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.
DECISIONE DELLA COMMISSIONE
del 22 settembre 2004
relativa all’aiuto di Stato al quale il Regno Unito intende dare esecuzione in favore di British Energy plc
[notificata con il numero C(2004) 3474]
(Il testo in lingua inglese è il solo facente fede)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
(2005/407/CE)
LA COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE,
visto il trattato che istituisce la Comunità europea, in particolare l’articolo 88, paragrafo 2, primo comma,
visto l’accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l’articolo 62, paragrafo 1, lettera a),
dopo aver invitato gli interessati a presentare osservazioni conformemente a dette disposizioni (1) e viste le osservazioni trasmesse,
considerando quanto segue:
I. PROCEDIMENTO
(1)
In data 9 settembre 2002, il governo del Regno Unito ha attuato un pacchetto di aiuti al salvataggio in favore della società elettrica britannica British Energy plc (in appresso «BE»). La Commissione ha deciso di non sollevare obiezioni in merito al caso in data 27 novembre 2002 (2). In base a tale decisione, le autorità del Regno Unito dovevano presentare entro il 9 marzo 2003 un piano di ristrutturazione o di liquidazione per BE, oppure dimostrare che l’aiuto era stato rimborsato.
(2)
Il 7 marzo 2003, le autorità del Regno Unito hanno notificato alla Commissione un piano di ristrutturazione. La notificazione del governo britannico è stata registrata con il numero di aiuto di Stato NN 45/2003, poiché alcune misure di ristrutturazione che potevano includere aiuti erano già state attuate. Ulteriori informazioni sono state presentate il 13 marzo 2003. Il 28 marzo 2003 ha avuto luogo una riunione fra rappresentanti della Commissione e autorità britanniche. La Commissione ha inviato alle autorità britanniche una richiesta di informazioni il 21 aprile 2003, e le autorità britanniche hanno risposto il 2 maggio 2003.
(3)
Con lettera del 23 luglio 2003 la Commissione ha informato il Regno Unito della propria decisione di avviare il procedimento di cui all’articolo 88, paragrafo 2, del trattato riguardo all’aiuto in oggetto.
(4)
La decisione della Commissione di avviare il procedimento è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale delle Comunità europee (3). La Commissione ha invitato gli interessati a presentare osservazioni in merito all’aiuto di cui trattasi.
(5)
Le autorità britanniche hanno fatto pervenire alla Commissione le loro osservazioni con lettera del 22 agosto 2003, registrata dalla Commissione lo stesso giorno.
(6)
La Commissione ha ricevuto osservazioni in merito da parte di terzi interessati. Essa le ha trasmesse al Regno Unito offrendo l’opportunità di commentarle ed ha ricevuto i relativi commenti con lettera del 29 ottobre 2003, registrata il 30 ottobre 2003.
(7)
La Commissione ha incontrato le autorità britanniche il 7 ottobre 2003. Successivamente a tale riunione il Regno Unito ha trasmesso delle informazioni con lettera datata 5 novembre 2003 e registrata il 10 novembre 2003. Il 28 novembre 2003 ha avuto luogo un’altra riunione. Il 5 dicembre 2003 la Commissione ha inviato al Regno Unito una richiesta di informazioni, a cui il Regno Unito ha risposto il 22 dicembre 2003. Un’altra riunione ha avuto luogo il 2 febbraio 2004. Il Regno Unito ha presentato informazioni il 4 febbraio 2004 e successivamente il 10 marzo 2004. Il 22 marzo 2004 si è tenuta una riunione. La Commissione ha inviato una nuova richiesta il 19 aprile 2004, a cui il Regno Unito ha risposto l’11 maggio 2004. Il 7 giugno 2004 si è tenuta una riunione. Nuove informazioni sono state presentate il 1o luglio 2004 e il 29 luglio 2004 si è svolta una riunione. Il Regno Unito ha presentato ulteriori informazioni il 23 agosto 2004
II. DESCRIZIONE DETTAGLIATA DELL’AIUTO
1. Beneficiario dell’aiuto
a) Il gruppo British Energy plc
(8)
BE è un’impresa produttrice di energia elettrica. È stata privatizzata dalle autorità britanniche nel 1996. A parte tre quote speciali detenute dalle autorità britanniche (una in BE e una in ciascuna delle sue due controllate britanniche), BE è ora interamente detenuta da investitori privati.
(9)
All’epoca della privatizzazione le principali componenti delle attività di BE erano sei centrali nucleari in Inghilterra e due in Scozia. BE continua a utilizzare queste centrali, che hanno una capacità registrata complessiva di 9 820 MW, di cui 7 281 MW in Inghilterra e 2 539 MW in Scozia. BE è l’unico gestore privato di centrali nucleari nel Regno Unito. Fornisce elettricità sul mercato all’ingrosso e ad alcuni grossi clienti industriali e commerciali («I&C»), ma per il resto non opera sul mercato al dettaglio.
(10)
Dalla privatizzazione, BE partecipa al 50 % ad un’impresa comune negli USA (denominata Amergen) per acquisire e gestire impianti nucleari americani, e ha acquisito una partecipazione dell’82,4 % nella concessione di Bruce Power LP in Ontario, Canada. Nel Regno Unito, BE ha acquisito nel 1999 l’attività di fornitura al dettaglio di South Wales Electricity (successivamente venduta nel 2000) e, nel 2000, la centrale elettrica a carbone da 1 970 MW di Eggborough per avere una maggiore flessibilità e come misura di sicurezza in caso di interruzione delle centrali nucleari.
(11)
Delle otto centrali nucleari di BE nel Regno Unito, sette sono reattori avanzati raffreddati a gas (advanced gas-cooled reactors, «AGR»), con una progettazione e una tecnologia esclusivi del Regno Unito. L’ottava centrale, Sizewell B, ha un reattore ad acqua pressurizzata (pressurised water reactor, «PWR»), con un tipo di progettazione e una tecnologia ampiamente adottati a livello internazionale.
(12)
Le principali controllate di BE nel Regno Unito sono:
-
British Energy Generation Ltd («BEG»), che possiede e gestisce le sei centrali nucleari in Inghilterra e possiede la licenza per le attività di fornitura diretta;
-
British Energy Generation (UK) Ltd («BEGUK»), che possiede e gestisce le due centrali nucleari in Scozia;
-
Eggborough Power (Holdings) Ltd («EPL»), che possiede e gestisce la centrale elettrica a carbone in Inghilterra;
e
-
British Energy Power & Energy Trading Ltd («BEPET»), che vende tutta la produzione di BE (eccetto quella destinata alle attività di fornitura diretta) e gestisce i rischi di mercato.
b) Gli sviluppi recenti
(13)
Come conseguenza del considerevole calo dei prezzi dell’energia elettrica sul mercato in cui opera BE, insieme alla mancanza di copertura di BE e a guasti imprevisti delle centrali, nel 2002 le entrate degli impianti di BE sono diminuite considerevolmente. L’alta percentuale di costi non evitabili (4) nella struttura dei costi delle centrali nucleari di BE ha dato inoltre all’impresa scarse possibilità di reagire al calo dei prezzi riducendo i costi.
(14)
Un calo dei prezzi di 8,56 GBP/MWh, come quello registrato nei due anni precedenti il 2002, è equivalente a una riduzione delle entrate di 642 milioni di GBP all’anno su una produzione di 75 TWh (la produzione delle centrali di BE nell’esercizio finanziario). Né i contratti di commercio di elettricità né le attività di vendita diretta hanno alleviato in maniera sufficiente gli effetti del calo dei prezzi sugli introiti di BE.
(15)
Come conseguenza di questi fattori, la situazione di cassa di BE è peggiorata considerevolmente nell’estate del 2002, con saldi di cassa che si sono ridotti da 231 milioni di GBP all’inizio dell’aprile 2002 a soli 78 milioni di GBP alla fine dell’agosto 2002, e con un calo che si è accelerato dalla fine del giugno 2002. Oltre alla considerevole riduzione nei saldi di cassa, BE ha previsto consistenti uscite nel periodo settembre 2002-marzo 2003. Queste uscite includevano pagamenti a British Nuclear Fuel Limited («BNFL») nell’ambito dei contratti di gestione del combustibile esaurito, significative spese in conto capitale nel suo impianto canadese di Bruce Power in Canada e il rimborso della prima tranche delle sue obbligazioni, con scadenza il 25 marzo 2003.
(16)
Il 5 settembre 2002, in seguito a un’offerta di obbligazioni fallita in estate e a preoccupazioni riguardo alla possibilità, per l’impresa, di accedere ai suoi fidi bancari non utilizzati, il consiglio d’amministrazione di BE ha ricevuto un parere legale secondo cui l’impresa non avrebbe potuto utilizzare le sue linee di credito. Dato che i membri del consiglio di amministrazione non erano in condizioni di affermare che ritenevano che l’impresa avrebbe potuto rimborsare tali crediti, utilizzarli sarebbe equivalso a operare senza alcuna ragionevole prospettiva di evitare una liquidazione per insolvenza. Questo ha portato BE a chiedere un sostegno finanziario alle autorità britanniche per evitare procedure d’insolvenza. Tale sostegno finanziario è stato approvato in qualità di aiuto al salvataggio con decisione della Commissione del 27 novembre 2002.
(17)
Tale decisione menzionava l’impegno del governo britannico di notificare alla Commissione, entro sei mesi dall’approvazione dell’aiuto al salvataggio, un piano di liquidazione o di ristrutturazione, o di dimostrare che i crediti erano stati integralmente rimborsati e/o che la garanzia era stata revocata. Il 7 marzo 2003 il governo britannico ha notificato alla Commissione il piano di ristrutturazione di BE.
2. Il piano di ristrutturazione
a) Origine delle difficoltà di BE
(18)
Il governo britannico ha individuato nei seguenti elementi l’origine delle difficoltà di BE:
(19)
Diversamente dalle altre grandi imprese produttrici di energia elettrica del settore privato, BE non possiede un’attività di vendita al dettaglio che assicuri una copertura naturale dei rischi legati ai prezzi all’ingrosso dell’elettricità. BE vende energia elettrica principalmente sul mercato all’ingrosso e in piccola parte a grossi utenti industriali e commerciali («I&C»).
(20)
La posizione di BE sul mercato di vendita al dettaglio a grossi utenti I&C non ha fornito una copertura contro il calo dei prezzi all’ingrosso. Questo mercato è stato completamente aperto alla concorrenza dal 1994. È un mercato competitivo con utenti sensibili al fattore prezzo. Anche su questo mercato i prezzi hanno subito un calo, trasferito in gran parte direttamente ai clienti. Di conseguenza, non vi è stato alcun aumento nei margini al dettaglio per compensare gli effetti della diminuzione dei prezzi all’ingrosso.
(21)
La struttura dei costi degli impianti nucleari è caratterizzata da costi non evitabili molto alti e da bassi costi evitabili (5).
(22)
Alcuni dei costi non evitabili di BE sono specifici delle centrali nucleari. In primo luogo, gli oneri relativi alla disattivazione (decommissioning) degli impianti nucleari sono slegati dalla produzione, eccetto per quanto riguarda i tempi, che sono basati su quelli di chiusura delle centrali. In secondo luogo, i costi della gestione del combustibile esaurito - i costi di ritrattamento, stoccaggio e smaltimento finale del combustibile esaurito - sono anche non evitabili per il combustibile già caricato nel reattore.
(23)
D’altro lato, i costi evitabili degli impianti nucleari sono inferiori a quelli degli altri impianti del sistema, incluse altre centrali destinate ad assicurare il carico di base.
(24)
La diminuzione dei prezzi di mercato ha portato a una forte riduzione del margine di profitto di BE sui costi evitabili. Di conseguenza i fondi disponibili per far fronte agli alti costi non evitabili, che sono principalmente costi di finanziamento e oneri nucleari derivanti da azioni passate, sono stati largamente ridotti. Ciò ha portato a difficoltà nell’onorare i pagamenti ai creditori, cosa che ha richiesto una ristrutturazione finanziaria dell’attività.
(25)
Oltre ai costi non evitabili a lungo termine derivanti dagli oneri nucleari, BE ha registrato anche alti costi non evitabili a breve termine in forma di spese di finanziamento, incrementate per effetto di rimborsi di capitale agli azionisti e delle sue acquisizioni di Eggborough e del Nord America, e costi di accordi di acquisto di energia.
(26)
La perdita di entrate di BE derivante dal calo dei prezzi all’ingrosso di elettricità è stata poi aggravata da consistenti e impreviste interruzioni di funzionamento alle centrali BE di Torness 2 e Dungeness B. Il 13 agosto 2002 BE ha annunciato che, in seguito alle impreviste interruzioni di funzionamento di Torness, l’obiettivo della produzione nucleare nel Regno Unito era stato ridotto da 67,5 TWh a 63 TWh (± 1 TWh).
b) Le misure di ristrutturazione
(27)
Il pacchetto di ristrutturazione consiste nelle 7 misure seguenti, concordate fra BE, i suoi maggiori creditori (compresa l’impresa pubblica di trattamento del combustibile nucleare BNFL), e il governo britannico:
- misura A
:
misure legate al finanziamento degli oneri nucleari;
- misura B
:
misure relative al ciclo del combustibile concordate con BNFL;
- misura C
:
misure di moratoria;
- misura D
:
pacchetto di ristrutturazione per i grandi creditori;
- misura E
:
introduzione di una nuova strategia commerciale;
- misura F
:
cessione di attività per contribuire a finanziare la ristrutturazione;
- misura G
:
pagamento differito delle imposte locali.
(28)
Queste misure sono descritte più dettagliatamente ai considerando da 29 a 102.
(29)
Gli oneri nucleari derivano principalmente dalla necessità di ritrattare o stoccare e infine smaltire il combustibile nucleare esaurito («oneri back-end»), e dalla necessità di disattivare le centrali nucleari al termine della loro vita commerciale («oneri di disattivazione»).
(30)
Per alcuni degli oneri back-end, BE ha contratti con BNFL per la fornitura di servizi di gestione del combustibile esaurito («oneri contrattuali»). Gli oneri contrattuali rappresentano importi che BE è tenuta a pagare in futuro a BNFL per il ritrattamento e/o lo stoccaggio di combustibile esaurito AGR e per altri servizi connessi alla gestione di tale combustibile esaurito. I contratti coprono il ritrattamento e lo stoccaggio del combustibile esaurito e delle scorie connesse delle centrali AGR fino, come minimo, al 2038 o 2086. Per la maggior parte di questi contratti è applicata una tariffa fissa, e tutti i rischi tecnici legati allo stoccaggio e al ritrattamento di combustibile nucleare esaurito sono sostenuti da BNFL. La proprietà e la responsabilità per tutto il combustibile esaurito e per la maggior parte delle scorie connesse restano a BE per tutta la durata dei contratti.
(31)
Vi sono altri oneri back-end, che possono essere o meno connessi allo stesso combustibile esaurito, per i quali attualmente non esiste alcun contratto di servizi («oneri non definiti contrattualmente»). Gli oneri non definiti contrattualmente riguardano principalmente lo smaltimento finale del combustibile esaurito, plutonio, uranio e scorie derivanti dal ritrattamento del combustibile AGR, lo stoccaggio e lo smaltimento finale di combustibile esaurito PWR, inclusa la costruzione di un magazzino a secco presso Sizewell B, e lo stoccaggio e lo smaltimento di residui operativi.
