a restructuring plan describing the circumstances that led to the company’s difficulties and considering scenarios reflecting best-case, worst-case and intermediate assumptions. Point 34 of the guidelines adds that the plan should provide for a turnaround that will enable the company after completing its restructuring to cover all its costs including depreciation and financial charges. The expected return on capital should be enough to enable the restructured firm to compete in the market place on its own merits.
(311)
In its decision to initiate proceedings, the Commission raised several issues in relation to the restoration of viability of BE. These doubts were based on two observations. Firstly, the time span of certain items of Measure A and of Measure B seemed unlimited, which raised doubts as to whether the restructuring plan would allow BE to become able to face competition again on its own feet within a reasonable time frame. Secondly, it seemed that the restructuring plan did not include enough measures internal to BE.
(312)
The doubts of the Commission related in particular to Measures A and B. In view of the long duration of Measure A and the open ended nature of Measure B, the Commission wondered whether the restructuring aid in favour of BE was not awarded in the form of an on-going subsidy which would be contrary to the requirements of the guidelines. This concern was shared by third parties such as Drax.
(313)
As far as Measure B is concerned, the Commission came to the conclusion that it does not contain state aid in the sense of Article 87(1) of the EC Treaty. Consequently, the issue related to the open ended nature of Measure B is no longer relevant.
(314)
As regards Measure A, the Commission was concerned that the costs related to the decommissioning of the nuclear plants could arise until 2086 and that the financing of the costs associated with the management of PWR spent fuel loaded into the Sizewell B reactor of BE was also open-ended.
(315)
Concerning the decommissioning costs, the Commission notes that these costs will occur in the future but relate to the construction of nuclear plants which took place in the past. The Commission accepts the UK argument that it is not possible to quantify precisely the amount relating to decommissioning in view of the absence of precedent for AGR plants and the fact that it will be done in the distant future with possible technological evolution. In addition, the UK Government submits that decommissioning costs are already largely fixed and that any material increase in liabilities arising from a discretionary change in operating procedures for BE’s economic benefit or resulting from a breach of minimum performance standard will have to be paid by BE. In addition it is important to recall that the intervention of the State is foreseen in case of shortfall of the funding through the NLF.
(316)
Taking into account the particular nature of the nuclear industry that does not allow the handling of radioactive material before its radiation rate has reached safer levels and the inevitable time-scale of financing the decommissioning liabilities, the Commission concludes that part of Measure A relating to those liabilities cannot be qualified as on-going subsidy to BE since they are defined and relate to costs already incurred. A provision for these costs has already been made in BE’s balance sheet. The Commission concludes further that the late payment of the aid linked to these costs cannot be viewed as postponing the restoration of viability to the future.
(317)
Concerning the financing by the State of the management of PWR fuel loaded into Sizewell B, the Commission recalls that BE will contribute to the NLF in the amount of GBP 150/kgU for PWR fuel loaded into the Sizewell B reactor after the Restructuring Effective Date.
(318)
This value is certainly lower than the total costs of PWR spent fuel management, including final disposal. Indeed, this total cost was estimated by BE itself in its 2001/2002 accounts at GBP 240/kgU. The fact that only a part of these costs are covered by the BE payments to the NLF confirms that the NLF contribution to the management of this fuel contains State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(319)
In order to decide whether this aid is open-ended, the Commission must determine the split of the total costs between avoidable costs and unavoidable costs.
(320)
Unavoidable costs are sunk. It is thus economically rational for a company to operate as long as it can cover its avoidable costs, so that as much sunk cost as possible can be repaid. Granting aid for unavoidable costs therefore clearly gives an advantage to the beneficiary company in that it shifts its breakeven point. For companies facing difficulties, it aims precisely at helping them to return to viability more quickly. But since the company would operate in any case as soon as it cover its avoidable costs, aid to cover unavoidable costs does not result in artificially prolonging the life of the company. Such aid is therefore not open ended.
(321)
In contrast, aid aimed at covering avoidable costs, in particular variable costs, aims at artificially maintaining in operation a company that would otherwise have no economical reason to prolong its activities. Such aid is open-ended in that it ensures the company’s viability only if it is not limited in time.
(322)
The UK authorities have indicated that, out of the GBP 240/kgU costs referred to in recital (318), about GBP […]/kgU were avoidable. The remaining costs are mostly related to the unavoidable costs linked to the construction of the final repository for both historic and future PWR spent fuel, which will be done on the Sizewell B site. This repository is scheduled to be available late in this century, which, in view of the discounting effects, explains the relatively small value of these costs as compared to costs in other countries.
(323)
The figures provided by the Gordon MacKerron report referred to in footnote 38 cannot be used for the purpose of cross checking this estimate since the report does not indicate the extent to which they include unavoidable costs.
(324)
In order to cross-check the UK authorities’ evaluation, the Commission has used information available to the public concerning the Finnish nuclear programme, which is one of the most transparent nuclear programmes in the world. Like Sizewell’s waste, the waste produced by Finnish nuclear reactors will not be reprocessed before it is ultimately disposed of. The costs of the management of Finnish spent fuel is estimated by the Finnish company in charge of the disposal at EUR 325/kgU (GBP 217/kgU (47)), of which EUR 217/kgU (GBP 145/kgU) are related to avoidable costs (48).
(325)
The Commission notes that these figures are similar to the ones provided by the UK authorities. The Commission considers that they confirm the indication that a GBP 150/kgU payment is sufficient to cover avoidable costs of spent fuel management, plus a part of the unavoidable costs thereof.
(326)
In view of the above, the Commission concludes that the restructuring plan does not provide for an on-going subsidy to BE and that its duration is compatible with the guidelines in view of the specificities of the nuclear industry and the obligations of the UK under the Euratom Treaty (49).
(327)
The Commission notes that the UK Government has submitted a detailed plan containing a market survey and scenarios reflecting best-case, worst-case and intermediate assumptions, as required by point 33 of the guidelines. They have in addition provided a detailed cash-flow analysis updated in July 2004.
(328)
The plan describes in detail the origin of BE’s difficulties and the measures which have been or will be introduced to address these as already summarised in paragraph II(2)(c) of this Decision. The restructuring plan foresees the implementation of a new trading strategy (Measure E) seeking to address the unhedged position of BE. In securing more medium term fixed price sales of its output, BE aims at reducing the volatility of cash flows and reinforce its long-term viability. It will also reduce its exposure to wholesale electricity prices in the United Kingdom whilst continuing to maintain a reliable route to market through a mixture of contract terms, access to flexible generation through Eggborough and the Direct Sales to Business focusing on I & C consumers. Measures A and B aim at addressing the issue of the high proportion of non-avoidable costs faced by BE as a nuclear operator in partly relieving BE from its historic nuclear liabilities including historic spent fuel liabilities and decommissioning costs and in reducing its costs for future front end and back end fuel contracts with BNFL. In addition, the plan foresees the renegotiation of three out-of-money purchase agreements and the sale of BE’s North American assets which should contribute to solving BE’s problem linked to high shorter term non-avoidable costs in the form of financing expenses. As regards the third cause of BE’s difficulties, the significant unplanned outages, BE has defined a plan, the PIP, designed to improve the reliability of BE’s nuclear plants. In particular, the PIP foresees an increased investment in capital and staff to improve the quality of maintenance and the availability of its plants. Furthermore one of the vulnerabilities considered is the scenario where the availability of BE’s plants’ does not improve. Under that scenario, BE would still be cash generative.
(329)
The financial projections submitted by the UK Government indicate that viability would be restored within a reasonable time-scale since BE would be cash generative from 2004 and would have positive annual operating cash flow from 2005.
(330)
On the basis of the above, the Commission concludes that the restructuring plan addresses the problems at the origin of BE’s difficulties and is based on realistic assumptions as required by the guidelines, in particular in view of the evolution of electricity prices and the implementation of the PIP.