(32)
Gli oneri di disattivazione riguardano i costi di rimozione del combustibile, decontaminazione e smantellamento delle centrali nucleari dopo la cessazione della produzione di energia elettrica. La disattivazione può generalmente essere scomposta in tre fasi:
-
fase 1: subito dopo la chiusura della centrale il combustibile viene recuperato dal reattore, e viene rimosso dalla centrale stessa;
-
fase 2: gli edifici secondari non in uso vengono smantellati; il reattore viene reso sicuro e resistente agli agenti atmosferici. Il reattore è successivamente oggetto di manutenzione e di controllo, di solito per lunghi periodi;
-
fase 3: il reattore viene smantellato affinché il sito possa essere riutilizzato (almeno 85 anni dopo la fine della produzione per le centrali AGR e fino a 50 anni per le centrali PWR).
(33)
Finora sono stati predisposti diversi meccanismi per il finanziamento degli oneri nucleari. All’epoca della privatizzazione era stato istituito un fondo separato, il Fondo disattivazione nucleare (Nuclear Decommissioning Fund, «NDF»), sotto forma di una società per azioni detenuta da un trust indipendente. Lo scopo era quello di costituire un fondo separato, destinato a coprire parte degli oneri di disattivazione. Quanto agli altri oneri nucleari, si prevedeva che il loro finanziamento sarebbe stato coperto con i flussi di cassa operativi delle attività correnti di BE. Come conseguenza del calo delle entrate di BE, tuttavia, questi meccanismi non sono sufficienti per finanziare gli oneri nucleari.
(34)
Il governo britannico ha incluso nel suo piano di ristrutturazione una serie di strumenti per farsi carico della responsabilità finanziaria per almeno una parte degli oneri nucleari. Questi nuovi strumenti saranno stabiliti insieme a nuove disposizioni relative al contributo finanziario di BE agli oneri nucleari, unitamente alla gestione degli stessi.
(35)
Il piano di ristrutturazione prevede che l’esistente NDF sia ampliato in, o integrato da, un nuovo fondo, il Fondo oneri nucleari (Nuclear Liabilities Fund, «NLF»). L’idea è che tale Fondo per gli oneri nucleari sia una società per azioni detenuta da un trust indipendente; esso è diretto a coprire i costi degli oneri non contrattuali e degli oneri di disattivazione per:
a)
tutto il combustibile AGR caricato nei reattori di BE prima della data in cui ricorrono tutte le condizioni a cui è subordinata la ristrutturazione, inclusa la decisione della Commissione sul piano di ristrutturazione («la data effettiva della ristrutturazione») per tutto il combustibile PWR, nonché lo stoccaggio e lo smaltimento di residui operativi delle centrali nucleari;
b)
tutti gli oneri di disattivazione di BE della fase 1;
c)
tutti gli oneri di disattivazione di BE della fase 2 e della fase 3, nella misura in cui il valore maturato dell’NDF non basta a coprire tali oneri di disattivazione della fase 2 e della fase 3 quando il pagamento diventa esigibile.
(36)
Dal momento in cui la ristrutturazione prenderà effetto, BE contribuirà all’NLF pagando:
a)
dei contributi fissi di disattivazione pari a 20 milioni di GBP all’anno - indicizzati secondo l’indice dei prezzi al dettaglio («IPD») - decrescenti a mano a mano che le centrali chiudono;
b)
150 000 GBP, indicizzate secondo l’indice dei prezzi al dettaglio, per ogni tonnellata di combustibile PWR caricato nel reattore Sizewell B dopo la data in cui ricorrono tutte le condizioni a cui è subordinata la data effettiva della ristrutturazione. Secondo le autorità britanniche, l’importo di 150 000 GBP a tonnellata è paragonabile ai costi internazionali per la gestione del combustibile esaurito;
c)
275 milioni di GBP di nuove obbligazioni nell’NLF. Le nuove obbligazioni avranno un rango elevato e saranno senza garanzia;
d)
importi inizialmente pari al 65 % del flusso di cassa netto consolidato di BE, al netto delle imposte e dei costi di finanziamento, e dopo gli accantonamenti delle riserve di cassa (i «pagamenti NLF»). Questi pagamenti verranno qui designati con il termine cash sweep. I fiduciari dell’NLF potranno anche, periodicamente, convertire tutti i pagamenti NLF, o parte di essi, in una serie di azioni BE. Finché saranno detenute dall’NLF, queste azioni saranno senza diritto di voto, poiché altrimenti rappresenterebbero il 30 % o più dei diritti di voto di BE.
(37)
La percentuale del flusso di cassa su cui si fondano i pagamenti NLF può venire adeguata periodicamente su base equa e ragionevole, cosicché gli azionisti possano beneficiare dei flussi di cassa non distribuiti e dei proventi di nuove sottoscrizioni di azioni di BE, e cosicché l’NLF e gli azionisti non siano sfavorevolmente toccati da separazioni societarie, emissioni di titoli per gli azionisti o altre operazioni.
(38)
Il pagamento dei contributi fissi di 20 milioni di GBP all’anno (indicizzati e decrescenti con la chiusura delle centrali) all’NLF o all’NDF per gli oneri di disattivazione sarà accelerato in base a un valore netto attualizzato («VNA», con un tasso di attualizzazione adeguato all’NLF o all’NDF, a seconda dei casi), e diventerà immediatamente dovuto ed esigibile in caso di insolvenza di BEG o BEGUK. I pagamenti accelerati saranno garantiti da tutte le principali società del gruppo BE e con garanzie reali sulle loro attività.
(39)
I fiduciari dell’NLF non avranno alcun ruolo o dovere a parte la gestione del fondo e dei suoi investimenti e l’esecuzione dei pagamenti per spese ammissibili. Ciò comprenderà il valutare se sia vantaggioso per l’NLF differire pagamenti NLF o convertire pagamenti NLF in capitale. I fiduciari dell’NLF non avranno alcuna facoltà di rivedere gli oneri e le esigenze di finanziamento, o di stabilire i contributi di BE.
(40)
In relazione al finanziamento degli oneri nucleari il governo britannico adotterà le quattro misure seguenti:
- Assunzione di responsabilità per oneri di BE nell’ambito di contratti storici relativi al combustibile esaurito
(41)
Il governo britannico si impegna ad assumersi la responsabilità per gli oneri di BE nell’ambito dei contratti fra BE e BNFL («contratti storici sul combustibile esaurito») riguardanti: i) il ritrattamento e/o lo stoccaggio di combustibile esaurito AGR caricato nei reattori prima della data effettiva della ristrutturazione, e ii) altri servizi relativi alla manutenzione dei contenitori, alla gestione dell’ossido e al trasporto ferroviario conformemente a contratti esistenti con BNFL.
(42)
L’impegno non copre i pagamenti per il combustibile caricato nei reattori AGR dopo la data effettiva della ristrutturazione, il cui costo continuerà ad essere sostenuto da BE ai sensi di nuovi contratti derivanti da trattative commerciali fra BE e BNFL. Esso non copre pagamenti per combustibile PWR, poiché questo non è ritrattato da BNFL ma gestito direttamente - di fatto stoccato - da BE.
- Impegno a coprire qualsiasi insufficienza nel finanziamento dell’NLF per gli oneri di disattivazione della fase 1 e gli oneri non definiti contrattualmente
(43)
Il governo britannico si impegna a coprire qualsiasi insufficienza nel finanziamento dell’NLF per quanto riguarda gli oneri di disattivazione della fase 1 e gli oneri non contrattuali (inclusi i costi della costruzione del magazzino a secco Sizewell B e lo smaltimento finale del combustibile).
- Impegno a coprire qualsiasi insufficienza nel finanziamento NLF per gli oneri di disattivazione della fase 2 e 3
(44)
Il governo britannico si impegna a coprire qualsiasi insufficienza nel finanziamento dell’NFL in relazione alla fase 2 e fase 3 della disattivazione.
- Detassazione specifica
(45)
Gli impegni sopra menzionati del governo britannico saranno considerati come attività nel conto patrimoniale di BE, con un credito corrispondente nel conto profitti e perdite. In circostanze normali, l’impegno sarebbe imponibile. Secondo il governo britannico, per garantire che BE sia solvibile dopo la ristrutturazione, esso dovrebbe allora aumentare il livello di aiuti forniti a BE nel processo di ristrutturazione di un ammontare corrispondente all’importo delle imposte dovute sulla sovvenzione.
(46)
Per evitare questa situazione, le autorità britanniche stanno introducendo norme per una detassazione specifica attraverso l’Electricity Bill. Senza tali norme in materia di detassazione, si genererebbe un importo imponibile di circa 3 152 milioni di GBP. Secondo il governo britannico, la legislazione sulla detassazione è stata elaborata in modo da garantire che in futuro BE non riceva agevolazioni fiscali asimmetriche. Ogni successivo aumento nel valore dell’impegno, sia esso dovuto all’andamento dei prezzi o ad una rivalutazione, sarà imponibile, e corrisponderà così all’agevolazione fiscale ricevuta da BE quando le spese supplementari saranno registrate nel conto profitti e perdite.
(47)
La tabella 1 in appresso contiene una valutazione, da parte delle autorità britanniche, degli strumenti di aiuto sopra descritti. Queste stime sono altamente incerte. Sia i costi degli oneri nucleari ripresi che i contributi di BE a tali costi sono molto incerti. In effetti, il disimpegno da tali oneri si verificherà su periodi estremamente lunghi. Ad esempio, BE prevede di non poter cominciare a smantellare un reattore AGR prima di, come minimo, 85 anni dalla cessazione di produzione di una centrale, mentre la gestione del combustibile esaurito deve continuare indefinitamente. Vi sono inoltre molte attività, inclusa la disattivazione di reattori AGR, per le quali non vi è a oggi alcuna esperienza diretta. Il valore stimato dell’aiuto è cambiato dalla notificazione. Le principali ragioni sono i maggiori proventi derivanti dai cash sweeps, dovuti a miglioramenti nei risultati previsti di BE, l’impatto dell’inflazione, l’aggiornamento degli importi dovuti nell’ambito dei contratti storici sul combustibile esaurito, l’aumento dei volumi di combustibile esaurito storico AGR dovuto alla data tardiva della ristrutturazione effettiva, e l’aumento del valore delle attività detenute nell’ambito del Fondo disattivazione della produzione nucleare (Nuclear Generation Decommissioning Fund) per rispecchiare il più recente valore di mercato.
Tabella 1
Valutazione degli strumenti di aiuto della misura A in base a proiezioni del luglio 2004 (6)
(milioni di GBP)
Dichiarazione originaria
Proiezioni attuali
VNA
(attualizzato al 5,4 % nominale (7))
Pagamenti in contanti complessivi futuri
(non attualizzati)
VNA
(attualizzato al 5,4 % nominale (7))
Pagamenti in contanti complessivi futuri
(non attualizzati)
Impegno relativo ai contratti storici sul combustibile esaurito
2 185
3 218
2 377
3 067
Impegno relativo agli oneri non contrattuali
750
3 166
951
3 375
Impegno relativo agli oneri di disattivazione
879
4 917
1 115
5 062
Importi conferiti da BE all’NLF
- 1 432
- 1 845
- 2 007
- 2 510
Importi netti pagabili dal ministero
197
6 238
59
5 927
Detassazione
916
946
1 047
1 077
Totale
3 298
10 402
3 483
10 071
Dichiarazione originaria: flussi di cassa con valore al marzo 2003, in prezzi del dicembre 2002.
Proiezioni attuali: flussi di cassa con valore al marzo 2004, in prezzi del marzo 2004.
(48)
BNFL fornisce combustibile nucleare a BE per tutti i suoi reattori AGR, e inoltre tratta o stocca questo combustibile una volta esaurito (8).
(49)
Nell’ambito del piano di ristrutturazione, BNFL, che è il maggiore creditore di BE, ha convenuto di modificare i suoi contratti con BE sia per quanto riguarda la fornitura di combustibile che il trattamento del combustibile esaurito.
(50)
Gli accordi di fornitura di combustibile fra BE e BNFL anteriori alla ristrutturazione risalivano al 1997 e al 1995 rispettivamente per BEG e BEGUK. Dovevano continuare ad essere validi fino al 31 marzo 2006, ma con l’intento di rinegoziare e prorogare i contratti da tale data per quanto riguarda BEG, e con l’opzione di prorogarli per quanto riguarda BEGUK.
(51)
I costi per la fornitura del combustibile comprendevano un onere fisso annuo e un onere supplementare variabile per elemento di combustibile consegnato. Questi costi venivano stabiliti tenendo conto di un adeguamento in funzione dell’indice dell’inflazione.
(52)
Il 1o aprile 2003 sono entrate in vigore condizioni rinegoziate per la fornitura del combustibile, sotto forma di addenda agli accordi precedenti. Le nuove condizioni costituiranno anche la base di nuovi accordi di fornitura di combustibile per la durata di vita delle centrali AGR dopo il 31 marzo 2006, che entreranno in vigore il 1° aprile 2006.
(53)
Secondo le nuove condizioni, il pagamento fisso annuo previsto dagli accordi precedenti sarà ridotto di 5 milioni di GBP all’anno e vi sarà un ulteriore sconto, legato ai prezzi dell’energia elettrica del carico di base, benché limitato a un massimo di 15 milioni (entrambi gli importi in prezzi 2003 e indicizzati secondo l’indice dei prezzi al dettaglio). I prezzi rimarranno per il resto come stabilito nei contratti precedenti.
(54)
Per quanto riguarda la fornitura di combustibile dal 1o aprile 2006, e a condizione che almeno 4 delle 7 centrali AGR rimangano aperte, l’onere fisso pagabile da BE sarà pari a 25,5 milioni di GBP, meno lo sconto di cui sopra, con un onere variabile (come previsto nei contratti esistenti) equivalente a 191 000 GBP per tonnellata di uranio. Questi prezzi sono espressi ai valori monetari del luglio 2002 e saranno indicizzati in funzione dell’indice dei prezzi al dettaglio.
(55)
Per il periodo in cui solo tre, o meno di tre, centrali rimarranno aperte, il prezzo può essere fissato in base alla raccomandazione di una commissione mista BE-BNFL, dopo lo studio di un programma di ottimizzazione della fine della durata di vita dell’impianto di BNFL di produzione del combustibile.
(56)
Nel 1995, i predecessori legali di BEG e BEGUK (rispettivamente Nuclear Electric e Scottish Nuclear) hanno concluso contratti a lungo termine con BNFL per lo stoccaggio e il ritrattamento di combustibile irradiato AGR e per servizi connessi. Lo stesso anno BEGUK (allora Scottish Nuclear) ha concluso un altro contratto per lo stoccaggio a lungo termine di tutte le quantità di combustibile AGR in eccesso rispetto alla quantità già oggetto di contratto per il ritrattamento. Nel 1997 BEG ha inoltre firmato un altro contratto per servizi di gestione di combustibile esaurito, relativo a tutte le quantità di combustibile irradiato nella vita di una centrale AGR in eccesso rispetto a quello consegnato nell’ambito del contratto del 1995 per i reattori BEG. A tutti i contratti di cui sopra verrà fatto riferimento in appresso con l’espressione «accordi esistenti di gestione del combustibile esaurito». Essi prevedono prestazioni di servizi fino, come minimo, al 2038 o al 2086 (a seconda delle categorie di residui).
(57)
Conformemente a tali accordi esistenti, BE rimane proprietaria e responsabile di tutto il combustibile esaurito. Alla fine, sarà richiesto a BEG e BEGUK di riprendere dai depositi di BNFL i residui vetrificati ad alta attività, il combustibile esaurito, alcuni residui ad attività media e uranio e plutonio ritrattati per adempiere alle loro responsabilità per lo smaltimento di questi.
(58)
Le tariffe per questi accordi sono essenzialmente fisse, fatti salvi gli adeguamenti per l’inflazione e, nel caso di impegni relativi allo stoccaggio e al ritrattamento, sono basate sulle tonnellate di combustibile consegnato. I prezzi dei contratti iniziali del 1995 comprendevano anche importi per la disattivazione del THORP (Thermal Oxide Reprocessing Plant) a Sellafield, in cui è ritrattato il combustibile AGR. Data la natura dei servizi forniti da BNFL, BE è tenuta ad effettuare pagamenti continui relativi al combustibile consegnato, indipendentemente dal fatto che ponga termine o meno ai contratti per il combustibile non consegnato.
(59)
I flussi di pagamenti per i contratti del 1995 di stoccaggio e ritrattamento sono fissi e continueranno ad essere eseguiti, mensilmente, fino al termine dei contratti nel 2086. Il flusso di pagamenti per i contratti del 1997 è basato sul calendario e sulle tonnellate di combustibile consegnato a BNFL. Questi pagamenti fissi corrispondono a una somma forfettaria pagata secondo un calendario fisso.
(60)
Gli accordi rinegoziati di gestione del combustibile esaurito (in appresso «i nuovi accordi di gestione del combustibile esaurito») si applicano in modo diverso a seconda che si tratti di gestione di combustibile caricato prima o dopo la data effettiva della ristrutturazione.
(61)
Per il combustibile caricato prima della data effettiva della ristrutturazione, le modifiche significative saranno le seguenti:
a)
il calendario dei pagamenti sarà ridotto, in modo che il valore netto attualizzato dei pagamenti futuri, calcolato usando i tassi di attualizzazione del settore pubblico britannico, sia invariato;
b)
le clausole di termine dei contratti saranno modificate in modo che, qualora BE diventi insolvente nonostante la ristrutturazione, i contratti prendano fine senza rivalsa su BE. Le autorità britanniche hanno indicato che, in questo caso, sarebbe probabilmente necessario continuare a gestire il combustibile sul sito di BNFL a Sellafield, e il governo britannico o l’NLF dovrebbero stipulare a tal fine accordi contrattuali con BNFL o con suoi eventuali successori. Le autorità britanniche hanno indicato che, qualora ciò dovesse verificarsi, si aspetterebbero che i nuovi accordi fossero basati su un’analisi di tutte le circostanze rilevanti del momento, incluse le condizioni contrattuali esistenti.
(62)
Per il combustibile caricato alla data effettiva della ristrutturazione, o dopo di essa, le modifiche significative saranno le seguenti:
a)
la proprietà e la responsabilità del combustibile esaurito passerà a BNFL nel momento in cui essa si assumerà i rischi che comporta la gestione di detto combustibile (ossia quando il combustibile esaurito le viene consegnato). BE non avrà più alcuna responsabilità a tale riguardo;
b)
il pagamento dei servizi riguardanti il combustibile esaurito sarà effettuabile in relazione al momento in cui il combustibile non irradiato viene caricato nei reattori di BE e non in una fase posteriore (ad esempio al momento della consegna del combustibile esaurito a BNFL), e sarà basato su un piano di caricamento con un esercizio annuale di riconciliazione;
c)
il prezzo di base per il combustibile esaurito sarà di 150 000 GBP per tonnellata di uranio, pagabile al momento del caricamento del combustibile non irradiato (ai prezzi del 2003). In seguito sarà indicizzato secondo l’indice dei prezzi al dettaglio. Ogni anno si procederà poi a un adeguamento verso l’alto o verso il basso, secondo una formula basata sulla quantità di elettricità generata dalle centrali AGR e il valore dell’elettricità del carico di base in Inghilterra e in Galles, offrendo così a BE una protezione contro le fluttuazioni del prezzo dell’energia elettrica. Il prezzo di base per la gestione del combustibile esaurito è di circa 0,6 GBP/MWh prima di detto adeguamento.
(63)
Tabella 2 mostra gli effetti, per BE, delle modifiche nei contratti per la fornitura di combustibile da parte di BNFL, quali stimati dalle autorità britanniche secondo tre possibili scenari di evoluzione del mercato dell’elettricità.
Tabella 2
Effetti delle modifiche nei contratti per la fornitura di combustibile da parte di BNFL
(milioni di GBP)
Calcolo dei risparmi nella fornitura di combustibile
Anno al 31 marzo
2004
2005
2006
2007
2008
Costi prima della ristrutturazione
-
Bank case e upside case
221
247
232
203
213
-
Downside case
216
241
227
198
208
Costi dopo la ristrutturazione
-
Bank case
206
231
218
188
201
-
Upside case
207
231
227
198
207
-
Downside case
200
220
205
176
186
Risparmi
-
Bank case
15
16
14
15
12
-
Upside case
14
16
5
5
6
-
Downside case
16
21
22
22
22
(64)
Le autorità britanniche hanno affermato che sarebbe difficile dare stime precise dei risparmi da parte di BE dopo il 2006, poiché era previsto che i contratti di fornitura di combustibile precedenti alla ristrutturazione avrebbero preso fine in quell’anno. Ogni stima dei vantaggi derivanti a BE dalle modifiche dovrebbe quindi tener conto in qualche modo dei vantaggi derivanti a BNFL dalla proroga dei contratti fino alla fine della durata di vita degli impianti di BE, cosa che si riflette nei prezzi dei nuovi contratti. Tenendo presente queste incertezze, le autorità britanniche hanno indicato che le stime interne di BE relative ai risparmi sui costi nel corso della durata di vita degli impianti sarebbero di 239 milioni di GBP (non attualizzati) e di 140 milioni di GBP (attualizzati a un tasso reale del 3,5 % (9)). La tabella 3 mostra gli effetti, per BE, delle modifiche dei contratti con BNFL relativi al combustibile esaurito AGR, quali stimati dalle autorità britanniche, secondo gli stessi tre possibili scenari (10). Il valore netto attualizzato è calcolato in base al tasso di attualizzazione usato nel Regno Unito per il settore pubblico, del 3,5 % reale. La tabella presenta solo l’impatto dei cambiamenti di prezzo nei contratti per il combustibile caricato alla data effettiva della ristrutturazione, o posteriormente. L’impatto delle modifiche ai contratti relativi al combustibile caricato prima della data effettiva della ristrutturazione è difficile da quantificare, poiché si concretizzerebbe solo nel caso in cui BE diventasse insolvente. Inoltre, secondo le autorità britanniche, il beneficio, per BE, del trasferimento a BNFL della proprietà e della responsabilità per il combustibile esaurito, e degli oneri a ciò collegati, è difficile da stimare. Le autorità britanniche hanno tuttavia dichiarato che una stima soggettiva dei benefici, per BE, derivanti dal trasferimento di tali responsabilità sarebbe di circa 1 421 milioni di GBP (non attualizzati) e di 148 milioni di GBP (attualizzati al 5,4 % nominale). Questi benefici non sono ripresi nella tabella 3.
Tabella 3
Impatto, in termini di valore netto attualizzato, delle modifiche ai contratti futuri relativi al combustibile esaurito AGR (11)
(milioni di GBP)
NPV
Pagamenti totali non attualizzati
Prima della ristrutturazione
-
Bank case
592
1 117
Dopo la ristrutturazione
-
Bank case
418
558
-
Upside case
881
1 204
-
Downside case
3
4
Risparmi
-
Bank case
174
559
-
Upside case
- 289
- 87
-
Downside case
589
1 113
(65)
Originariamente, le società che ora sono BEG e BEGUK acquistavano entrambe, esse stesse, composti dell’uranio per fornirli a BNFL affinché fossero usati nella fabbricazione e produzione di combustibile nucleare per i loro impianti AGR. La società ora denominata BEGUK ha poi trasferito a BNFL i suoi contratti di approvvigionamento di composti dell’uranio. Tali contratti preesistenti erano a lungo termine e, ad ogni modo, sufficienti solo per le quantità relativamente piccole di materiale richiesto da BEGUK: questo cambiamento ha quindi dato a BNFL solo una base limitata per lo sviluppo di una divisione di approvvigionamento e fornitura di composti dell’uranio.
(66)
Nell’ambito della rinegoziazione fra BE e BNFL dei contratti per la fornitura futura a BE di combustibile nucleare fabbricato da BNFL, era stato convenuto che anche BEG dovesse trasferire i suoi contratti di approvvigionamento dei composti dell’uranio a BNFL, che sarebbe così diventata responsabile della conclusione degli accordi futuri per l’approvvigionamento di composti dell’uranio per il combustibile nucleare per gli impianti AGR di BEG.
(67)
Allo stesso tempo, BNFL comprerà gli stock di composti dell’uranio di BEG, il cui valore contabile è stimato fino a 67 milioni di GBP.
(68)
Nell’ambito del piano di ristrutturazione, BE ha concluso degli accordi («accordi di moratoria»), relativi al congelamento, a determinate condizioni, dei pagamenti dovuti a BNFL e ad una serie di grandi creditori finanziari (i «grandi creditori»), fra cui i titolari della maggior parte delle obbligazioni in sterline 2003, 2006 e 2016 emesse da BE (gli «obbligazionisti»), il sindacato bancario di Eggborough, inclusa la Royal Bank of Scotland («RBS») che fornisce le lettere di credito (insieme: «creditori bancari»), e controparti di tre accordi out of the money di acquisto di energia (Power Purchase Agreements, «PPA») e contracts for differences: Teaside Power Limited («TPL»), Total Fina Elf («TFE»), ed Enron (in appresso, collettivamente, le «controparti PPA»).
(69)
Gli accordi di moratoria prevedono che il periodo di moratoria cominci il 14 febbraio 2003 e termini al più presto il 30 settembre 2004, o al verificarsi di un evento che ponga fine agli accordi, o al completamento della ristrutturazione. BNFL e i grandi creditori hanno convenuto con BE che, in questo periodo, non prenderanno alcuna misura per avviare procedimenti di insolvenza o per sollecitare o accelerare il pagamento di importi dovuti e pagabili da BE.
(70)
Gli obblighi previsti dagli accordi di moratoria per BE, BNFL e i grandi creditori sono descritti ai considerando da 71 a 73.
(71)
Conformemente agli accordi di moratoria:
a)
continueranno ad essere pagati interessi agli obbligazionisti e alle banche Eggborough ai sensi degli accordi esistenti;
b)
un interesse del 6 % annuo sarà pagato a RBS (per la sua lettera di credito) su un importo di 34 milioni di GBP, e alle controparti PPA sugli importi dei loro crediti (RBS: 37,5 milioni di GBP; TPL: 159 milioni di GBP; TFE: 85 milioni di GBP; Enron: 72 milioni di GBP);
c)
a EPL saranno pagati importi ascrivibili ai suoi costi operativi e alle sue spese in conto capitale;
d)
BE continuerà ad acquistare energia da TPL a prezzi fissi, a livelli basati sull’attuale curva dei prezzi a termine per l’elettricità fino al completamento della ristrutturazione;
e)
BNFL matura interessi sugli importi dovuti in virtù degli accordi esistenti di gestione del combustibile esaurito dal 1o aprile 2003; tali interessi saranno cancellati se la ristrutturazione ha luogo. Gli importi derivanti da accordi esistenti di gestione del combustibile esaurito riguardanti combustibile caricato prima della data effettiva della ristrutturazione saranno congelati nella misura in cui eccedano gli importi che sarebbero stati pagabili se i nuovi accordi di gestione del combustibile esaurito fossero stati in vigore dal 1o aprile 2003, e saranno cancellati se la ristrutturazione ha luogo.
(72)
Conformemente agli accordi di moratoria:
a)
fra novembre 2002 e il 31 marzo 2003 BNFL congelerà tutti i pagamenti dovuti ai sensi degli accordi esistenti sul combustibile esaurito dal 1o aprile 2003. BNFL applicherà inoltre la moratoria al saldo fra i pagamenti dovuti ai sensi dei contratti esistenti e quelli dovuti ai sensi dei nuovi contratti di gestione del combustibile esaurito;
b)
gli obbligazionisti applicheranno la moratoria alle principali somme dovute per le obbligazioni 2003;
c)
le banche Eggborough applicheranno la moratoria ai principali rimborsi e altri pagamenti dovuti in virtù del Capacity and Tolling Agreement («CTA»), eccetto a quelli che rientrano negli obblighi continui di BE;
d)
RBS applicherà la moratoria a tutti gli importi relativi alla controgaranzia RBS, alla composite guarantee o alla lettera di credito;
e)
le controparti PPA applicheranno la moratoria a tutti gli importi derivanti dai PPA, tranne che a quelli rientranti negli obblighi continui di BE.
(73)
Gli obblighi di un grande creditore nell’ambito del suo accordo di moratoria dei pagamenti cesseranno di applicarsi se si verifica una delle seguenti situazioni e se un grande creditore comunica a BE la fine dell’accordo:
a)
se vi è inadempienza nel pagamento degli importi non differiti dovuti a quel grande creditore, che si protragga per più di 20 giorni lavorativi;
b)
se viene fatta una richiesta o un ordinanza di liquidazione o di amministrazione giudiziaria nei confronti di BE o di una delle sue controllate;
c)
se il governo britannico presenta una richiesta scritta di rimborso relativa al Credit Facility Agreement o ad altra linea di credito sostitutiva di banche commerciali da esso garantita, e alla corrispondente controgaranzia di BE e delle sue controllate a favore del governo britannico;
d)
se la necessaria approvazione non è stata ottenuta dall’Eggborough Credit Facility Agent, da RBS, dal sindacato bancario di TPL o da Enron;
e)
se BE o una sua controllata presentano dei documenti che prevedono una distribuzione ai grandi creditori diversa da quella sancita negli Heads of Terms e concordata dai grandi creditori.
(74)
La tabella 4 presenta il livello dei risparmi in termini di cassa che secondo le autorità britanniche verrebbero realizzati da BE grazie agli accordi di moratoria, se la data effettiva della ristrutturazione fosse il 31 marzo 2004.