(331)
In its decision to initiate proceedings, the Commission doubted whether the restoration of viability could be considered as deriving mainly from internal measures. In particular, the Commission wondered whether the economies realised by BE following those measures were only due to concessions by creditors and suppliers and not any rationalisation of BE’s activities.
(332)
Following the opening of proceedings, Drax commented on this point. It is of the opinion that BE’s restructuring is not a real restructuring since it does not derive from internal measures and gives BE the guarantee that it will never be allowed to fail. Besides it adds that there is some uncertainty about BE’s contribution to the restructuring and that closing some nuclear plants would have been a better option. This last comment is shared by Greenpeace. The United Kingdom contests this view and replied that the package is subject to the approval by the Government of BE’s prospects for viability. The UK Government also made the point that the guidelines require a balance to be struck between State contributions, private contributions and the company’s own contribution but do not mean that the company must be able to turn itself around without intervention from the State.
(333)
The Commission accepts that the restructuring must not only be based on internal measures but can also include measures from the State and private parties such as creditors and suppliers. The Commission notes that BE has already implemented the following measures: it disposed of its North American assets (Measure F) and […]. From a commercial point of view, the Commission takes note of the fact that in line with its new trading strategy (Measure G), BE has increased the number of medium term fixed contracts to reduce its unhedged position. Furthermore, BE is not released of its nuclear liabilities but will contribute to the funding of the NLF.
(334)
As explained in section VI(3)(c)(v) below, the Commission also takes into account the fact that the closure of one or several BE nuclear plants is not a feasible option and that disposing of Eggborough would threaten BE’s prospects of returning to viability and would be disproportionate.
(335)
Considering the measures already undertaken and to be undertaken by BE and taking into account the fact that the issues at the origin of BE’s difficulties are addressed by the restructuring plan, the Commission concludes that the requirement of point 32 of the guidelines is fulfilled.
(336)
Some third parties have questioned in particular the prospects of return to viability of Dungeness B, which is the oldest of BE’s nuclear plants.
(337)
Powergen, the third party which best substantiated its reasoning, based its analysis of Dungeness B’s situation on a review of the power plant’s cost structure as originally submitted by the UK authorities, and set out in the decision to inititate proceedings.
(338)
According to Powergen, Dungeness B is a very inefficient power plant. Historic figures show that its load factor is small. Powergen estimates it at 46 %. With such a load factor, the power plant would produce about 4,5 TWh per year. According to Powergen producing this amount of electricity would cost about GBP 73,8 million, taking into account avoidable costs only. Powergen concludes that Dungeness B’s avoidable costs are about GBP 16,4/MWh where the electricity baseload price on the wholesale market is GBP 16/MWh (50).
(339)
In their comments on Powergen’s analysis, the United Kingdom authorities gave their own view on Powergen’s counter analysis of Dungeness B’s viability. According to the UK authorities, there are two mistakes in Powergen’s analysis. Firstly, Powergen’s hypothesis on the plant’s total costs was too low. BE’s data suggests that actual Dungeness B costs are higher than was estimated by Powergen, in particular for operation and maintenance costs. This tends to increase Dungeness B’s costs per MWh.
(340)
In contrast, the UK authorities consider that Dungeness B’s efficiency record has much improved in recent years. They claim that, since historical data show it is improving, one should not take for the future the hypothesis that it will perform like it did in its worst years, but rather that it will perform like it did in the most recent years. This would raise the power plant’s load factor to 61 %. This tends to decrease Dungeness B’s costs per MWh.
(341)
Taking into account both considerations in recitals (339) and (340), the UK authorities calculate Dungeness B’s avoidable costs as approximately GBP […]/MWh where the electricity baseload price on the wholesale market is GBP […]/MWh.
(342)
The Commission has examined Dungeness B’s avoidable costs, taking into account different hypotheses, depending on which estimates are correct for total costs and load factor. It has arrived at the following matrix:
Table 8
Dungeness B’s avoidable costs per MWh where the electricity baseload price on the wholesale market is GBP 16/MWh.
UK authorities’ hypothesis for output
Powergen’s hypothesis for output
UK authorities’ hypothesis for costs
[…]
[…]
Powergen’s hypothesis for costs.
[…]
GBP 16,4/MWh
(343)
Taking into account the sharing of the benefit of electricity price increases where the electricity baseload price on the wholesale market differs from GBP 16/MWh between BE and BNFL, the Commission has computed the electricity strike price above which Dungeness B covers its avoidable costs in the different hypotheses:
Table 9
Electricity baseload price on the wholesale market above which Dungeness B covers its avoidable costs
UK authorities’ hypothesis for output
Powergen’s hypothesis for output
UK authorities’ hypothesis for costs
[…]
[…]
Powergen’s hypothesis for costs.
[…]
GBP 16,8/MWh
(344)
In view of Table 9, it appears that in all but the worst scenarios, Dungeness B is able to recover its avoidable costs, and is therefore not loss making, as soon as the electricity baseload price on the wholesale market is above about GBP […]/MWh. This strike price corresponds to baseload electricity prices on the wholesale market, which, as was shown in recitals (282) to (285), is now reported as sometimes being well above GBP 20/MWh, and was in any case always expected to range between 16 and GBP 19/MWh even in the short term during which Dungeness B will remain operational. Furthermore, the Commission notes that, with present electricity prices, Dungeness B is able to cover its avoidable costs even under the most pessimistic scenario.
(345)
The Commission therefore considers that Dungeness B is a viable asset.
(b) On the question whether the aid is restricted to the minimum necessary
(346)
In its decision to initiate proceedings, the Commission expressed doubts as to whether the aid was restricted to the minimum necessary, because the State aid nature of Measure B, C and G was not established, and because the exact amount of aid in Measure A was not fixed.
(347)
The Commission notes that it concluded in sections VI(2)(a) and VI(2)(b) above that Measures B, C and G do not constitute State aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty. The aid package is therefore restricted to Measure A only.
(348)
Measure A includes State aid aimed at meeting three categories of liabilities: the management of historic spent fuel, the management of uncontracted liabilities, and the decommissioning of nuclear power plants. At the time of the initiation of proceedings, the liabilities linked to each of these three categories, and consequently the State aid attached to them, was only estimated, but not capped.
(349)
Liabilities linked to the management of spent fuel represent the largest share of the total liabilities. They consist in the payment to BNFL of management services for fuel loaded in BE’s reactors prior to the restructuring plan’s effective date. These services are already contracted, and the amount owed by BE to BNFL in this respect is well defined in most circumstances.
(350)
For this reason, the Commission still considers that the extent to which these liabilities could be funded by the UK Government should be capped. The UK authorities have therefore accepted to turn their original estimate for these liabilities, namely GBP 2 185 000 000 (51) into a cap for the aid linked to such liabilities.
(351)
In contrast, liabilities linked to the decommissioning of nuclear power plant and to uncontracted liabilities are difficult to quantify precisely.
(352)
The decommissioning of nuclear plants is a very specific activity. There is little experience world wide of totally completed work in this field (52). Experts indicate that such costs may be 15 % of the total investments costs or more (53), or 50 % of the nuclear part of the investment (54). Even if such estimates proved completely consistent and accurate, one would need to compute the exact original investment costs in a power plant in order to estimate its decommissioning costs, which would be particularly difficult for old power plants like BE’s, for which costs history is very imprecise.
(353)
Furthermore, most of BE’s plants are AGR plants, which are not only different from plants existing in other countries, but also to a certain extent different from each other. One can therefore not expect to build on experience acquired either in other countries or in the United Kingdom to improve the accuracy of BE’s reactors’ decommissioning costs estimate.
(354)
Similarly, uncontracted liabilities are by their very nature difficult to determine. They relate mostly to the final disposal of spent fuel. The manner in which nuclear fuel will be finally disposed of in the United Kingdom remains uncertain, as the experience of the Nirex Intermediate Level Waste repository has shown. Experience in other countries has also shown that finding places to dispose of certain types of waste can be both technically and politically challenging. It is very hard to quantify with sufficient precision the cost of an activity where so little information is available as to how it will be achieved. Information forwarded by the UK authorities also shows that estimates of storage costs by institutions of other Member States may vary drastically.