Tabella 4
Risparmi realizzati da BE grazie agli accordi di moratoria
(milioni di GBP)
Anno che termina al marzo 2003
Anno che termina al marzo 2004
BNFL
132
265
Obbligazionisti
110
0
Banche Eggborough
47
40
TPL
13
33
TFE
3
14
Enron
4
19
Impatto IVA
0
- 8
Impatto interessi
- 9
- 21
Impatto moratoria
300
342
Totale cassa
300
642
(75)
Oltre agli accordi di moratoria, il piano di ristrutturazione prevede una riorganizzazione e una riprogrammazione delle somme vantate dai grandi creditori. Il 14 febbraio 2003 BE ha concluso un accordo non vincolante con i grandi creditori per la fissazione e la ripartizione dei loro crediti.
(76)
Le somme oggetto dell’accordo di compromesso, come si riflette nei rendiconti finanziari non certificati di BE per il semestre fino al 30 settembre 2002, erano le seguenti:
-
obbligazionisti: 408 milioni di GBP
-
creditori bancari: 490 milioni di GBP
-
controparti PPA: 365 milioni di GBP
(77)
Conformemente agli Heads of Terms, gli importi vantati in relazione ai PPA sono stati fissati a 316 milioni di GBP ai fini del pacchetto di ristrutturazione.
(78)
Le somme saranno riorganizzate e riprogrammate come segue:
a)
275 milioni di GBP di nuove obbligazioni saranno emesse per gli obbligazionisti, i creditori bancari, RBS, TPL, TFE ed Enron;
b)
un CTA rivisto sarà concluso con le banche Eggborough, con un rendimento finanziario per le banche equivalente a 150 milioni di GBP di nuove obbligazioni;
c)
azioni ordinarie di BE saranno emesse per gli obbligazionisti, i creditori bancari, RBS, TPL, TFE ed Enron.
(79)
BE ha rivisto la sua strategia commerciale, cercando di ridurre la sua esposizione ai rischi relativi alla produzione e ai prezzi. Questa revisione costituisce uno degli elementi, nel pacchetto di ristrutturazione, che rafforzano la solidità finanziaria di BE.
(80)
BE è una delle maggiori imprese di produzione di elettricità nel Regno Unito, e contribuisce per più del 20 % alla produzione di energia in questo paese. Tale produzione avviene nelle centrali nucleari (l’83 % della capacità) e in centrali a carbone (il 17 % della capacità), capaci di produrre circa 75 TWh all’anno.
(81)
Il ramo commerciale di BE, BEPET, si occupa di vendere le diverse forme di produzione di BE, di gestire l’esposizione di BE alle fluttuazioni del prezzo di mercato dell’elettricità, e di massimizzare i prezzi di vendita raggiunti da BE sul mercato. Poiché l’83 % della capacità di produzione di BE è nucleare, BEPET si concentra sulla vendita di questa produzione essenzialmente continua.
(82)
Anche la centrale elettrica a carbone di Eggborough è un elemento importante nel portafoglio commerciale. Essa offre flessibilità nella produzione per rispondere ai livelli sempre diversi della domanda dei clienti, e una preziosa «assicurazione» in caso di interruzione del funzionamento degli impianti nucleari. Offre poi flessibilità in relazione alle richieste dei suoi grandi clienti I&C e a parte del suo commercio all’ingrosso.
(83)
Per gestire l’esposizione di BE ai rischi dei prezzi di mercato massimizzando al tempo stesso il prezzo di vendita raggiunto sul mercato, BEPET vende a termine la sua produzione. Nel momento in cui l’energia elettrica è prodotta, BEPET, come altri produttori, cerca di averne già venduto il 100 % per evitare l’esposizione ai prezzi tipicamente volatili del meccanismo di bilanciamento. Vendendo in anticipo, la società può assicurarsi che i futuri volumi di produzione siano venduti al prezzo prevalente in quel momento e, in alcuni casi, che i prezzi per produzioni future siano già fissati.
(84)
BEPET ha una serie di canali attraverso i quali può vendere la produzione di BE, e vende il 32 % di tutta la produzione complessiva attraverso la divisione vendite dirette (Direct Supply Business, «DSB»). La DSB ha registrato una crescita organica e rappresenta un elemento chiave della strategia aziendale di BE.
(85)
In rapporto ad altri grossi produttori in Gran Bretagna, la posizione di BE sul mercato al dettaglio rappresenta solo una piccola parte della sua produzione. La crescita di BE su questo mercato è guidata dall’obiettivo di diversificare i canali di distribuzione della sua produzione, piuttosto che da obiettivi specifici legati al mercato al dettaglio in sé. BE ottiene un margine lordo del 2 % (12) circa sulle sue vendite dirette, cosa che rispecchia la natura competitiva di questo mercato.
(86)
Fra i motivi delle difficoltà finanziarie a cui BE si è trovata di fronte nel settembre del 2002 vi sono tre accordi di acquisto di energia, essenzialmente out-of-the-money, e contracts for differences, conclusi dalla società nell’ambito di precedenti attività commerciali e aziendali. Ciascuno di essi è stato incluso nell’accordo di compromesso con i grandi creditori raggiunto come parte del pacchetto di ristrutturazione.
(87)
Il primo è il contratto con TFE. Paragonato ai prezzi di mercato oggi prevalenti, il prezzo d’esercizio nell’ambito di questo contratto è molto alto. L’accordo è stato concluso nel 1997, in un periodo in cui i prezzi erano in media molto più alti di quanto avvenga attualmente. L’accordo è essenzialmente out-of-the-money per BE, e la somma dovuta a TFE è di 85 milioni di GBP.
(88)
Il secondo riguarda il contratto di swap con Enron, risalente al 1o aprile 1996, che è uno strumento finanziario, basato sulla differenza fra i prezzi del Pool (ossia il mercato del commercio dell’elettricità in Inghilterra e in Galles fra il 1989 e il 2001) per le ore di alto e di basso consumo. Il contratto era stato concluso da BE prima dell’acquisizione di Eggborough. Esso era inteso come una copertura contro le forme sempre diverse assunte dalla crescente attività di BE relativa ai clienti I&C. Il debito verso Enron riconosciuto in relazione a questo PPA out-of-the-money nell’ambito del pacchetto di ristrutturazione è pari a 72 milioni di GBP.
(89)
Il terzo riguarda un accordo ereditato attraverso l’acquisizione da parte di BE, nel 1999, di SWALEC, insieme a TPL Il contratto è stato originariamente firmato il 26 giugno 1991. Esso è sostanzialmente out-of-the-money. Il debito verso TPL riconosciuto in relazione a questo PPA nell’ambito del pacchetto di ristrutturazione è pari a 159 milioni di GBP.
(90)
Nell’ambito del pacchetto di ristrutturazione, BE ha deciso di aumentare la quota delle vendite a medio termine a prezzo fisso della sua produzione. Secondo il governo britannico, l’attuazione di questa strategia ridurrà la volatilità dei flussi di cassa e rafforzerà la redditività a più lungo termine della società.
(91)
Nell’ambito della nuova strategia, le vendite a termine a prezzo fisso faranno sì che la società pre-venda una parte maggiore della sua produzione per i prossimi 3-5 anni a un prezzo fisso, in modo che BEPET possa fissare il valore di una proporzione maggiore della sua futura produzione.
(92)
Gli obiettivi chiave della nuova strategia commerciale sono: i) limitare i rischi sui prezzi assicurandosi più contratti a prezzo fisso; ii) mantenere canali di vendita redditizi per volumi consistenti di produzione, e iii) procurarsi fondi supplementari per mantenere adeguate riserve finanziarie.
(93)
Poiché la nuova strategia è stata elaborata all’inizio di dicembre 2002, BE è riuscita, attraverso il rinnovo di contratti annuali e alcune proroghe di accordi pluriennali, a vendere o a prorogare 14,8 TWh supplementari di vendite dirette DSB per il periodo 2003-2006. Al 6 marzo 2003, BE aveva anche condotto rinegoziazioni con una serie di controparti sul mercato all’ingrosso sulla questione del commercio strutturato.
(94)
Il 6 febbraio 2003 è stato firmato un importante contratto con British Gas Trading Limited per la vendita di circa 10 TWh all’anno fino al 1o aprile 2007, di cui più della metà a prezzo fisso.
(95)
Anche i nuovi contratti con BNFL offrono a BE una certa copertura rispetto ai prezzi dell’elettricità: ciò è dovuto ai prezzi variabili - legati ai prezzi dell’elettricità - da pagare per la fornitura di combustibile AGR e per i servizi di gestione del combustibile esaurito AGR. Ai prezzi di mercato correnti, i nuovi accordi con BNFL offrono una copertura parziale sul 60 % circa della produzione AGR di BE di circa 58 TWh all’anno.
(96)
BE propone di concentrare la sua strategia a medio termine sui seguenti obiettivi:
a)
garantire che i suoi impianti nucleari funzionino secondo i livelli mondiali di sicurezza e rendimento;
b)
rafforzare la sicurezza aumentando al tempo stesso la produttività e la competitività;
c)
ridurre l’esposizione ai rischi sui prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica nel Regno Unito continuando a mantenere dei canali affidabili di accesso al mercato. Questo obiettivo sarà raggiunto con una combinazione di condizioni contrattuali, l’accesso a una produzione flessibile attraverso Eggborough e le vendite DSB, concentrandosi principalmente sul settore dei consumatori I&C;
d)
sviluppare un’attività redditizia nel settore delle fonti rinnovabili di energia per sostenere la competitività delle vendite DSB;
e)
un impegno continuo a contribuire ad attività sostenute dall’UE nel campo della sicurezza nell’ex Unione Sovietica e nell’Europa dell’Est.
(97)
Il 23 dicembre 2002 BE ha annunciato di aver concluso un accordo (heads of agreement) vincolante per cedere la sua partecipazione dell’82,4 % in Bruce Power come segue: il 79,8 % a un consorzio composto da Cameco, BPC Generation Infrastructure Trust e TransCanada PipeLines Limited (in appresso, il «consorzio»), e il 2,6 % al Power Workers’ Union Trust No1 e The Society. Inoltre, il consorzio ha accettato di acquisire la partecipazione del 50 % di BE in Huron Wind, una turbina eolica nell’Ontario. La vendita di Bruce Power ed Huron Wind al consorzio è stata completata il 14 febbraio 2003. In chiusura, BE ha ricevuto 678 milioni di CAD in contanti. Inoltre, BE si aspetta di ricevere fino a 140 milioni di CAD di crediti potenziali legati alla ripresa di due unità Bruce A ed a escrow accounts.
(98)
L’introito iniziale di 275 milioni di GBP, meno alcuni costi di transazione, è stato pagato su un conto autorizzato dal ministero del Commercio e dell’industria (DTI) e a favore di questo, nell’ambito del Credit Facility Agreement («CFA») per il salvataggio.
(99)
Exelon Generation Company, LLC («Exelon») e British Energy Investment Ltd. hanno sollecitato proposte per le loro rispettive partecipazioni in Amergen, in relazione ad una vendita di Amergen. Il 22 dicembre 2003 gli azionisti di BE hanno approvato la cessione a Exelon Generation Company LLC della partecipazione del 50 % di BE in Amergen. BE ha ricevuto approssimativamente 277 milioni di USD in contanti.
(100)
Diverse autorità locali hanno convenuto di differire, senza interessi, il pagamento delle tasse sulle imprese ad esse dovute da BE.
(101)
Stando alle informazioni inoltrate dal Regno Unito, si tratta delle seguenti autorità:
-
Lancaster City Council, in relazione all’impianto di Heysham, per 1 775 240 GBP;
-
Shepway District Council, in relazione all’impianto di Dungeness, per 578 524 GBP;
-
Hartlepool Borough Council, in relazione all’impianto di Hartlepool, per 447 508 GBP;
-
North Ayrshire Council, in relazione all’impianto di Hunterston, per 735 947 GBP;
-
East Lothian Council, in relazione all’impianto di Torness, per 765 986 GBP.
(102)
Complessivamente, è stato differito il pagamento di 4 303 205 GBP di imposte dal novembre 2002 al febbraio 2003. Per quanto riguarda questa misura G, le imposte sono state pagate interamente da BE nel febbraio 2003, e 65 656,24 GBP di interessi per pagamento tardivo sono stati pagati il 7 ottobre 2003. Il calcolo del tasso di interesse è basato sui tassi di riferimento della Commissione per il Regno Unito, pari al 6,01 % fino al 31 dicembre 2002, e al 5,42 % successivamente.
c) Implicazioni finanziarie del pacchetto di ristrutturazione
(103)
Prima di presentare gli effetti del piano di ristrutturazione sulla redditività di BE, le autorità britanniche hanno descritto gli aspetti economici della produzione nucleare. Nel valutare gli aspetti economici dell’attività produttiva di BE, la notifica distingue fra i costi evitabili e i costi non evitabili della gestione delle sue centrali. Gli impianti nucleari sono caratterizzati da costi non evitabili molto alti e da costi evitabili relativamente bassi, in particolare costi marginali di breve periodo (short run marginal costs, «SRMC»). Secondo le autorità britanniche, dato che la decisione di produrre energia si basa sul livello dei costi evitabili, e in considerazione del fatto che gli impianti nucleari hanno i costi marginali di breve periodo più bassi, la gestione di impianti nucleari è un’attività economicamente razionale.
(104)
Le autorità britanniche sostengono poi che, se la ristrutturazione di BE riesce, l’impresa non sarà strutturalmente in perdita. Secondo le stesse autorità, il piano è in grado di affrontare i problemi all’origine delle difficoltà di BE, e porta ad una efficienza economico-finanziaria a lungo termine. In particolare, esso migliorerà la strategia commerciale di BE per cercare di compensare la sua posizione scoperta, solleverà l’impresa da alcuni dei suoi elevatissimi costi fissi facendosi carico degli oneri nucleari storici e mettendola in grado di costituire sufficienti riserve di cassa per garantire le proprie attività.
(105)
L’obiettivo del piano è quello di ristrutturare i costi e gli oneri di BE e di predisporre una struttura del capitale stabile affinché BE possa continuare a operare a lungo termine come entità finanziariamente redditizia. Perché BE sia considerata tale, il governo britannico presuppone che l’impresa, per un determinato periodo di tempo, debba essere in attivo, con flussi di cassa positivi, e in grado di finanziare le proprie attività su base continua.
(106)
Per raggiungere l’obiettivo della redditività finanziaria, nel piano di ristrutturazione sono stati sviluppati i seguenti aspetti:
a)
la vendita delle partecipazioni di BE in Bruce Power e Amergen, per costituire risorse di cassa nell’impresa, rafforzarne la solidità e ridurre la portata delle attività;
b)
la riduzione della base dei costi correnti attraverso trattative commerciali con i grandi creditori per raggiungere un accordo riguardo ai loro crediti storici, e concludere accordi di moratoria finché la ristrutturazione non è effettuata, in cambio di una combinazione di nuovi titoli di debito e di capitale di BE una volta ultimata la ristrutturazione;
c)
l’assunzione di certi oneri nucleari da parte del governo britannico, e la rinegoziazione commerciale di contratti front-end e back-end con BNFL per il combustibile nucleare; i nuovi accordi commerciali con BNFL hanno anche ridotto l’esposizione di BE ad andamenti sfavorevoli del prezzo dell’elettricità;
d)
l’attuazione di una nuova strategia commerciale per ridurre l’esposizione di BE ai rischi a livello di volumi e di prezzi sul mercato all’ingrosso dell’elettricità.