(355)
In view of the above, the Commission considers that trying to determine a maximum cost for decommissioning and uncontracted liabilities would only be possible with a large margin of error. There would be a serious risk of overestimating that value.
(356)
This is why, in this case, the Commission considers that setting a highly uncertain and probably overestimated value as a cap for the aid would actually go against the minimum aid necessary requirement, as uncertainty margins may, where they do not materialise, turn into scope for granting unnecessary aid.
(357)
A much better way to ensure the fulfilment of the minimum necessary principle would consist in not trying to compute a cap for the aid but, rather, setting up a mechanism aimed at ensuring that future expenditure will be restricted to the minimum.
(358)
The UK authorities have therefore undertaken to put in place a series of mechanisms in this respect. In particular:
(a)
categories of liabilities the cost of which can be taken over by the State will be precisely defined;
(b)
the UK authorities will closely monitor these costs via the Nuclear Decommissioning Agency (NDA); This monitoring will be both ex ante and ex post;
(c)
decommissioning activities will be tendered by the NDA, which will ensure that costs are kept to market standards;
(d)
the NDA activities themselves will be ultimately controlled by the UK Department of Trade and Industry and the National Audit Office;
(e)
to further strengthen the Commission’s control on the spending, the original aggregate estimate of both liabilities (e.g. GBP 1 629 000 000 (55)) will be used as a threshold. Should the cumulated expenditure linked to the two liabilities exceed this threshold, the Commission will receive enhanced reporting both on payments made to meet liabilities costs and on steps taken to minimise these costs. This report shall be based on analysis carried out by independent accounting experts.
(359)
It could be possible that some very limited payments due by BE to BNFL in the framework of spent fuel liabilities exceed their original estimate. This is the case in particular where some spent fuel elements do not conform to specification and require special treatment. Indeed, in such a case, existing arrangements contracts between BE and BNFL allow the normal spent fuel management price to be increased. Should this happen, amounts to be paid by the State to discharge BE from these liabilities in excess of the original estimate would be counted against the GBP 1 629 000 000 threshold mentioned above, without that threshold being altered.
(360)
For the purpose of computing the amounts referred to in recitals (350) and (358), the Commission considers that the normal Commission reference rate should be used. Nevertheless, given the length of the period concerned the reference rate should be adapted every five years (56).
(361)
It is important to note that the cap and threshold referred to in recitals (350) and (358) apply to all expenditures made to meet liabilities, be they funded by the NLF or by the State. This means that the cap and threshold mechanism will automatically take account of moneys available in the fund.
(362)
Finally, the restructuring package also contains a tax disregard with respect to the increase of the accounting value of BE’s power plants due to the fact that part of the liabilities that are attached to them will be paid for by the UK Government. Since these liabilities used to be laid down in BE’s accounts, their partial and potential relief by the UK Government’s undertaking increases their value by an amount potentially up to the maximum value undertaken by the UK Government.
(363)
Under normal UK accounting and financial rules, this increase should be taxable. Its disregard by the Government is therefore a potential competitive advantage for BE within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty. However, the potential taxation would decrease BE’s ability to fund the liabilities itself, which would in turn increase the UK Government’s actual liabilities. Hence, all or part of the State aid element in the tax disregard may be offset by the increase in the final funding of the liabilities to be met by the Government. The actual State aid element in the tax disregard is only equal to that part of the disregard that is not offset by the increase of payments to be made by the UK Government to honour its undertaking to meet the nuclear liabilities.
(364)
This increase in power plant value is only artificial, since the liabilities will still remain until the UK Government undertaking is called for, and to the extent that it is actually available, and will have to be met as much as possible by the NLF to which BE contributes. Furthermore, should the Government have paid for the shortfall in liability funding in another way or at another time, for example through ad hoc grants paid at the time the liabilities were actually incurred, it is possible that no tax disregard would have been necessary.
(365)
In view of the above, the Commission considers that the State aid element in the tax disregard does not go beyond what is necessary for the aid to meet the restructuring objective.
(366)
Finally, the Commission notes that any increase in BE’s profits, like in the case of an increase of electricity prices, will largely be destined to finance BE’s contribution to the NLF. Such increase in BE’s contribution would automatically imply a reduction of the amount of aid.
(367)
The Commission considers that the mechanisms described above will altogether ensure that the State aid contained in Measure A will be reduced to the minimum necessary.
(c) On the avoidance of undue distortion of competition
(368)
Point 35 of the guidelines provides that ‘measures must be taken to mitigate as far as possible any adverse effects of the aid on competitors’.
(369)
Except in exceptional cases where the size of the relevant market is negligible at Community and at EEA level or the firm’s share of the relevant market is negligible, such measures must be implemented in order for the aid element of a restructuring plan to be compatible with the Common market. They must take the form of a limitation of the company’s presence on the market and be in proportion to the distortive effect of the aid. A relaxation of the need for these measures may be contemplated where they could lead to a manifest deterioration in the structure of the market.
(370)
Where they are necessary, the form and extent of compensatory measures depend on the market capacity position. Where there is structural overcapacity on the market, compensatory measures must take the form of an irreversible reduction of production capacity. Where there is no structural overcapacity, compensatory measures may still be required, but they may take other forms than irreversible reductions of production capacity.
(i) The relevant market
(371)
Footnote 20 of the guidelines indicates that the relevant geographical market usually comprises the EEA or, alternatively, any significant part of it if the conditions of competition in this area can be sufficiently distinguished from other areas of the EEA.
(372)
Electricity has been traded between Member States for a long time and in particular since the entry into force of Directive 96/92/EC.
(373)
However, electricity trade between Member States is limited by physical constraints due to shortfalls in interconnection capacity. These constraints are all the tighter where geographical limitations further limit the opportunities for the development of new interconnectors.
(374)
Within the framework of trans-European networks policy, the Commission has made a list of such bottlenecks in the internal electricity market. Annex 1 to Decision No 1229/2003/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 laying down a series of guidelines for trans-European energy networks and repealing Decision No 1254/96/EC (57) shows that the United Kingdom is one of those geographical regions that are insufficiently connected to the rest of the network for the single market to function as a whole entity.
(375)
On top of its insulation from the rest of the Community’s electricity network, the United Kingdom’s electricity market is further characterised by its very specific trading system. This specific trading system, known as the New Electricity Trading Arrangements (NETA), is based mostly on bilateral contracts between generators, suppliers and customers, as opposed to more classical pool markets. Conditions of competition on NETA are very different from those on a pool market, as is evidenced by the fact that the transition in the United Kingdom from a pool structure to NETA in 2001 resulted in a large drop in electricity wholesale prices.
(376)
At present, NETA covers only England and Wales. However, the Scottish market is very much linked to NETA via the indexation of electricity prices in Scotland to prices witnessed in England and Wales. Furthermore, NETA is planned to be very soon extended to Scotland. The resulting Great Britain market is due to start operations in 2005. It must be noted though that Scotland will represent only a small part of this market, as installed capacity in Scotland is no more than slightly above 10 % of installed capacity in England and Wales.
(377)
The Northern Ireland electricity market will not be joined to the Great Britain market in the foreseeable future. Indeed, electricity links between Great Britain and Northern Ireland are for the moment weak (its nominal power is 0,5 GW, which represents less than 1 % of the registered installed capacity in Great Britain). Competition conditions in Northern Ireland will therefore remain very different from those in Great Britain.
(378)
In view of the above, and since BE operates only in Great Britain, the Commission considers that the relevant geographical market for the purpose of this Decision is Great Britain (58).
(379)
According to figures submitted by the UK authorities, the total installed capacity in the 15 States that were Members States at the time the restructuring plan was notified is about 565 GW. The total registered installed capacity in Great Britain is about 10 % of that value. Furthermore, the United Kingdom market, of which the Great Britain market represents about 95 %, is one of the largest in the EEA, second only to those of Germany and France. It can therefore not be considered that this market is negligible at Community and EEA level.