(107)
Secondo le autorità britanniche, il piano di ristrutturazione è stato sviluppato in modo da tenere conto di una condizione chiave della redditività finanziaria, ossia la capacità dell’impresa di finanziare le proprie attività. Poiché l’impresa si aspetta di incontrare difficoltà nell’ottenimento di finanziamenti da banche o sul mercato obbligazionario - considerando in particolare il numero relativamente esiguo di operatori disposti a concedere prestiti per finanziare una società di produzione di energia nucleare - il piano di ristrutturazione va considerato come un’alternativa alla ricerca di finanziamenti esterni. Esso prevede la costituzione e l’accrescimento di riserve di cassa, destinate a permettere all’impresa di concludere contratti di commercio di energia elettrica che richiedono una copertura con una garanzia reale, e a far fronte a insufficienze di cassa senza la necessità di dipendere da finanziamenti esterni. Di conseguenza, il piano di ristrutturazione prevede la costituzione di due riserve: una riserva di cassa ad uso di garanzia in contanti, e una riserva di liquidità e per i casi di interruzione di attività delle centrali. Benché siano stati individuati due gruppi di riserve, è inteso che esse siano fungibili, in modo che si possa ricorrere alla riserva di liquidità e per i casi di interruzione delle centrali per far fronte a necessità addizionali per garanzie, e viceversa. Ciò è destinato a dare maggiore solidità a BE.
(108)
BE ha intrapreso diverse azioni per migliorare la sua situazione di cassa:
a)
riduzione dell’impatto della stagionalità gestendo il profilo dei pagamenti quando possibile;
b)
ulteriori iniziative di risparmio dei costi;
c)
cartolarizzazione delle somme da ricevere derivanti da vendite dirette.
(109)
BE è inoltre passata attraverso un processo di pianificazione aziendale che è sfociato in proiezioni finanziarie aggiornate, e ha svolto un’analisi dettagliata dei problemi attinenti al rendimento dei suoi impianti.
(110)
Durante il periodo che termina al 31 marzo 2004, le riserve di cassa erano costituite da due fonti finanziarie: gli accordi di moratoria (misura C) e la cessione delle attività (misura F), dopo il rimborso dei debiti pendenti attraverso l’aiuto al salvataggio CFA.
(111)
Le autorità britanniche hanno sviluppato tre scenari finanziari per tenere conto delle variabili a cui la posizione finanziaria di BE è particolarmente sensibile: la produzione e i prezzi dell’elettricità. Le proiezioni finanziarie sono state riesaminate da Deloitte & Touche nella sua qualità di consulente in materia di economia e di mercato dell’energia per il governo britannico. Le ipotesi relative alla produzione e alla spesa in conto capitale incorporate negli scenari per la pianificazione aziendale sono state riesaminate da WS Atkins nella sua qualità di consulente tecnico di BE e Citigroup, e da Stone & Webster Management Consultants, Inc. nella sua qualità di consulente tecnico del governo britannico.
(112)
Lo studio ha tenuto conto di tre cambiamenti principali dalla notifica originaria del marzo 2003, ossia il livello dei prezzi dell’elettricità, il Performance Improvement Programme (PIP) diretto a migliorare l’affidabilità degli impianti nucleari, e le garanzie commerciali.
(113)
I prezzi dell’elettricità si sono modificati in modo significativo nei mesi recenti. Secondo le autorità britanniche, essi sono attualmente superiori a 28 GBP/MWh, rispetto a 16,4 GBP/MWh nel marzo 2003. I fattori chiave dei cambiamenti nelle previsioni dei prezzi dell’elettricità sono gli andamenti dei prezzi sottostanti del combustibile (carbone, gas, petrolio), il carbon pricing introdotto dal sistema europeo di scambio delle quote di emissione, e i margini di riserva di capacità.
(114)
Il parco centrali di BE è stato storicamente meno efficiente dei suoi omologhi internazionali. Gli impianti più vecchi hanno risentito della mancanza di investimenti, e tutti gli impianti presentano un grande potenziale di miglioramento e alti rischi di guasti a breve termine. BE ha pertanto sviluppato dei piani di recupero per gli impianti. I vantaggi del PIP dovrebbero derivare da cambiamenti culturali e organizzativi e da maggiori investimenti in capitale e personale. Ciò dovrebbe portare, col tempo, ad una maggiore affidabilità degli impianti e ad una maggiore produzione.
(115)
BE ha anche preso in considerazione il recente, significativo aumento di esigenze di garanzia derivante dagli incrementi dei prezzi di mercato.
(116)
Per determinare l’impatto, sulla propria posizione finanziaria, di ipotesi diverse relative alla produzione e ai prezzi dell’elettricità, BE ha preso in considerazione ipotesi di sensibilità più ottimistiche e più pessimistiche, che tengono conto, tutte, dell’andamento dei prezzi dell’elettricità, dei vantaggi del PIP e di proiezioni relative alle garanzie:
a)
l’ipotesi più ottimistica, che è la base del bilancio annuale di BE ed è usata per fissare obiettivi prestazionali. È ampiamente equivalente all’upside case descritto nella decisione di avvio del procedimento;
b)
l’ipotesi di «re-listing», che è la base per le informazioni diffuse pubblicamente e nel prospetto da pubblicarsi per la quotazione in borsa; è da considerarsi come il bank case. I prezzi nell’ipotesi di re-listing derivano dalla curva dei prezzi a termine usando un modello di mercato che incorpora le vedute di BE sui costi del combustibile e sul carbon pricing;
c)
l’ipotesi del «Reasonable Worst Case» (RWC) che è equivalente al downside case e tiene conto delle incertezze riguardo ai prezzi e alla produzione. I prezzi RWC sono basati su una curva dei prezzi elaborata da BE.
(117)
Il governo britannico ha preso come base, per testare l’efficienza economico-finanziaria di BE, gli headroom numbers (margini di manovra finanziaria) della società. Per il periodo 2005-2010 sono state tratte le stime seguenti.
Tabella 5
Headroom figures
(milioni di GBP)
Ipotesi di re-listing/Bank Case
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Riserva di liquidità
[…] (14)
Impatto della stagionalità e degli importi da ricevere
Headroom post-stagionalità
(13)Impatto cumulativo delle vulnerabilità (vulnerabilities) in termini di cassa, produzione e garanzie
Headroom post-vulnerabilità
Impatto cumulativo delle azioni di gestione sulla cassa e sulle garanzie
Headroom post-azioni di gestione
RWC/Downside Case
Riserva di liquidità
Impatto della stagionalità e degli importi da ricevere
Headroom post-stagionalità
Impatto cumulativo delle vulnerabilità in termini di cassa, produzione e garanzie
Headroom post-vulnerabilità
Impatto cumulativo delle azioni di gestione sulla cassa e sulle garanzie
Headroom post-azioni di gestione
(118)
Le autorità britanniche hanno inoltre fornito una stima per un conto profitti e perdite per il periodo 2005/2009 nell’ipotesi di re-listing.
Tabella 6
Conto profitti e perdite nell’ipotesi di re-listing
Periodo di previsione di 5 anni
Conto profitti e perdite
2005
2006
2007
2008
2009
Produzione nucleare in TWh
[…]
Entrate
Vendite della produzione
Vendite varie
Entrate complessive
Costi d’esercizio
Costi del combustibile
Costi del personale
Materiali e servizi
Capitale da iscrivere come spesa nel conto profitti e perdite
Ammortamento
Costi d’esercizio complessivi
Utili (perdite) d’esercizio
Contributi da nuove attività dell’impresa (utili al lordo di interessi e di imposte):
Amergen (prima della rivalutazione)
Utili al lordo degli oneri finanziari e delle imposte
Oneri finanziari
Rivalutazione (netta)
Interessi netti & altri oneri finanziari
Oneri finanziari complessivi
Utili al lordo delle imposte (ULI)
17
171
186
336
355
Partecipazioni minoritarie (quota di ULI)
0
0
0
0
0
Utili al lordo delle imposte (& garanzia del governo britannico)
17
171
186
336
355
Andamento della garanzia del governo britannico
0
- 96
- 133
- 206
- 156
Utili al lordo delle imposte (& elementi eccezionali)
17
75
53
130
199
Elementi eccezionali
4 068
0
0
- 40
0
Utili al lordo delle imposte (dopo gli elementi eccezionali)
4 085
75
53
90
199
Imposte
0
0
0
- 26
- 87
Utili al netto delle imposte e degli elementi eccezionali (al lordo delle imposte sugli elementi eccezionali)
4 085
75
53
64
112
Fonte: BE
Nota: Le cifre per il 2004/05 sono state preparate su base pro forma (cioè per rendere più facile un raffronto; a fini contabili, i costi del combustibile e le cifre di rivalutazione rispecchiano i nuovi contratti per il combustibile, anche se tecnicamente questi non saranno in vigore fino alla data effettiva della ristrutturazione).
(119)
Questa stima mostra che gli utili al lordo delle imposte, le partecipazioni minoritarie, gli impegni del governo britannico e gli elementi eccezionali conoscono un miglioramento che li fa passare da 17 milioni di GBP nel 2005 a un importo situato fra 171 milioni di GBP e 355 milioni di GBP negli anni successivi. Nel 2005 gli elementi eccezionali riguardano l’inclusione, a livello contabile, dell’impegno del governo britannico di finanziare gli oneri nucleari di cui alla misura A.
(120)
Gli utili al lordo delle imposte sono sostanzialmente ridotti da contributi all’NLF a partire dal 2005. Tuttavia, questi contributi rappresentano il 65 % dei flussi di cassa disponibili dopo il servizio del debito, e non sono pagabili quando i flussi di cassa sono negativi o sono necessari versamenti per mantenere i livelli di riserva di cassa prefissati come obiettivo.
(121)
Un’analisi delle proiezioni finanziarie di BE dimostra che nell’ipotesi di re-listing si prevede che l’impresa ristrutturata generi profitti e flussi di cassa per rimborsare le parti interessate, e che dovrebbero essere effettuati consistenti contributi per adempiere agli oneri non definiti contrattualmente e agli oneri di disattivazione prima della corresponsione di qualsiasi somma agli azionisti.
3. Motivi che hanno indotto all’avvio del procedimento
(122)
Nella sua decisione d’avvio del procedimento, la Commissione osservava che il piano di ristrutturazione conferisce un vantaggio competitivo selettivo a BE in un settore in cui esistono scambi intracomunitari. Le misure A e G coinvolgono direttamente i bilanci dell’amministrazione centrale e degli enti locali britannici, quindi risorse statali. Esse costituiscono aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato. È anche possibile che la misura B e, almeno parzialmente, la misura C, coinvolgano risorse statali, nella misura in cui la società pubblica BNFL non avrebbe agito secondo il principio dell’investitore privato in un’economia di mercato. Risulta quindi che anche queste misure costituiscono aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato.
(123)
La Commissione ha analizzato gli aiuti alla luce degli orientamenti comunitari sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese in difficoltà (15) (in appresso: gli «orientamenti»).
(124)
L’analisi ha fatto sorgere i seguenti dubbi quanto alla compatibilità degli aiuti con il mercato comune.
(125)
La Commissione ha espresso dei dubbi sul fatto che il piano porti al ripristino della redditività di BE in un lasso di tempo ragionevole. In effetti, alcune delle misure richiedono un periodo molto lungo (almeno fino al 2086). Inoltre, il miglioramento della posizione di BE sembrerebbe dovuto solo al sostegno esterno concesso dal governo e dai principali creditori piuttosto che ad una concreta ristrutturazione interna. Inoltre, qualora dovesse trattarsi di aiuto di Stato, la rinegoziazione con BNFL dei prezzi di approvvigionamento del combustibile e della gestione del combustibile esaurito potrebbe essere considerata come un aiuto a vita al funzionamento per le centrali nucleari, che sarebbe incompatibile con la condizione secondo la quale BE deve affrontare il mercato con le sue sole forze una volta ultimata la ristrutturazione, e con il principio «chi inquina paga».
(126)
La Commissione ha espresso inoltre dei dubbi sul fatto che l’aiuto potesse essere autorizzato senza che venisse proposta alcuna misura per compensarne l’impatto sui concorrenti. A tale riguardo, la Commissione riconosceva che non vi è probabilmente, o vi è solo in misura molto limitata, un eccesso strutturale di capacità sul mercato rilevante. Tuttavia la Commissione ha ritenuto che, data la natura altamente competitiva di questo mercato e l’entità dell’aiuto, sarebbe stata probabilmente necessaria una qualche sorta di misura di contropartita perché l’aiuto fosse compatibile, anche se questa misura non consiste nella chiusura irreversibile di centrali.
(127)
La Commissione ha poi espresso dei dubbi sul fatto che l’aiuto sia limitato al minimo necessario. A tale riguardo essa osservava che il piano prevede un meccanismo per far partecipare BE ai costi di ristrutturazione attraverso una percentuale del suo flusso di cassa disponibile. Tuttavia, data, in particolare, la grande incertezza sull’importo dell’aiuto da concedere, la Commissione non era allora in grado di valutare se l’aiuto fosse limitato al minimo indispensabile.
(128)
Alla luce delle considerazioni di cui sopra, la Commissione concludeva che vi sono dubbi sulla conformità del piano di ristrutturazione con i criteri stabiliti negli orientamenti, e sul fatto che l’aiuto concesso e da concedersi da parte del governo britannico a BE possa essere considerato compatibile con il mercato comune. La Commissione ha pertanto deciso di avviare il procedimento ai sensi dell’articolo 88, paragrafo 2, del trattato.
(129)
La Commissione aggiungeva inoltre che la decisione di avvio del procedimento lascia impregiudicata l’applicazione del trattato Euratom. Alcune misure, in particolare le misure A e B, devono essere valutate alla luce degli obiettivi del trattato Euratom. La Commissione ha pertanto chiesto al Regno Unito di fornire tutte le informazioni che possano aiutare a valutare le misure, in particolare le misure A e B, alla luce degli obiettivi del trattato Euratom.
III. OSSERVAZIONI DEGLI INTERESSATI
(130)
In seguito alla pubblicazione della decisione di avvio del procedimento, e nei termini previsti da tale pubblicazione, la Commissione ha ricevuto osservazioni da 20 parti interessate, fra cui la stessa BE. Tali osservazioni possono essere sintetizzate come in appresso.
(131)
BE sottolinea che il caso è insolito, dato il modo in cui funziona il mercato dell’elettricità e la struttura economica delle centrali nucleari.
(132)
BE sottolinea che i costi del passato, rappresentati dai suoi oneri nucleari, non potevano più essere affrontati tenuto conto del consistente calo dei prezzi dell’elettricità verificatosi nel Regno Unito. Nell’ambito del piano di ristrutturazione, BE deve anche effettuare ampi contributi per sanare i costi del passato. Per quanto riguarda i costi di disattivazione e gli altri oneri nucleari non coperti dai nuovi contratti con BNFL, il contributo avverrà attraverso l’NDF/NLF. Altre misure che toccano BE e i suoi investitori includono la vendita delle attività nord-americane di BE, la perdita, da parte degli azionisti preesistenti, della totalità dei loro investimenti, l’accordo con gli investitori preesistenti e l’emissione di nuove obbligazioni.