(380)
BE’s capacity represents about 14 % of the registered capacity in England and Wales and about 24 % in Scotland. BE can therefore not be considered to have a negligible share of the relevant market.
(381)
To conclude, there are many other actors in the relevant market than BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power and Powergen to name only a few major ones. Should BE disappear, the relevant market would neither become a monopoly, nor a tight oligopoly.
(382)
The findings above confirm the Commission’s initial market analysis as described in the Decision to initiate proceedings. The Commission notes that none of the third parties that submitted comments questioned these preliminary findings.
(ii) Capacity situation on the market
(383)
In its decision to initiate proceedings, the Commission made it clear that the assessment of the capacity situation of an electricity market should take account of the physical specificities of electricity, and of the potentially enormous disturbance that electricity black-outs can create both for the economy and for citizens’ everyday life. The assessment of the existence of structural overcapacity should therefore include a sufficient capacity margin such as to allow the satisfaction of peak demand under any reasonable scenario.
(384)
The Commission noted that the capacity margin existed on the relevant market was not particularly high as compared to international standards and to past values. It noted however that there might have been room for a small decrease in that capacity margin as compared to a few other Member States or to values in the United Kingdom in 1995/1996.
(385)
Third parties’ comments as regards the existence of structural overcapacity have focused on the evolution of prices, and on the assessment of the existing capacity margin in Great Britain.
(386)
Some third parties have indicated that there was a link between the evolution of electricity prices and the existence of structural overcapacity on the market. They consider that in such a competitive market as NETA, price plays the role of a signal for the need of new capacity. Where new capacity would be needed at a specific period in the future, the foreseen shortfall in capacity for this period would trigger an increase of corresponding forward prices. Prices would reach such a level as to enable the recovery of new plant construction costs, which would trigger new entry on the market.
(387)
At present, according to these third parties, although they have been increasing in the recent past, prices would not yet have reached a sufficient level to trigger new entry. This would demonstrate that there is overcapacity on the market.
(388)
The Commission acknowledges that there is a relationship between prices on a market and the capacity situation on that market. However, it considers that electricity markets like NETA are too complex to allow a definitive conclusion to be drawn as to the existence of structural overcapacity on the market on the basis only of price observation.
(389)
Firstly, unlike in markets structured around a pool, there is no such thing as a clearing price in NETA. NETA is based around bilateral contracts, that may take very different forms, and that do not always provide very transparent price reporting mechanisms. Power exchanges like UKPX are more transparent, but they do not represent a sufficient share of the market to make it possible to to draw significant conclusions. Furthermore, they focus on short term trade and are hence of limited use for gaining knowledge on future trends. One therefore has to rely on price indexes reported by independent sources like Heren or Argus. These price indexes themselves have their limits, since they represent only the wholesale market, which is about two thirds of the total exchanged electricity, and are therefore unable to catch non extreme shortfalls in foreseen electricity generation.
(390)
Secondly, the reasoning in recital (389) is based on the assumption that forward prices represent faithfully the market situation in the future. The Commission considers this might not always be the case. As a matter of fact, these prices reflect a more complex situation, rather based upon what both the buyer and the seller think their position will be in the future. This means that they are based on expectations on the future market, which can be very far from the reality, since both demand and offer are subject to many fluctuations on this market. In other words, forward prices do not really represent the balance between demand and offer in the future, but rather what current actors think the balance will be. Aside from fuel price fluctuation, this is one of the reasons why forward prices can fluctuate a lot with time, even for a fixed period in the future.
(391)
Thirdly, even if one accepts that reported prices are totally pertinent and reflect faithfully the offer and demand, there is a logical gap between the conclusion that prices do not allow the full repayment of new entrants’ costs and the conclusion that there is overcapacity on the market, and even more so that there is structural overcapacity on the market.
(392)
In view of the above, the Commission considers that the observation of prices alone is not a sufficiently reliable indicator to decide whether an electricity market such as NETA is in a situation of structural overcapacity.
(393)
The Commission notes however that since the time BE encountered difficulties, winter forward prices have very much increased. Various price reporting agencies have reported values above GBP 20/MWh for winter baseload prices in the next few years, even reaching figures as high as GBP 27/MWh (59). The upward trend seems to be continuing and sustainable. New entrant costs estimates range between GBP 20/MWh and GBP 25/MWh (60).
(394)
The Commission trusts that the existence of overcapacity is easier to assess by analysing the actual physical figures of installed capacity and peak demand. The margin by which installed capacity exceeds average cold spell peak demand (61) is known as the system’s capacity margin. In this framework, to assess whether the market is in structural overcapacity means to assess whether the present and foreseen capacity margin is adequate.
(395)
It is obvious that setting a definitive quantitative norm for adequate capacity margin is a very difficult task. The norm would have to depend on a number of parameters that vary from one network to the other. It would also depend very much on the level of security of supply to be achieved, which would in turn be linked to less objective notions, like the psychological impact of a given period without electricity in a specific region.
(396)
Furthermore, even if all physical and psychological parameters were under control, the necessary capacity margin would certainly also depend very much on market structure. Some experts believe that more liberalised markets need less capacity margin than strongly regulated centralised markets, although most agree that quantifying this effect is not possible at present in view of the lack of historical evidence.
(397)
Also, comments by third parties provide different views on the capacity margin that should be adequate for Great Britain. Most of the comments which address this issue quote figures from the England and Wales network operator’s (NGTransco) Seven Year Statements. In these statements, NGTransco states that it considers that a 20 % capacity margin should be the nominal benchmark for planning purposes. It hints though that smaller capacity margin could be possible for real time management of the system, and refers to a possible 10 % figure for such a use.
(398)
Drax and Greenpeace have suggested that this 10 % figure should be used as the proper reference for adequate capacity margin for the purpose of the assessment of the existence of structural overcapacity. Other organisations have preferred to keep the reference to the 20 % figure, including institutes commissioned by Greenpeace to provide reports on the subject (62).
(399)
In its own observations, NGTransco made it clear which of the two figures it considered should be used for the purpose of assessing the existence of structural overcapacity, by stating ‘In our role as System Operator for England and Wales, we would consider that any plant margin below the 20 % level can not represent overcapacity within the England and Wales market’.
(400)
In view of the above, the Commission considers that the 20 % level is a proper benchmark to assess the capacity situation in the England and Wales market. Although the Scotland market will soon be joined to the England and Wales market, it is still very much physically segregated from it. The 2 200 MW interconnection between the two regions is too small to allow a completely flexible use to balance each region’s lack or excess of power. As a matter of fact, it is nearly always used for export of energy from Scotland to England and Wales. Because of this major constraint, the Commission considers that the 20 % benchmark should be increased while considering the global Great Britain figures.
(401)
The England and Wales market is by far the largest geographical segment of the Great Britain market. It is also the segment on which most of the economical data are set, since prices in Scotland are set in line with the England and Wales data. The vast majority of third parties’ comments also concentrate on the England and Wales segment. The Commission has therefore begun its analysis of the market with this segment.
(402)
Historical experience has proven that the interconnector between the two segments was nearly only used for export from Scotland to England and Wales. NGTransco considers this interconnectors’ capacity as a source of power for England and Wales. Conversely, Scottish Power, which is the Scottish operator responsible for the part of Scotland that shares a border with England, considers the interconnection’s capacity to be dedicated to export. In view of the above, and to be consistent with both past experience and the hypothesis put forward by the local operators, the Commission will consider in the rest of this Decision that the England and Wales/Scotland interconnector’s capacity is attributed to England and Wales.
(403)
There is only one network operator for the whole of England and Wales: NGTransco. The Commission has based its analysis of the capacity situation on this segment on NGTransco’s forecast, which are published periodically in the company’s Seven Year Statement.
(404)
Since the opening of proceedings, NGTransco has revised its forecast for capacity margin in the England and Wales market. A new forecast was sent to the Commission with NGTransco’s submission. An even newer version of the same forecast has been published by NGTransco in its 2004 Seven Year Statement (63).
(405)
The Commission used this later newer version for the purpose of its analysis. Indeed, this newer version is based on the same fundamental hypothesis, in particular for input data, as that taken in the forecast that was considered as relevant by NGTransco in its submission to the Commission. It only incorporates more up to date input on market development.
(406)
This forecast envisages three scenarios. The most optimistic scenario (SYS background) assumes that generation availability will correspond to signed transmission contracts. The most pessimistic scenario (‘existing or under construction background’) assumes that no plants other than existing ones and plants currently under construction will be available. The intermediate scenario (‘consents background’) assumes that available plants will be the existing ones, the ones already under construction and the ones for which necessary consents under the Electricity Act and the Energy Act have already been granted.
(407)
The following chart summarises the forecast in the three scenarios.
Table 10
2004 NGTransco capacity margin scenarios for England and Wales
Scenario
2004/05
2005/06
2006/07
2007/08
2008/09
2009/10
2010/11
SYS background
22
21
23,1
26,8
24,5
25,6
22,5
Consents background
22
21,1
22,8
24,3
21,6
22,5
19,1
Existing and under construction background
22
21,1
18,7
17,1
14,5
12,8
9,5
Note: Capacity margin is over ACS peak demand. Interconnectors with France and Scotland are assumed to be fully used for import.
(408)
The three scenarios differ principally on the latest years, which is not surprising in view of the fact that their underlying hypotheses make differences mainly in the future. However, these years are not as relevant to assess the existence of structural overcapacity at present on the market.
(409)
In the next three years, the three scenarios foresee a capacity margin between 18,7 and 23,1 %, with an average of around 21,5 %. This value is slightly above the 20 % benchmark. However, the difference between 21,5 and 20 % of the ACS peak demand is 1,5 % of 57 000 MW (64), that is, 855 MW. This value is smaller than any of British Energy’s nuclear plants’ capacity. As it is furthermore the result of a statistical average, the Commission considers that it cannot be deemed to be statistically significant enough to represent a structural overcapacity.
(410)
In the following years, the difference between the three scenarios grows, which makes it even more difficult to draw meaningful conclusions from them. However, the Commission notes that during these years the average of the three scenarios fluctuates between 17,0 and 22,7 %, with two years at around 20,2 % This seems to indicate that there is an overall tendency for the capacity margin to stay very much around 20 %, including some margin of error.
(411)
The Commission concludes from the above that there is no structural overcapacity on the England and Wales electricity market.
(412)
In contrast with England and Wales, there are two network operators in Scotland: Scottish and Southern Electricity and Scottish Power. These two operators publish forecasts for their own regional area. These forecasts are however less detailed than NGTransco’s as to possible scenarios for the future. For these reasons, the Commission has concentrated its analysis for Scotland on the present situation, for which there is less need to envisage various scenarios.
(413)
Since neither of the two Scottish operators has submitted comments to the Commission in the context of these proceedings, the analysis is based on documents available to the public. For Scottish and Southern Electricity, the Commission used the figures provided in its 2003 Seven-year Statement (65). For Scottish Power, the Commission used the figures provided in its April 2003 Transmission Seven-year Statement (66).
(414)
The following chart summarises forecast peak demand and installed capacity in the various geographical regions for 2004/2005.
Table 11
Great Britain Capacity and demand forecasts for 2004/2005. All figures are in MW
Capacity connected to Scottish Power’s network
7 127
Capacity connected to Scottish and Southern Electricity’s network
2 844
Capacity connected to NGTransco’s network, excluding interconnectors
63 998
Ireland/Scotland interconnector capacity
500
France/England interconnector capacity
2 000
Available capacity in Great Britain
76 469
Maximum demand in Scottish Power’s zone
4 269
Maximum demand in Scottish and Southern Electricity’s zone
1 684
ACS peak demand in NGTransco’s zone
55 900
Aggregate peak demand (67)
61 853
(415)
Capacity margin for Great Britain is therefore about 23,6 % (68). This figure is higher than the 20 % benchmark referred to in recital (400), but as was noted, the 20 % benchmark that applies to a flexible network such as the one in England and Wales has to be increased to accommodate constraints in networks with bottlenecks. Furthermore, these figures are computed on the hypothesis that both interconnectors with Northern Ireland and France are available at full capacity for imports, which is not always granted. Should these interconnectors be used for export at the time of ACS peak demand, their capacity should be netted of the available capacity, and at the same time added to the power demand, which would decrease the capacity margin to 15,5 %.
(416)
In view of the above, the Commission considers that there is no statistically significant structural overcapacity on the Great Britain market.
(417)
In view of the above, the Commission judges that there is no structural overcapacity on the relevant market.
(418)
Compensatory measures in the form of irreversible reduction of production capacity are therefore not mandatory.
(iii) Impact of the aid on competition on the relevant market
(419)
Since there is no structural overcapacity on the relevant market, the Commission must assess the necessity of compensatory measures and the form they should take on the case’s merit. Possible compensatory measures must take account of the potentially distortive effects of the aid on competition.
(420)
‘The UK authorities argue that the aid package has no impact on competition. According to them, within NETA, power plants’ economical ability to generate is determined by their short run marginal costs (SRMC). At a given time, the market operates as if power plants were called by their SRMC ranking, from the lowest to the largest, until their cumulated capacity reaches demand. Electricity price at that time is set by the SRMC of the last power plant called, which is known as the marginal power plant.
(421)
According to the UK authorities, the aid is aimed solely at the nuclear plants. It would not change their SRMC to such an extent as to modify their rank in the SRMC order. Furthermore, BE’s nuclear plants’ SRMC would be such that they are at all times below the marginal plant’s SRMC. The aid would never have an impact on BE’s competitors’ ability to generate, nor the price at which they can sell the electricity generated. There would therefore be no impact on BE’s competitors.
(422)
The Commission considers that the UK authorities’ reasoning might hold in a perfect market based on a single totally transparent auctioning process. However, as was explained in recitals (389) and (390), NETA is not such a market.
(423)
The Commission considers that the aid may have an impact on BE’s competitors in many ways. Two of them might have a major impact on competition.
(424)
Firstly, BE does not only own nuclear power plants. It also owns the Eggborough coal fired plant, which is by itself as big as some of BE’s competitors’ total capacity.
(425)
BE could use the aid it receives for its nuclear plants for the benefit of the Eggborough power plant.
(426)
For instance, it could use this money in order to fit Eggborough with flue gas desulphurisation devices that would allow it to comply with new environment regulations, which would in turn extend significantly the plant’s lifetime.
(427)
Alternatively, BE could also use the funds made available by the aid in order to purchase more non-nuclear generation assets.
(428)
Admittedly, BE needs some flexible source of electricity generation to compensate for its nuclear stations’ inflexibility. Whenever the aid allows BE to extend its non nuclear portfolio, it allows it to have more internal access to flexible generation, and therefore increases its possibility to offer better deals to its customers, while at the same time decreasing its need to purchase flexible generation from its competitors.
(429)
Secondly, NETA is not a single market. NETA comprises in particular a wholesale market segment, in which generators sell electricity to suppliers and a direct sales to business (DSB) segment, in which generators sell electricity directly to large end users.
(430)
Generators generally sell electricity on the DSB market with a premium over the wholesale market (69). It is thus preferable for a generator to sell electricity on the DSB market segment.
(431)
While analysing the impact of the aid, one should therefore consider not only the global amount of electricity sold by each generator, but also the spread of its sales on the wholesale and DSB market segments.
(432)
One element of the BE restructuring plan aims to increase the company’s share in the DSB segment. In order to do so, the company will have to try to offer DSB customers a competitively low premium over wholesale electricity prices. BE will be able to finance part or whole of this competitive offer via the decrease in its nuclear plants’ SRMC.