(133)
BE sottolinea che un pagamento forfettario al beneficiario non sarebbe praticabile, in particolare poiché alcuni dei costi in questione si presenteranno in date molto lontane. Un rifiuto del piano di ristrutturazione per il fatto che solleverebbe BE una volta per tutte da alcuni oneri definiti, benché attualmente non quantificabili, creerebbe un precedente contro l’approvazione di aiuti alla ristrutturazione resi necessari dall’esistenza di costi del passato.
(134)
BE ritiene che nessuna conclusione possa essere tratta da un paragone con gli accordi con i creditori privati. In particolare, nel caso di BNFL, una parte importante della sua attività principale sarebbe minacciata, e forse resa non redditizia, se diventasse non redditizio il funzionamento delle centrali di BE.
(135)
BE sottolinea che BNFL aveva adottato una posizione estremamente dura, e che può aver ridimensionato tale posizione solo per la preoccupazione che altrimenti BE avrebbe potuto essere dichiarata insolvente. Le condizioni rinegoziate sono le condizioni minime che BE credeva potessero essere ottenute su un piano commerciale, pur assicurando la sua solidità dopo la ristrutturazione. Secondo BE, la Commissione può aver frainteso la natura commerciale dei nuovi contratti conclusi con BNFL per un’incomprensione sui fatti e, in particolare, sulla loro cronologia. BE fornisce un allegato alla sua memoria, per mostrare perché l’impresa creda che i prezzi dei nuovi contratti non le siano particolarmente favorevoli.
(136)
BE ricorda che il problema da affrontare nel piano di ristrutturazione era il fatto che, nel nuovo contesto sorto con il considerevole calo dei prezzi all’ingrosso dell’elettricità, BE non poteva più sostenere i «costi del passato». Secondo BE, il piano di ristrutturazione affronta in modo valido questo problema.
(137)
Per quanto riguarda gli effetti del pacchetto di aiuti sulla concorrenza, BE dichiara che, dato che gli SRMC delle sue centrali nucleari sono di molto inferiori a quelli di altri fornitori di carico di base, queste sue centrali sono destinate a funzionare in permanenza. Ma il livello preciso degli SRMC di BE è irrilevante per la determinazione dei prezzi dell’elettricità, che rispecchiano gli SRMC più elevati del fornitore marginale.
(138)
BE spiega che le centrali nucleari non sono flessibili da un punto di vista tecnico ed economico, e che il loro funzionamento non come impianti destinati ad assicurare il carico di base non è economicamente valido. Per quanto riguarda la sua strategia commerciale, BE spiega che l’economia della produzione nucleare tende a portare l’impresa a concentrarsi sulla vendita anticipata su mercati a più lungo termine.
(139)
Secondo BE, non vi è sovraccapacità nella produzione di energia elettrica in Gran Bretagna. Per quanto riguarda le misure di contropartita, BE sostiene che la chiusura prematura di qualsiasi suo impianto sarebbe inefficace dal punto di vista economico: lo scopo del pacchetto di aiuti è infatti quello di preservare la capacità nucleare di BE che, in termini di produzione di elettricità e con spese evitabili minime, è la capacità con il migliore rapporto costo-efficacia sul mercato britannico. Inoltre, procedere in questo senso si scontrerebbe con l’esercizio, da parte del governo britannico, delle sue competenze in relazione alle fonti di approvvigionamento energetico nel Regno Unito, e aumenterebbe l’emissione, nell’atmosfera, di gas nocivi per l’ambiente.
(140)
BNFL è una società di proprietà pubblica che opera nel settore nucleare. Fornisce e riprocessa o stocca il combustibile nucleare AGR di BE. A parte le attività legate al ciclo del combustibile, BNFL gestisce anche alcune centrali nucleari Magnox, e svolge attività di progettazione di impianti nucleari.
(141)
La memoria di BNFL si concentra sulla questione dell’esistenza di un aiuto a BE nelle misure B e C. BNFL dichiara che tutti i suoi interventi nel piano di ristrutturazione di BE hanno seguito il principio dell’investitore privato in un’economia di mercato, e che quindi non contengono elementi di aiuto.
(142)
BNFL spiega che, dopo il parere dei suoi consulenti finanziari (NM Rothschild & Sons Limited - «Rothschild»), essa aveva già concluso, nell’aprile 2002, che - tenuto conto della sua posizione estremamente vulnerabile in quanto creditore principale di BE, del fatto che non disponeva di garanzie e della debolezza della sua situazione giuridica - un «regolare pacchetto di salvataggio», che avesse un valore anche per lei, era preferibile al rischio che BE venisse dichiarata insolvente. BNFL aggiunge che il suo consiglio di amministrazione, tuttavia, ha dato l’accordo per una revisione dei contratti in vigore a condizione che BE non fosse mantenuta in stato di solvibilità a qualsiasi costo, e che ogni piano proposto a BE comportasse un vantaggio commerciale per BNFL, dato il suo passivo di bilancio.
(143)
BNFL fornisce i particolari di ciascuna delle successive proposte e controproposte di entrambe le parti, insieme al parere di Rothschild su di esse. BNFL presenta inoltre molto dettagliatamente la cronologia e il contenuto delle discussioni avute con BE, e che mostrano che BNFL si era già dichiarata disposta ad aiutare BE prima che questa si rivolgesse al governo britannico per assistenza, ma che si era resa conto che ciò non sarebbe stato possibile senza un piano globale di ristrutturazione. Le discussioni erano cominciate già nel marzo del 2000, quando BE per la prima volta - senza successo - aveva chiesto l’applicazione della clausola di avversità contenuta nei suoi contratti. Nuove discussioni sono cominciate nel 2002.
(144)
BNFL sottolinea poi di non essere stata coinvolta nelle discussioni fra BE e il governo britannico. Sulla base dell’analisi dei suoi consulenti legali e finanziari indipendenti, BNFL aveva concluso che la migliore soluzione sul piano commerciale sarebbe stata quella di procedere a una ristrutturazione che preservasse la solvibilità di BE, ed era giunta a un accordo con tale impresa sulle condizioni finali (Final Term Sheet) il 28 novembre 2002. È solo dopo l’accordo intervenuto sul Final Term Sheet con BE che BNFL è venuta a conoscenza dei dettagli precisi dell’intervento del governo britannico.
(145)
In base al raffronto fatto fra il Term Sheet del 3 settembre e il Final Term Sheet, BNFL conclude che vi sono considerevoli somiglianze fra le due serie di condizioni, e che il risultato finale era significativamente più vicino alla posizione iniziale di BNFL che a quella di BE.
(146)
BNFL fornisce i particolari della sua valutazione, in base all’analisi dei consulenti legali e finanziari, dei vantaggi commerciali derivanti da una ristrutturazione che preservi la solvibilità di BE, rispetto ad una condizione di insolvenza della stessa impresa. In caso di insolvenza di BE vengono difatti individuati rischi considerevoli per BNFL, dovuti in particolare al fatto che BE ha numerosi prestiti incrociati non documentati fra imprese del gruppo, e che gli accordi contrattuali di BNFL con BE sono in molti casi unici e non può essere tratto alcun chiaro precedente da situazioni di insolvenza anteriori. Inoltre il governo britannico, in quanto unico creditore ad avere garanzie sugli impianti nucleari di BE, avrebbe avuto un ruolo centrale in caso di insolvenza. BNFL non ha tuttavia ricevuto alcuna informazione sull’approccio probabilmente seguito dal governo britannico in questa eventualità.
(147)
Se il ruolo di BNFL in quanto fornitore chiave di BE avrebbe potuto porre tale impresa in una forte posizione negoziale in caso di insolvenza, la sua capacità di far pesare una minaccia credibile di sospensione delle forniture di beni e servizi a BE era minata da una serie di fattori. In particolare BNFL osserva che, in quanto principale creditore di BE, subirebbe le perdite finanziarie più consistenti se le centrali nucleari di BE dovessero chiudere a seguito dell’attuazione di tale minaccia. Inoltre non è sicuro che BNFL possa porre fine legalmente ai contratti conclusi e possa restituire a BE il combustibile esaurito e i residui da essa già ricevuti, visto che ciò non sarebbe consentito dalla legislazione britannica in materia di sicurezza nucleare. Infine, in quanto società di prestazione di servizi in campo nucleare responsabile, BE dovrebbe continuare a fornire servizi a BE in modo da non mettere a repentaglio la sicurezza o anche solo da poter essere percepita da terzi come fonte di mancanza di sicurezza.
(148)
L’analisi svolta da BNFL relativa all’insolvenza di BE si è concentrata su tre scenari possibili: i) la chiusura delle centrali nucleari di BE, con un recupero minimo; ii) l’acquisizione, da parte di BNFL, della proprietà delle centrali BE con la conseguente presa a carico di tutti gli oneri nucleari di questa (operazione ad alto rischio e poco attraente); iii) l’acquisizione della proprietà da parte del governo britannico, con l’invito, per i creditori esistenti, di accettare fortissime svalutazioni contabili.
(149)
Di conseguenza un progetto di ristrutturazione che preservi la solvibilità di BE è apparso il più vantaggioso dal punto di vista commerciale, poiché riduce l’esposizione di BNFL rispetto a BE e poiché offre un flusso di entrate più alte e più sicure per BNFL che non un procedimento di insolvenza. Si ritiene pertanto che BNFL abbia agito come avrebbe fatto qualsiasi altro creditore privato.
(150)
BNFL ha infine raffrontato le somme spettanti, congiuntamente, agli altri creditori importanti e ad essa stessa per assicurarsi che le condizioni in questione costituissero per essa una soluzione ragionevole. Per proteggere ancora di più la propria posizione, BNFL si è inoltre assicurata l’inclusione, nel Final Term Sheet, di una clausola che consente la revoca delle concessioni proposte nel caso in cui ad un qualsiasi altro creditore rilevante fossero offerte condizioni più favorevoli. Rothschild ha aggiornato la sua analisi una volta stabilite nel dettaglio le condizioni che BE stava concordando con altri creditori importanti, e ha confermato che gli accordi con BNFL non sembravano effettivamente peggiori di quelli conclusi con gli altri grandi creditori. Inoltre, nessuno degli accordi contrattuali rivisti entrerà in vigore se la ristrutturazione non sarà ultimata, e non prima della sua fine
(151)
Per quanto riguarda la misura C, BNFL indica di aver controllato, con l’aiuto di Rothschild, di non aver fatto, relativamente alla moratoria dei debiti, concessioni maggiori degli altri grandi creditori. Nei casi in cui BNFL si è accorta che altri creditori stavano ottenendo condizioni più favorevoli lei nell’ambito degli accordi di moratoria (benché la sua posizione non fosse direttamente paragonabile a quella degli altri grandi creditori di BE), essa ha soppesato la possibilità di sollecitare una rinegoziazione e di chiedere degli interessi. BNFL ha concluso che era improbabile che BE potesse pagare interessi e potesse generare liquidità supplementari sufficienti, durante il periodo di moratoria, perché si potesse procedere alla ristrutturazione con mantenimento della solvibilità. Inoltre, nonostante la sua posizione nell’ambito degli accordi di moratoria, BNFL potrebbe recuperare complessivamente, in migliori condizioni, gli importi dovuti se si procedesse a una ristrutturazione che preservi la solvibilità di BE.
(152)
BNFL afferma che la sua decisione di concludere accordi con BE era una decisione autonoma e non dettata dal governo britannico. Il fatto che BNFL sia un’impresa di proprietà pubblica non basta per concludere che le sue decisioni siano ascrivibili al governo britannico. Benché quest’ultimo sia l’unico azionista della società, BNFL è comunque autonoma per quanto riguarda le sue attività commerciali quotidiane e deve operare in un contesto commerciale. BNFL presenta il suo status giuridico come documento di base. L’impresa aggiunge che, per tutto il corso delle trattative con BE, ha mantenuto il suo azionista (il ministero del Commercio e dell’industria) al corrente delle discussioni con BE. BNFL descrive questa situazione come una tipica situazione commerciale di un’impresa con un azionista di controllo. Il ministero del Commercio e dell’industria ha indicato a BNFL che avrebbe approvato (nell’ambito di accordi di governo societario con il ministero) solo gli accordi rivisti con BE che avessero una base commerciale per BNFL.
(153)
Greenpeace Limited è il ramo britannico di Greenpeace International. Due delle sue principali attività sono le campagne contro l’uso dell’energia nucleare e la promozione dell’uso di fonti di energia pulita e rinnovabile nel Regno Unito.
(154)
Greenpeace afferma che, limitando i contributi di BE al finanziamento degli oneri nucleari, la misura A costituisce un aiuto al funzionamento ingiustificabile a BE e/o ai suoi azionisti che permette di rendere la società più interessante per gli investitori sul mercato.
(155)
Secondo Greenpeace le misure B e C costituiscono un aiuto al funzionamento ingiustificabile poiché conferiscono un sostegno continuo da parte di BNFL, che agisce o è considerata agire a nome dello Stato o su richiesta dello Stato in circostanze in cui:
a)
BNFL è un’impresa in difficoltà che sopravvive solo grazie ad aiuti statali;
b)
BNFL ha partecipato a negoziati tripartiti con il governo e con BE, che hanno portato all’elaborazione del pacchetto di ristrutturazione di BE immediatamente dopo il rifiuto di BNFL di modificare le condizioni dei suoi contratti con BE; Greenpeace ha pertanto invitato la Commissione a chiedere a BNFL di presentare copie dei suoi documenti interni per vedere se tale impresa era a conoscenza delle discussioni di BE con il governo britannico;
c)
gli accordi sono privi, in ogni caso, di un vero carattere commerciale; secondo Greenpeace i contratti di BNFL con BE non sono e non erano, fin dall’inizio, accordi commerciali, e assomigliano più a un meccanismo artificiale concepito per procurare a BNFL un flusso garantito di entrate; il pacchetto di aiuti alla ristrutturazione continua a procurare a BNFL questo flusso di entrate;
d)
le condizioni di tariffazione rinegoziate non rispecchiano i costi effettivi relativi ai servizi forniti ma sono legate ai prezzi all’ingrosso; poiché il beneficio apportato dai contratti è continuo e consegue da un accordo a durata indeterminata, l’aiuto implica un sostegno a lungo termine per BE e non costituisce una concessione isolata diretta a ripristinarne l’efficienza economico-finanziaria; si tratta quindi di un vantaggio «al funzionamento» e non di un «aiuto alla ristrutturazione», e non può essere compatibile con il mercato comune.
(156)
Greenpeace condivide tutti i dubbi della Commissione, e conclude che l’aiuto è incompatibile con il trattato CE. Greenpeace sottolinea in particolare che l’aiuto alla ristrutturazione non solo avrebbe conseguenze sugli operatori esistenti, ma scoraggerebbe anche nuovi concorrenti impedendo sia ad altri operatori storici che a nuovi operatori di sfruttare la propria efficienza. Sostenere operatori del settore dell’energia nucleare non sarebbe inoltre coerente con la dichiarazione del governo sulla diversità delle fonti di energia, comprese quelle rinnovabili.