(433)
Therefore, even though BE’s plants’ SRMC ranking might remain the same and hence not have any impact on its competitors’ load, the variation of their level will allow BE to shift part of its sales from the wholesale market to the DSB market. This in turn will shift part of the competitors’ output from the DSB to the wholesale market. In this way, the aid might increase BE’s profits and decrease those of its competitors.
(434)
In view of the above, the Commission considers that the aid has a significant impact on BE’s competitors, and that compensatory measures are necessary to mitigate this impact.
(iv) Compensatory measures to be implemented
(435)
Compensatory measures must strike a balance between the need to mitigate the impact of the aid on competitors and the need to preserve the beneficiary company’s prospects of viability.
(436)
For this purpose, the Commission considers that compensatory measures should target precisely the mechanisms by which the aid could be detrimental to BE’s competitors.
(437)
This means that compensatory measures in this case should aim at ensuring that BE will not use the aid granted by the Government for the purpose of unduly increasing its flexible generation portfolio or gaining DSB market shares.
(438)
This goal has lead the Commission to ask for three compensatory measures. These compensatory measures were proposed by the UK authorities on the basis of the measures suggested by BE’s competitors in their submission.
(439)
As was explained in recital (437), one way the aid could potentially have a greater impact on BE’s competitors would be if, instead of paying for charges incurred by BE’s nuclear fleet as intended, it was used for the purpose of improving BE’s non nuclear generation capacity.
(440)
This would allow BE to compete with its competitors’ plants more easily (70), and would give it more access to flexible generation than it presently has, which would in turn decrease BE’s need to purchase this flexibility from outside.
(441)
In order to avoid this possibility, BE’s different businesses should be separated into different legal entities with separate accounts.
(442)
For this purpose, BE’s structure should be modified in such a way that nuclear generation, non-nuclear generation, sales to the wholesale market and DSB sales are established in separate subsidiaries. The aid should be attributed solely to the nuclear generation business.
(443)
Cross subsidisation between the various subsidiaries should be forbidden.
(444)
This prohibition should be implemented as much as possible through the companies’ licensing regime and as such monitored by the Great Britain electricity system regulator: OFGEM. However, the Commission recognises that operators’ licences cannot be modified freely by OFGEM, which has a duty to consult third parties on such modifications and take account of comments received.
(445)
Should it not be possible for OFGEM to modify one of BE’s licences in such a way as to forbid cross subsidisation, the UK Government should provide the Commission with a not limited in time undertaking with the same effect. In such a case, in order to further ensure that trade between the subsidiaries does not involve elements of cross-subsidy, the UK authorities should provide the Commission with an annual report displaying evidence that no such cross subsidy has occurred. The report should be based on an analysis by independent accounting experts.
(446)
The UK authorities have undertaken to implement this compensatory measure.
(447)
Compensatory measure No 1 should in principle be sufficient to ensure that BE does not use the aid it receives for its nuclear reactors to improve or enlarge its existing non-nuclear fleet.
(448)
However, in view of the complexity of the electricity sector and in particular of the very large range of possible relationships between the different actors that NETA allows, the Commission considers that it is necessary to enforce other, more specific, measures, to further ensure that BE does not use the aid it receives for its nuclear reactors in other fields of its business.
(449)
Furthermore, although the capacity situation in the market does not make it economically sound to impose capacity reductions upon BE, the Commission judges that BE should nevertheless be required not to increase the scope of its activities.
(450)
In order to cope with those concerns, a series of prohibitions should be imposed on BE as regards its possible expansion in the generation fields where its competitors are active.
(451)
For that purpose, a specific type of capacity should be identified (‘Restricted Capacity’). That capacity is composed of:
(a)
registered operational fossil-fuelled capacity located in the European Economic Area,
and
(b)
registered operational large scale hydro (71) capacity located in the United Kingdom.
(452)
BE should be prohibited, for a period of six year from the date of this Decision, from owning or having the right of control over Restricted Capacity in excess of 2 020MW, which is the capacity of its existing Eggborough (1 970 MW) and District Energy (50 MW) stations.
(453)
The reason for the need to prohibit any increase in BE’s fossil fuel capacity was explained in recital (437). The Commission considers that there is a need to extend the prohibition to large scale hydroelectric stations to avoid any risk that BE might acquire existing large scale hydro stations especially in Scotland.
(454)
The prohibition should last for six years, which is roughly twice the time necessary for the construction of a combined cycle gas turbine power plant.
(455)
The objective of the prohibition is to prevent BE from acquiring more flexibility than it presently has with its Eggborough power plant, which should be sufficient to ensure its viability.
(456)
However, the Commission is aware that, under the restructuring plan, the bank syndicate that provided finance for the Eggborough project will retain the option to purchase Eggborough from BE. Should the banks decide to exercise this option, BE would be deprived of its only source of flexibility, which the Commission recognises is necessary for the success restructuring plan. In this case, BE should be allowed to prepare for the replacement of Eggborough as soon as it receives notice from the banks of their intention to exercise their option.
(457)
For this reason, the Commission considers that there should be some exception to the prohibition in the event that the banks exercise their option, in order to allow BE to acquire a source of flexibility to replace Eggborough, or in the event that Eggborough becomes definitively unavailable for a reason outside BE’s control. This should not however have the ultimate effect of allowing BE to acquire more flexibility capacity than it presently has, nor to use this replacement capacity to make profit during the possible overlap period between the end of its construction and the disposal of Eggborough.
(458)
In view of the above, BE should be allowed to own or have rights of control over more than 2 020 MW of Restricted Capacity, for the period between the date on which it receives the notice from the banks and the date on which Eggborough’s capacity is no longer available to BE, or the end of the six year period referred to in recital (452) if earlier than the date on which where Eggborough’s capacity is no longer available to BE, under the condition that it does not operate the Restricted Capacity in excess of 2 020 MW or that it divests itself of all operational control and interest in that excess Restricted Capacity.
(459)
From the time Eggborough becomes unavailable to BE, either as referred to in recital (458) or after an event of force majeure or an irreparable failure, BE should be allowed to own or have right of control of up to 2 222 MW of Restricted Capacity, under the condition that, until the end of the 6 year period referred to in recital (452), it declares its Restricted Capacity to the network operator as 2 020 MW and does not operate more than 2 020 MW of this capacity. This provision aims at allowing BE to have more flexibility for the replacement of Eggborough, without relaxing the prohibition in practice.
(460)
Finally, on top of the restrictions on Restricted Capacity as defined in recital (451), and in order to respect the philosophy of the guidelines on the necessity not to allow beneficiaries to use the State aid for the purpose of extending their market share, BE should also be forbidden to own nuclear generation assets other than those it presently owns, in the European Economic Area, without prior authorisation by the Commission, for six years following the date of adoption of this Decision.
(461)
The UK authorities have undertaken to implement this compensatory measure.
(462)
As was explained in recital (437), the aid would also be misused if, instead of aiming at covering BE’s nuclear reactors charges, it was used by BE to unduly acquire shares in the more profitable DSB market.
(463)
The sensitivity of this potential misuse is particularly demonstrated by the content of the comments sent to the Commission by a third party that wished to remain anonymous (72). Even if BE does not actually offer prices abnormally below market standards, the very suggestion that it might be able to do so thanks to the aid could also be harmful for BE’s competitors, since they would have to face customers with commercially incorrect expectations.
(464)
The Commission therefore considers that it is necessary to reinforce the guarantees already offered by Compensatory measure No 1 by a more specific compensatory measure aimed at BE’s behaviour on the DSB market. BE should be required not to act on this market in ways that are not similar to its competitors’ standard.
(465)
To ensure this, BE should be forbidden to offer prices below the prevailing wholesale market prices on the DSB market. The duration of this measure should be six years from the date of this decision, as for Compensatory measure No 2.
(466)
The compliance of BE with the prohibition should be monitored by an independent body to be selected via a transparent tendering process organised by the UK authorities. The independent body should report annually to the Commission.
(467)
In the past, DSB market prices have always followed the evolution of wholesale market prices with a premium. This prohibition will therefore ensure that BE does not behave commercially in a different way from that of its competitors.
(468)
However, NETA is only three years old. It is not impossible that, in the upcoming 6 years, the relationship between the DSB and the wholesale market could during some times differ from what has been experienced until today. One could imagine for instance that the wholesale market could become illiquid for some period, which could lead to abnormally high prices on this market. In this case, the Commission considers that in order not to lose their customers, generators would certainly offer prices on the DSB market that would be somewhat below the wholesale market price. If such a thing happened and BE did not have the capacity to react accordingly, it would be likely to lose its customer base on the DSB market, which would put its restructuring goal in peril.
(469)
It is therefore necessary that BE be left some flexibility to accommodate such exceptional events. Its margin of manoeuvre should however be very limited, described in objective terms, and monitored carefully to avoid any abuse. Criteria to allow BE to use its flexibility margin should be testable ex ante in order to avoid any abuse.
(470)
Since there is much less reliable reporting for DSB market prices than for wholesale market prices, it is very difficult to know during a DSB contract round whether DSB market prices will be offered below the wholesale market price. This means that the objective criteria referred to in recital (469) cannot be directly based on checking whether BE’s competitors offer DSB prices under wholesale market prices. Instead, tests must rely on indirect indications that are accessible in the short term to BE, and that could signal that the wholesale market has become illiquid and that pricing at or above the wholesale market price on the DSB market is no longer commercially viable.
(471)
The tests should be the following:
(a)
in any period of […], (ending not more than […] before the date BE invokes exceptional market circumstances) […] of those existing BE non-domestic end-users to whom BE has made offers of supply on terms where the margin on the supply of energy element of the contract over the prevailing wholesale price is […] have rejected BE’s offer;
(b)
volumes traded in the wholesale electricity market over a […] period have dropped to less than […] of the average of those traded in the same period in the last […] for which data is available;
(c)
BE offers to supply a minimum of […] of electricity in the wholesale market […] and that volume is not sold within a period of […] hours.
(472)
The same independent body that monitors the compliance of BE with the prohibition should be responsible for checking whether BE is aware that the tests have been fulfilled. The independent body will verify that test (a) together with either test (b) or (c) is fulfilled. If it is indeed the case, BE should be entitled to price on the DSB market below wholesale market price for […] from the independent body’s decision That time limit may be extended by a decision of the independent body if exceptional market conditions continue to prevail. During the […], BE should be obliged to behave in good faith and offer discounts that are comparable to what it can reasonably consider its competitors offer. The independent body should assess the compliance of BE with this criterion ex post, where the […] is over.
(473)
For the sake of transparency, the independent body should publish a statement at the end of the contract rounds confirming that the exceptional market circumstances actually occurred, and specifying the duration of the period of the exceptional circumstances. Details of the assessment should be forwarded to the Commission.
(474)
The UK authorities have agreed to implement this compensatory measure.
(v) Compensatory measures that were considered by the Commission but rejected
(475)
The Commission judges that the three compensatory measures described in section 0 are sufficient in scope to mitigate the potentially distortive effect of the aid on competition, and thus meet the requirements of point 39(ii) of the guidelines. They are also to be considered as specific conditions attached to the authorisation of aid within the meaning of point (42)(ii) of those guidelines.
(476)
Other possible compensatory measures had been suggested by third parties.
(477)
Greenpeace suggested that BE’s nuclear plants be closed in a phased process. The Commission considers that in view of the absence of overcapacity on the relevant market, requesting the closure of BE’s generating assets would be disproportionate to the distortion of competition that the aid generates.
(478)
Powergen suggested that the Dungeness B reactor could be closed, since it is the least profitable BE asset. The viability of Dungeness B was already discussed in section VI(3)(a) above. The Commission notes that it is already planned to close Dungeness B in 2008 and that according to data provided by NGTransco on the notice necessary for significant closures, Dungeness B could at best be closed in mid 2007. The Commission considers that such a small shift would not justify the expenses that it would cause.
(479)
Drax suggested to remove BE’s nuclear assets from the competitive market by creating a system of compulsory purchase of nuclear energy at a fixed price that would be similar to the Renewable Obligation. This would mean that BE would become in practice totally and indefinitely assisted by the State which would be in total opposition with the Community competition policy.
(480)
Drax suggested allowing BNFL a greater share of BE’s potential profits if electricity prices grow in order to decrease the amount of aid. As was discussed in section VI(2)(b) above, the Commission came to the conclusion that Measure B did not include State aid elements. Allowing BNFL more of BE’s possible upside would have the effect of increasing the aid since it would decrease BE’s free cash-flow and hence its contribution to the NLF. This cannot be accepted by the Commission.
(481)
Drax suggested that the Eggborough plant should be divested. The Commission acknowledges that the divestment of Eggborough would not run against the necessity to preserve a capacity margin in the electricity system since the power plant would very probably still be operated by its new owner. However, in order to be able to achieve its restructuring plan and restore its viability, BE needs to have access to some source of flexible electricity generation. Should BE sell Eggborough, it would have to acquire this flexibility from outside sources.
(482)
On the basis of trials, the UK authorities came to the conclusion that it would not be economic for BE to purchase the services it gets from Eggborough from other generators. These services consist in insurance against nuclear reactors unexpected failures, power shaping for business contracts and flexibility to meet planned maintenance of reactors. The UK authorities have indicated that BE would save in total GBP 11million a year by keeping Eggborough. This estimate is based on Eggborough’s costs, which means that BE could possibly get the same services at the same costs only by owning another plants. Purchasing the services on the market would be much more expensive, if indeed possible.
(483)
In view of the above, the Commission considers that requiring BE to divest Eggborough would threaten BE’s prospects of returning to viability and would be disproportionate. The Commission judges that Compensatory measures No 1 and No 2 above impose the same type of restriction in a more proportionate way.
(484)
Powergen suggested imposing a cap on BE’s DSB market share. The Commission considers that imposing such a cap would be detrimental to competition on this market. Compensatory measure No 3 will be more efficient in mitigating the impact of the aid on competitors on this market without restricting BE’s ability to offer competitive deals on the market on its own feet.
(485)
Powergen suggested forbidding BE to enter new retail markets. This suggested measure would mostly affect the households’ market, which is at present served only by suppliers. The Commission considers that such a restriction would deprive customers of a possible source of competition in a market which is already the least competitive part of the UK electricity market (73). The Commission considers that Compensatory measure No 1 will be in this respect sufficient to ensure that, should BE wish to enter this market, it would do so on the basis of its own strength, without undue distortion of competition.
(486)
To conclude, the Commission considers that all other compensatory measures suggested by third parties that submitted comments are embedded in the three compensatory measures that were selected by the Commission.
(d) Full implementation of the restructuring plan
(487)
The company should be required fully to implement the restructuring plan submitted to the Commission. The UK Government committed to ensure full implementation of the restructuring plan if approved.
(e) Monitoring and annual report
(488)
If the aid package is approved, the UK Government committed to provide to the Commission a report not later than six months after the approval of the Aid Package and thereafter annual reports so that the Commission can monitor BE’s progress until the position has stabilised to a point at which the Commission no longer feels the need for further reports.
VII. CONCLUSION
(489)
The Commission concludes that, insofar as they fulfil the guidelines in respect of restructuring aid and are in line with the objectives of the Euratom Treaty, the aids in questionnaire compatible with the common market.
HAS ADOPTED THIS DECISION:
Article 1
The aid which the United Kingdom is planning to implement under Measure A of the restructuring plan for British Energy plc (‘British Energy’) notified to the Commission on 7 March 2003, which consists in the undertaking by the United Kingdom Government to fund:
(a)
The payment of liabilities related to the management of spent fuel loaded in British Energy’s nuclear reactors prior to the restructuring plan’s effective date, as long as expenditures related to these liabilities, with the exception of Incremental Historic Liabilities as defined in the Historic Liabilities Funding Agreement between British Energy and the United Kingdom Government, do not exceed 2 185 000 000 GBP in December 2002 value;
and
(b)
Any shortfall of the Nuclear Liabilities Fund as regards the payment of liabilities related to British Energy’s nuclear assets decommissioning, British Energy’s uncontracted liabilities and the Incremental Historic Liabilities as defined in the Historic Liabilities Funding Agreement between British Energy and the United Kingdom Government,
is compatible with the common market and the objectives of the Euratom Treaty, subject to compliance with the conditions set out in Article 2 to Article 10.