(157)
Per valutare se sul mercato vi sia un eccesso di capacità, Greenpeace ritiene che il «margine di pianificazione» usato dalla National Grid per pianificare il fabbisogno di generazione futura per garantire una capacità sicura non sia l’elemento appropriato da prendere in considerazione. Secondo Greenpeace è probabile che sul mercato rilevante esista già un significativo eccesso strutturale di capacità, e che sia destinato ad aumentare.
(158)
Greenpeace dubita che la chiusura di alcuni degli impianti di BE risulti più onerosa per i contribuenti, poiché la capacità di BE di contribuire al pagamento dei suoi oneri esistenti è dubbia. Greenpeace aggiunge che, in una prospettiva a breve termine, non vi è ragione di credere che il Regno Unito non sia in grado di raggiungere i suoi obiettivi nell’ambito del protocollo di Kyoto.
(159)
Greenpeace afferma che, secondo gli studi da essa commissionati, chiudere centrali nucleari immediatamente o progressivamente è sia fattibile che sicuro. Greenpeace conclude che l’opzione della chiusura parziale o progressiva degli impianti di BE potrebbe portare ad avere necessità di un’intensità di aiuto più limitata.
(160)
Greenpeace è del parere che il trattato Euratom non precluda una valutazione degli aiuti di Stato conformemente al trattato CE. In mancanza di norme settoriali applicabili agli aiuti all’industria nucleare nel trattato Euratom dovrebbero quindi applicarsi le disposizioni generali sugli aiuti di Stato del trattato CE. Greenpeace cita le cause riunite da 188 a 190/80 (Francia e al. contro Commissione) (16). Greenpeace afferma poi che le misure di aiuto riguardano materie che possono essere regolate dal trattato Euratom solo nella misura in cui esse concernono la sicurezza degli impianti nucleari per quanto riguarda l’aspetto della disattivazione. Greenpeace conclude che le misure in questione non sono necessarie per raggiungere gli obiettivi dichiarati, e che nessun tipo di aiuto continuo al funzionamento può essere considerato necessario per preservare la sicurezza quando esiste una possibilità sicura e redditizia come la chiusura progressiva, totale o parziale, degli impianti di BE. Secondo Greenpeace, la Commissione dovrebbe tenere conto della disciplina comunitaria degli aiuti di Stato per la tutela dell’ambiente (17).
(161)
Powergen è uno dei principali operatori nel settore dell’elettricità in Inghilterra e in Galles. Rappresenta l’11 % della capacità di produzione (BE il 14 %), e ha una consistente attività di fornitura a grossi clienti industriali e commerciali così come a PMI e clienti residenziali. Appartiene a E-ON.
(162)
Powergen è contraria al pacchetto di aiuti. Essa afferma che l’aiuto permetterà a BE di continuare a gestire i suoi impianti nucleari che avrebbe altrimenti chiuso. A tale riguardo Powergen contesta il parere delle autorità britanniche secondo cui gli impianti continuerebbero a funzionare in ogni caso. Powergen teme che l’aiuto consenta a BE di offrire prezzi artificialmente bassi per conquistare quote di mercato nella fornitura a grandi clienti aziendali e per inserirsi sul mercato della fornitura domestica. BE avrebbe anche la possibilità di finanziare investimenti nella produzione non nucleare.
(163)
Per quanto riguarda le misure di contropartita, Powergen auspica di essere consultata su qualsiasi provvedimento che venga adottato, e suggerisce tre possibilità.
(164)
Primo, anticipare la chiusura del reattore nucleare Dungeness B all’aprile 2004. Secondo Powergen, se questa chiusura anticipata fosse resa nota con sufficiente anticipo, il mercato avrebbe il tempo di costruire la capacità corrispondente per mantenere un margine sufficiente.
(165)
Secondo, destinare l’aiuto a uno scopo preciso, proibendo sovvenzioni interne fra le attività deficitarie di BE (gli impianti AGR) e altri rami dell’impresa, dividendo le attività di produzione e di fornitura in due entità distinte con una contabilità separata, e imponendo controlli specifici sull’uso dei fondi da parte di BE per garantire che la società non dirotti somme versate dallo Stato per finanziare i suoi oneri nucleari ad altri fini. Queste misure dovrebbero restare d’applicazione tanto a lungo quanto il piano di ristrutturazione.
(166)
Terzo, prevenire le distorsioni della concorrenza sul mercato al dettaglio dell’elettricità impedendo a BE di vendere energia sotto costo (il costo dell’acquisto dell’energia sul mercato all’ingrosso più altri costi di vendita), ponendo un tetto alla quota di BE sul mercato della fornitura industriale e commerciale (Powergen menziona un tetto indicativo del 20 %), e proibendo a BE di inserirsi su nuovi mercati al dettaglio. Queste misure dovrebbero restare d’applicazione tanto a lungo quanto il piano di ristrutturazione, e la Commissione dovrebbe rivederne l’efficacia dopo 5 anni dall’attuazione.
(167)
Quanto al ripristino dell’efficienza economico-finanziaria, Powergen dichiara che gli scenari presi in considerazione dalle autorità britanniche per valutare la redditività futura di BE sono troppo ottimistici, in particolare per quanto riguarda la disponibilità degli impianti di BE rispetto ai parametri di riferimento del passato.
(168)
Infine, Powergen ritiene che «è chiaramente stabilito che le regole sugli aiuti di Stato contenute nel trattato CE si applicano all’industria nucleare, nonostante l’esistenza del trattato Euratom». Powergen cita la stessa causa del 1990 menzionata da Greenpeace.
(169)
InterGen è un’impresa produttrice di energia a livello mondiale, con attività in tutti i continenti. Rappresenta il 2 % della capacità di produzione in Inghilterra e in Galles, con due impianti operativi e uno in costruzione (BE rappresenta il 14 %). Vende la maggior parte della sua produzione sul mercato all’ingrosso, e una parte di essa attraverso contratti a lungo termine. È anche attiva sul mercato del commercio del gas. Appartiene congiuntamente a Shell e Bechtel.
(170)
InterGen afferma che nel Regno Unito vi è preoccupazione riguardo alla sicurezza dell’approvvigionamento, e che la sicurezza nucleare potrebbe essere gestita dai curatori dell’impresa. Gli aiuti a BE - indica l’impresa alla Commissione - hanno danneggiato e danneggiano InterGen, e altri concorrenti di InterGen, come Teeside Power Limited, che sono fra i creditori di BE, sono anch’essi favoriti rispetto a InterGen nell’ambito del piano di ristrutturazione. InterGen afferma che, qualora la Commissione dovesse autorizzare gli aiuti, InterGen stessa e la sua controllata dovrebbero essere compensate per il danno subito.
(171)
Questa parte dichiara che, secondo informazioni fornite anteriormente dalla stampa, il prezzo di ritrattamento del combustibile prima della ristrutturazione di BE era di circa 1 000 GBP per kg di metallo pesante. In seguito alla ristrutturazione, BNFL e BE hanno convenuto un prezzo di circa 150 GBP/kg di metallo pesante, cioè inferiore dell’85 % all’accordo iniziale. Essa aggiunge che i contratti iniziali di ritrattamento fra BNFL e BE erano basati su prezzi di costo maggiorati, il che significa che i clienti del carico di base potevano per contratto ottenere il ritrattamento solo se accettavano di assumerne (proporzionalmente) i costi pieni, più un margine di utile. In questo contesto, se i costi di ritrattamento concordati con i clienti del carico di base coprono i costi solo a un livello di 1 000 GBP/kg di metallo pesante, ciò significa che il nuovo prezzo ora concordato con BE non può in ogni caso essere neppure lontanamente sufficiente. Anche nel caso dei nuovi contratti, i prezzi ammontano a 1 000 GBP/kg di metallo pesante (prezzi del 2003).
(172)
Tale parte conclude che questi prezzi mostrano che BNFL, nelle sue trattative con BE, non ha agito come un investitore privato in un’economia di mercato, a meno che essa non sia disposta ad estendere queste condizioni favorevoli anche ad altri clienti.
(173)
Drax è la più grande centrale elettrica a carbone dell’Europa occidentale. In precedenza faceva parte di AES Corporation, un gruppo statunitense nel settore dell’energia con interessi nella produzione, distribuzione e fornitura in tutto il mondo. Il 5 agosto AES Corporation ha ceduto il controllo di Drax ai suoi creditori. Il 30 agosto 2003, Drax ha annunciato di aver concluso un accordo esclusivo con International Power plc, in virtù del quale quest’ultima società avrebbe partecipato alla sua ristrutturazione.
(174)
Secondo Drax, le misure A, B e G costituiscono tutte degli aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE. Drax concorda sul fatto che le misure D, E e F non costituiscano aiuti. Drax è del parere che l’ammontare degli aiuti sia difficile da stimare. Per quanto riguarda la misura A, l’impresa ritiene che il suo importo potrebbe essere largamente superiore a quanto attualmente stimato, in particolare per il fatto che non c'è esperienza, nel Regno Unito, relativamente agli oneri di disattivazione, e che è improbabile che BE contribuisca ai costi degli oneri nucleari. Il governo britannico rimarrà sempre, in definitiva, responsabile per gli oneri back-end e per gli oneri di disattivazione, e non consentirà mai a BE di fallire. Drax ritiene che la stessa detassazione dovrebbe essere notificata come aiuto.
(175)
Per quanto riguarda la rinegoziazione dei contratti con BNFL, Drax crede che nessun investitore privato avrebbe mai accettato delle condizioni cosi poco conformi a prassi commerciali, che condannano l’impresa a grosse perdite attuali e future, indipendentemente dalla clausola di avversità e dal fatto che BE sia il suo maggiore cliente. È chiaro che la rinegoziazione ha peggiorato seriamente la posizione di BNFL. Porterà a una riduzione del pagamento fisso annuo per l’accordo di fornitura del combustibile pari a un importo che si situa fra i 5 milioni di GBP e i 20 milioni di GBP all’anno. Questa opinione è confermata dalla relazione di esercizio 2004 di BNFL. Risulta inoltre che, anche se BE dovesse essere posta sotto amministrazione giudiziaria, i suoi impianti continuerebbero a funzionare e avrebbero le stesse necessità per quanto riguarda l’approvvigionamento di combustibile e i servizi di gestione, ritrattamento e smaltimento del combustibile dopo il suo utilizzo. La questione sarebbe quindi di sapere se l’amministratore avrebbe potuto ottenere da BNFL le stesse condizioni. Inoltre, BNFL potrebbe perseguire altre opportunità commerciali se le sue relazioni con BE dovessero ridursi. BNFL non si è organizzata in base al principio dell’investitore operante in un’economia di mercato. Di conseguenza la misura B è un aiuto di Stato.
(176)
Drax ritiene che gli accordi di moratoria con BNFL di cui alla misura C costituiscano anch’essi degli aiuti di Stato, poiché BNFL, diversamente da altri creditori che vi partecipano, nel periodo di moratoria non riceve interessi.
(177)
Drax ha poi formulato delle osservazioni sulla compatibilità del pacchetto di aiuti. Drax non mette in dubbio il fatto che BE sia un’impresa in difficoltà. Tuttavia, è del parere che la posizione scoperta di BE sia stata interamente dovuta a una curiosa decisione, della sua direzione, di vendere le sue attività al dettaglio. Inoltre, BE avrebbe potuto ridurre i suoi costi chiudendo tutti i suoi impianti o alcuni di essi, poiché è più dispendioso farli funzionare che chiuderli temporaneamente.
(178)
Per quanto riguarda il ripristino della redditività, Drax ritiene che il piano proposto non sia un reale piano di ristrutturazione. BE, inoltre, si trova e si troverà sempre in una posizione diversa da quella dei suoi concorrenti. Continuerà a produrre energia e a venderla sul mercato a qualsiasi prezzo, ed eserciterà una pressione permanente al ribasso sui prezzi a svantaggio di tutti gli altri concorrenti.
(179)
Drax formula obiezioni sul fatto che il governo britannico faccia degli SRMC il metro della redditività di BE. La ristrutturazione solleva BE dai costi principali di un produttore nucleare. La scelta di una società di entrare o meno in un determinato mercato o di continuare a competere su un dato mercato è basata sulla possibilità o sull’impossibilità di far fronte, in periodo ragionevole, ai suoi costi medi, e di realizzare un utile ragionevole sui suoi investimenti. Non è il caso di BE, che è stata sollevata da ogni rischio commerciale.
(180)
Per quanto riguarda la durata dell’aiuto, Drax ritiene che il finanziamento di oneri di durata così indefinita e lontana nel tempo non sia compatibile con gli orientamenti. Drax ha poi argomentato che aiuti al funzionamento continui non possono essere considerati come limitati al minimo necessario. Inoltre, per quanto riguarda i contributi di BE, Drax osserva che vi è incertezza sui proventi della vendita delle attività, e che i contributi di BE all’NLF provengono da flussi di cassa oggetto di aiuti, e non possono quindi essere presi in considerazione
(181)
Sulla questione dell’eccesso di capacità e delle compensazioni ai creditori, Drax osserva che il margine di capacità del 20 % menzionato nella decisione di avvio del procedimento riguarda solo il picco di domanda invernale. Secondo la Nationa Grid Company (NGC), il margine di capacità sul picco medio invernale è del 20,3 %. Secondo Drax, sarebbe razionale che ogni gestore di BE chiudesse una parte della capacità di produzione nei mesi estivi. Ciò porterebbe a un risparmio netto.
(182)
Drax ritiene che vi siano una serie di misure di compensazione e/o di modifiche apportabili al piano di ristrutturazione che contribuirebbero a far sì che la ristrutturazione sia più conforme agli orientamenti e a offrire contropartite ai concorrenti che non ricevono aiuti. Drax propone le seguenti misure:
a)
eliminare BE dal mercato concorrenziale creando un sistema di acquisto obbligatorio di energia nucleare a prezzo fisso, che sarebbe simile agli obblighi relativi alle energie rinnovabili (Renewable Obligation). BE non potrà mai essere adeguatamente ristrutturata per poter competere sulla base delle sole proprie forze con operatori di mercato non sovvenzionati. La migliore soluzione, se la produzione di BE non può essere ritirata dal mercato, è che essa sia separata dal mercato concorrenziale. Il prezzo dell’elettricità generata dalle centrali nucleari dovrebbe essere regolamentato e potrebbe essere fissato in funzione del costo del capitale e di altri parametri tradizionali di regolamentazione dei prezzi. Questo andrebbe incontro alle preoccupazioni del governo britannico riguardanti la sicurezza dell’approvvigionamento e la sicurezza nucleare, e non vi sarebbe più alcuna distorsione della concorrenza;
b)
ridurre la durata e riequilibrare i rischi dei contratti con BNFL a favore di BNFL;
c)
dismettere Eggborough;
d)
proibire altre acquisizioni o comportamenti da leader del mercato;
e)
ottenere un impegno dal governo britannico sul principio di un aiuto unico e irripetibile.