Article 2
1. The United Kingdom shall ensure that the restructuring plan as communicated to the Commission by the United Kingdom is fully implemented.
2. The United Kingdom shall submit a report on the implementation of the restructuring not later than six months after the present decision and each year thereafter until such time as the Commission informs it that no further reports are necessary
Article 3
As soon as expenditure corresponding to the liabilities referred to in point (b) of Article 1 exceed 1 629 000 000 GBP in December 2002 value, the United Kingdom shall submit enhanced additional reports to the Commission demonstrating that the Government payments are restricted to meeting the liabilities referred to in that point, and that proper steps have been taken to limit expenditure to the minimum necessary to meet those liabilities. Those reports shall be submitted yearly. They shall be appended to the yearly reports referred to in Article 2.
Article 4
For the purpose of computing amounts in December 2002 value referred to in Article 1 and Article 3, the United Kingdom shall use the reference and discount rate published by the Commission for the United Kingdom, updating this rate every five years.
Article 5
1. The United Kingdom shall require British Energy to undertake by not later than 1 April 2005:
(a)
to extract its electricity supply business from British Energy Generation Limited and incorporate it as a separate subsidiary company of British Energy plc (or successor parents);
(b)
to consolidate the existing nuclear generation activities in a single company;
and
(c)
to use all reasonable endeavours to obtain licence modifications under the Electricity Act 1989 or, if such licence modifications cannot be obtained, to give binding undertakings to the United Kingdom Government not limited in time to the effect that: (i) British Energy shall treat its existing nuclear and non-nuclear generation businesses as separate businesses for licensing purposes (or for the purposes of any undertaking to the United Kingdom Government); and (ii) the existing nuclear generation business shall not provide any cross-subsidy to any other business in the British Energy group.
2. In the event that the undertaking in paragraph (c) is not implemented by licence condition, the United Kingdom shall submit a yearly report to the Commission establishing evidence that there has been no cross-subsidisation by the existing nuclear generation business to any other business of the British Energy group. This report shall be based on analysis carried out by independent accounting experts. It can be added to the report referred to in Article 2. This should not prejudice the possibility that an implementation by licence condition be put in place later on if it becomes possible.
3. The United Kingdom shall inform the Commission as soon as undertakings in paragraphs 1 and 2 are implemented.
Article 6
The United Kingdom shall require British Energy to undertake, for a period of six years from the date of this decision, not to own or have rights of control over:
-
registered operational fossil-fuelled generating capacity (74) in the European Economic Area,
or
-
large scale registered hydro-electric, as defined in the Renewables Obligation Order 2002, generating capacity in the United Kingdom,
(both types of capacity being known hereunder as restricted capacity) which in aggregate exceeds 2 020 MW provided that:
(a)
during a pending disposal period (as defined below), British Energy shall be entitled to own or have rights of control over restricted capacity in excess of 2 020 MW on condition that it does not operate such excess restricted capacity or divests itself of all operational control and interest in the excess restricted capacity or the power generated from the excess restricted capacity. For this purpose, a ‘pending disposal period’ is the period between:
(i)
the receipt by Eggborough Power Limited or Eggborough Power Holdings Limited of a notice that: 1. an option to acquire the shares in Eggborough Power Limited or the Eggborough station is to be exercised; or any of the security over the shares in Eggborough Power Limited or the Eggborough station is to be exercised;
and
(ii)
the date on which the registered generating capacity of the Eggborough station is no longer available to the British Energy group;
(b)
if one of the disposal options over the shares in Eggborough Power Limited or the Eggborough station is completed, British Energy shall be entitled to own or have rights of control over restricted capacity not exceeding 2 222 MW on condition that it declares its restricted capacity to the operator of the National Grid as 2 020 MW and does not operate more than 2 020 MW of restricted capacity;
or
(c)
if the capacity at the Eggborough stations becomes unavailable to the British Energy group through irreparable failure or force majeure, British Energy shall be entitled to own or have rights of control over restricted capacity not exceeding 2 222 MW on condition that it declares its restricted capacity to the operator of the National Grid as 2 020 MW and does not operate more than 2 020 MW of restricted capacity.
Article 7
The United Kingdom shall require British Energy to undertake, for a period of six years from the date of this decision, not to own or have rights of control over registered operational nuclear generating capacity in the European Economic Area other than its existing nuclear generation assets or operation and maintenance contracts where British Energy has no interest in the electricity output, without the prior written consent of the Commission.
Article 8
The United Kingdom shall appoint, within four months of this decision, and following an open and transparent process, an independent expert for the purpose of monitoring the compliance of BE with the conditions set out in Article 9 (hereafter the independent expert). It shall inform the Commission immediately of this appointment.
Article 9
1. The United Kingdom shall require British Energy to undertake:
(a)
for a period of six years following the appointment of the Independent Expert, not to offer to supply non-domestic end-users who purchase electricity directly from British Energy on terms where the price of the energy element of the contract with the users is below the prevailing wholesale market price, provided that in exceptional market circumstances where certain objective tests are judged by the independent expert to be satisfied as described in Article 10 (exceptional market circumstances), then British Energy shall be entitled, while such exceptional circumstances continue to prevail, to price the energy element of the contract at below the prevailing wholesale market price in good faith where necessary to enable British Energy to respond to competition, under the conditions of Article 10;
and
(b)
to cooperate in good faith with the independent expert, and to comply with all reasonable requests from the Independent Expert in a timely manner including requests for information, documents or access to staff or management.
2. The independent expert shall report yearly to the United Kingdom on the compliance of British Energy with these conditions. The United Kingdom shall make the reports available to the Commission.
Article 10
1. The tests used for the purpose of deciding whether exceptional market circumstances occur shall be the following:
(a)
in any period of […] (ending not more than […] before the date of the Amber Notice as defined below), […] of those existing British Energy non-domestic end-users to whom British Energy has made offers of supply on terms where the margin on the supply of energy element of the contract over the prevailing wholesale price is […] have rejected British Energy’s offer;
(b)
volumes traded in the wholesale electricity market over a […] period have dropped to less than […] of the average of those traded in the same period in the last […] for which data is available;
(c)
British Energy offers to supply a minimum of […] of electricity in the wholesale market […] and that volume is not sold within a period of […].
2. When faced with circumstances approaching these and if British Energy considers it was possible it might need to invoke exceptional market circumstances, British Energy shall first inform the Independent Expert, outlining its analysis of the situation and the position in relation to the objective tests (Amber Notice).
3. If circumstances do not improve following the Amber Notice, and if test (a) together with test (b) or test (c) above is met, British Energy shall notify the Independent Expert that it is going to respond to competition by pricing below the wholesale price and supplies the most recent evidence available to British Energy. The independent expert shall have then no more than 24 hours to confirm or otherwise that test (a) together with (b) or (c) above are met and accordingly declare the existence of Exceptional Market Circumstances.
4. If the independent expert declares the existence of exceptional market circumstances, British Energy shall be entitled for a period of […] of the Independent Expert’s decision to make bona fide offers at prices to meet competition in the direct sales to business market.
5. The […] period may be renewed by the independent expert for as long as test c) above is met.
6. At the end of the period, the price restriction set out in Article 9 shall apply again to British Energy.
7. After the period, British Energy shall provide a report to the independent expert summarising its sales activities during the period. This information shall be reviewed in the Independent Expert’s yearly report.
8. Following the end of the contract round during which Exceptional Market Circumstances occurred, the Independent Expert shall publish the fact that he had made a determination of such circumstances and how long they lasted.
Article 11
This Decision is addressed to the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland.
Done at Brussels, 22 September 2004.