(183)
Drax ha infine formulato osservazioni sulla relazione con il trattato Euratom. Drax ritiene che il trattato Euratom e il trattato CE perseguano obiettivi complementari piuttosto che confliggenti.
(184)
Sono state presentate osservazioni anche da Trade Unionists for Safe Nuclear Energy (within a Balanced Energy Policy) - TUSNE (18), il sig. Robert Freer (19), The UK Chemical Industries Association («CIA») (20), John Hall Associates («JHA») (21), Energy Intensive Users Group («EIUG») (22), 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), Energy Information Centre Ltd («EIC») (29), Major Energy Users' Council Ltd («MEUC») (30) e da una seconda parte interessata che desidera restare anonima.
(185)
TUSNE, Robert Freer, CIA, JHA, EUIG, Terra Nitrogen, EIC e MEUC sono tutte preoccupate per la sicurezza dell’approvvigionamento nel Regno Unito, e affermano che la chiusura degli impianti nucleari di BE comporterebbe il rischio di interruzioni di corrente e sarebbe contraria agli interessi dei consumatori. Alcune di queste parti sottolineano anche che il ritiro degli impianti di BE renderebbe gli impegni assunti dal Regno Unito nell’ambito del protocollo di Kyoto molto difficili da realizzare, poiché essi partecipano alla diversità dell’approvvigionamento energetico. Le parti affermano che i costi, per l’economia, del fallimento di BE sarebbero di gran lunga superiori a quelli della sua ristrutturazione, e considerano necessario l’aiuto.
(186)
La parte che vuole restare anonima dichiara che BE sta utilizzando il sostegno dello Stato per conquistare aggressivamente quote di mercato a prezzi di dumping. La parte menziona casi in cui BE avrebbe offerto prezzi inferiori dal 10 al 15 % a quelli della concorrenza. Essa afferma che tali offerte non potrebbero essere sostenute senza l’appoggio dello Stato, e non possono quindi essere considerate come destinate a ripristinare la redditività dell’impresa.
(187)
TVO argomenta che dalle difficoltà incontrate da BE non si può comunque inferire che l’energia nucleare non possa essere competitiva in un mercato dell’elettricità liberalizzato.
(188)
National Grid Transco afferma che l’attuale margine di capacità in Inghilterra e in Galles è inferiore a quanto inizialmente previsto, e non può essere considerato come un eccesso strutturale di capacità. National Grid Transco si riferisce a un margine di sicurezza del 20 % come al livello al di sopra del quale si può ritenere che vi sia sovraccapacità. National Grid Transco prevede che, in uno scenario ottimistico, il margine di sicurezza sarà al di sotto del 20 % fino come minimo al 2006. Gli scenari pessimistici vedrebbero tale margine sempre al di sotto del 20 %, anche calante fino all’8,5 % nel 2009. National Grid Transco conclude che, dovesse rendersi necessaria una chiusura di impianti come contropartita, ciò dovrebbe essere comunicato al mercato con un largo anticipo (3-4 anni), in modo da consentire di compensare tale situazione.
(189)
EECL osserva che tutte le imprese produttrici di elettricità (non solo BE) hanno risentito dei bassi prezzi all’ingrosso dell’elettricità nel Regno Unito. EECL contesta il parere delle autorità britanniche secondo cui gli SRMC dovrebbero essere il parametro di riferimento per stabilire gli effetti distorsivi dell’aiuto, dato che questi costi non rispecchiano la redditività di un impianto a medio-lungo termine. EECL indica che bassi prezzi di mercato a termine sono il migliore indicatore di un eccesso strutturale di capacità sul mercato.
IV. COMMENTI DEL REGNO UNITO SULL’AVVIO DEL PROCEDIMENTO
(190)
Le autorità britanniche hanno comunicato alla Commissione che le imposte locali sono state infine pagate con i normali interessi.
(191)
Come commento preliminare, le autorità britanniche affermano che, anche nel caso in cui la Commissione concluda che la misura B contiene elementi di aiuto, il modo in cui i contratti sono concepiti assicura che qualsiasi vantaggio di cui BE abbia temporaneamente beneficiato sarà automaticamente eliminato, con gli interessi, se il pacchetto di aiuti non è autorizzato. I nuovi contratti non entrano in vigore definitivamente se il pacchetto di aiuti non è approvato.
(192)
Il Regno Unito formula poi dei commenti sul criterio dell’investitore privato. Il Regno Unito afferma che BNFL ha agito nello stesso modo in cui avrebbe agito qualsiasi creditore privato. In particolare, le autorità britanniche argomentano che non si può affermare che le condizioni concordate da BNFL siano più generose di quelle che sarebbero state concesse da un creditore privato in circostanze comparabili. Il Regno Unito afferma che è necessario analizzare se BNFL ha agito in un modo analogo a quello di un creditore privato nella rinegoziazione dei suoi contratti, come stabilito dalla Corte di giustizia nella sentenza relativa a DM Transport (31).
(193)
Il Regno Unito argomenta che la Commissione sembra avere male interpretato lo svolgimento dei fatti. Secondo le autorità britanniche, BNFL non si è opposta all’invocazione della clausola di avversità ma, contrariamente a quanto crede la Commissione, ha espresso l’intenzione di prendere in considerazione le possibili modifiche dei contratti esistenti prima dell’annuncio che BE aveva avviato trattative con il governo. Tuttavia, in seguito alle discussioni con BE, è diventato chiaro che nessuna offerta commerciale che BNFL poteva ragionevolmente fare avrebbe potuto risolvere, da sola, la crisi finanziaria di BE. L’elaborazione di un più ampio piano di ristrutturazione ha permesso di rilanciare le trattative fra BE e BNFL, ed è stato raggiunto un accordo su condizioni molto simili all’offerta iniziale di BNFL. Il Regno Unito ritiene che il modo di agire di BNFL sia conforme a quello di un creditore privato.
(194)
Il Regno Unito aggiunge che BNFL, rimasto l’unico fornitore commerciale di servizi per il ciclo del combustibile nucleare nel Regno Unito, sarebbe particolarmente esposto in caso di insolvenza di BE; in tale eventualità, non avrebbe più un immediato flusso di entrate per lo stoccaggio o il ritrattamento delle grandi quantità di combustibile AGR ad esso già consegnate, e avrebbe limitate prospettive di recupero di grossi importi. Dovrebbe rinegoziare un nuovo accordo relativo al combustibile esaurito con il liquidatore o con il governo, con grande incertezza sul livello della sua remunerazione corrente. Di fronte allo stesso rischio di dissesto e incertezza, il Regno Unito afferma che un creditore privato avrebbe indubbiamente cercato di partecipare ad una ristrutturazione che avrebbe necessariamente comportato la rinegoziazione dei suoi contratti con BE allo scopo di massimizzare le entrate complessive e di garantire il ripristino della redditività di BE.
(195)
Inoltre, il Regno Unito indica che il fatto che BNFL sia un’impresa di proprietà pubblica non significa che il suo approccio sia meno commerciale. Il Regno Unito osserva che BNFL è una public limited company costituita ai sensi del Companies Act 1985. Ha un consiglio di amministrazione composto da consiglieri con incarichi esecutivi responsabili delle attività commerciali e consiglieri con incarichi non esecutivi con esperienze in società di altri settori privati. Il consiglio di amministrazione di BNFL ha il dovere di agire in tutta autonomia nell’interesse dell’impresa. Il Regno Unito aggiunge che il governo britannico non è intervenuto per guidare le decisioni di BNFL in modo da spingere l’impresa ad agire per ragioni diverse da quelle commerciali.
(196)
Il Regno Unito ha infine presentato un’analisi delle somme dovute ai creditori e degli importi in merito ai quali è stato raggiunto un compromesso nell’ambito del pacchetto di ristrutturazione.
(197)
Le autorità britanniche concludono che la misura B deve essere considerata come non contenente aiuti di Stato.
(198)
Il Regno Unito indica che molte delle argomentazioni formulate ai considerando da 191 a 197 in relazione alla misura B valgono anche per la misura C. In particolare, il Regno Unito argomenta che è necessario valutare il comportamento di BNFL nel contesto della sua eccezionale posizione come principale creditore di BE, e della posizione di BE come principale cliente di BNFL. Tenuto conto della lunga relazione commerciale esistente fra i due e dell’ammontare dei debiti di BE verso BNFL, non è sorprendente che la moratoria con BNFL rappresenti la quota più consistente del vantaggio derivante a BE dagli accordi di moratoria. Un creditore privato nella stessa posizione di BNFL - con la maggiore esposizione in caso di insolvenza di BE - si sarebbe praticamente trovato costretto ad agire nello stesso modo.
(199)
Il Regno Unito afferma inoltre che non è corretto contrapporre gli accordi di moratoria di BNFL con quelli di tutti gli altri creditori privati, poiché senza la partecipazione di ogni grande creditore l’accordo, nel suo insieme, non avrebbe potuto funzionare. Il Regno Unito fornisce un raffronto fra tutti i debiti pendenti di BE e il contributo di ciascuna parte agli accordi di moratoria, e conclude che il contributo di BNFL è in realtà inferiore, in termini di percentuale dei suoi crediti, a quello della maggior parte dei creditori privati.
(200)
Le autorità britanniche osservano che il punto 32 degli orientamenti non impone una durata limitata alle misure di aiuto. Stabilisce che il piano di ristrutturazione sia il più breve possibile e che l’efficienza economico-finanziaria a lungo termine sia ripristinata «entro un lasso di tempo ragionevole». Secondo il Regno Unito, lo scopo perseguito dagli orientamenti è che l’aiuto sia concesso una volta per tutte e che non debba costituire un aiuto al funzionamento continuo. L’intenzione non è quella di escludere aiuti per sollevare da oneri a lungo termine.
(201)
Il Regno Unito indica che la ristrutturazione sarà completata, che la redditività sarà ripristinata entro un lasso di tempo ragionevole e che l’aiuto è concesso una volta per tutte, anche se gli oneri di BE sono a lungo termine. BE produrrà liquidità dal 2004 e dal 2005 registrerà annualmente flussi di cassa operativi positivi. Nell’ambito dell’ipotesi di re-listing BE torna all’efficienza economico-finanziaria nel 2005. Il piano di ristrutturazione è diretto a garantire che l’impresa, a partire dalla data stessa della ristrutturazione, possa funzionare da sola senza altro sostegno da parte del governo britannico. Il piano di ristrutturazione dimostra che il livello di riserve generate dall’impresa è sufficiente per far fronte a ragionevoli scenari sfavorevoli e quindi a garantire la redditività.
(202)
Per quanto riguarda il sostegno continuo alle spese correnti, il governo britannico ricorda che il suo impegno copre solo gli oneri contrattuali storici, gli oneri di disattivazione e gli oneri non definiti contrattualmente connessi al combustibile esaurito AGR storico, tutto il combustibile esaurito PWR, i residui operativi e altri oneri secondari. Il Regno Unito afferma che gli oneri contrattuali storici relativi al combustibile esaurito riguardano il combustibile AGR caricato nei reattori prima della data effettiva della ristrutturazione. Nell’ambito della licenza per il sito nucleare, BE ha l’obbligo di gestire quel combustibile e ne sostiene quindi le spese. Questi costi non possono pertanto essere evitati.
(203)
Un’argomentazione simile vale per la disattivazione dei siti. A tale riguardo, BE verserà dei contributi per la disattivazione dei reattori nel Fondo disattivazione nucleare, e contribuirà quindi in modo consistente ai costi complessivi di disattivazione.
(204)
Per quanto riguarda gli oneri non definiti contrattualmente connessi al combustibile esaurito AGR storico, il Regno Unito afferma che essi riguardano solo il combustibile AGR caricato nei reattori prima della data effettiva della ristrutturazione. Gli oneri connessi al combustibile esaurito PWR riguardano tutti gli oneri legati al combustibile PWR caricato nel reattore Sizewell B. Quanto agli oneri futuri, BE contribuirà con 150 000 GBP per ogni tonnellata di combustibile PWR caricato nel reattore Sizewell B dopo la data effettiva della ristrutturazione. Il livello dei contributi è stato fissato prendendo come riferimento costi internazionali comparabili di gestione del combustibile esaurito, per coprire tutti i costi futuri del combustibile PWR. Gli oneri non definiti contrattualmente restanti riguardano vari tipi di rifiuti non combustibili connessi al funzionamento degli impianti, e non dovrebbero essere significativi.
(205)
I costi degli oneri di disattivazione e degli oneri non definiti contrattualmente sono in gran parte fissi, e vi è poco margine perché BE li faccia aumentare considerevolmente con la normale gestione delle centrali. Inoltre, ogni aumento significativo negli oneri derivante da un cambiamento discrezionale nelle procedure di gestione a vantaggio economico di BE, o risultante dalla violazione di una norma prestazionale minima, dovrà essere pagato da BE. È inoltre importante osservare che, anche se il governo paga direttamente per gli oneri contrattuali di BE, il suo sostegno per quanto riguarda gli oneri di disattivazione e gli oneri non definiti contrattualmente riveste la forma di una garanzia condizionale. Il Regno Unito afferma che la misura A non deve pertanto essere considerata come un sostegno continuo alle spese correnti. Il trattamento contabile della misura A, che nel conto patrimoniale di BE è considerata come attività, è coerente con questa conclusione. BE non riceve una sovvenzione continua, poiché la misura A non è in alcun modo correlata alle sue operazioni correnti, e i costi coperti dalla misura A dovranno essere sostenuti indipendentemente dalla durata e dall’entità delle future operazioni dell’impresa.
(206)
Per quanto riguarda la misura B, il Regno Unito non ritiene si tratti di aiuto di Stato.
(207)
Il Regno Unito afferma inoltre che non è corretto contestare la misura A per il fatto che solleva BE da una parte degli obblighi derivanti dal principio «chi inquina paga». Nell’ambito del piano di ristrutturazione, BE pagherà i costi dell’inquinamento causato dalle sue operazioni future. Inoltre contribuirà ai costi storici di inquinamento attraverso il cash sweep e i suoi altri contributi all’NLF. Senza l’impegno del governo, BE sarebbe diventata insolvente e non avrebbe potuto soddisfare nessun obbligo futuro nell’ambito del principio «chi inquina paga».
(208)
Il Regno Unito risponde poi ai dubbi espressi dalla Commissione nella sua decisione di avvio del procedimento sulla questione se il ripristino della redditività di BE possa essere considerato come ottenuto principalmente mediante risorse interne. Il Regno Unito spiega che la principale ragione delle attuali difficoltà di BE è la sua incapacità di far fronte a oneri storici non evitabili e di rispettare requisiti regolamentari e norme minime di sicurezza. Nonostante ciò, il Regno Unito afferma che le misure interne adottate da BE non sono trascurabili. BE ha venduto la sua partecipazione in Bruce Power e in Amergen, e ha intrapreso una significativa ristrutturazione interna che comprenderà […]. Ha inoltre aumentato la proporzione di contratti a prezzo fisso a medio termine, anche con grandi clienti industriali e commerciali, per limitare i rischi legati ai prezzi sul mercato all’ingrosso. Inoltre, le più significative misure interne sono la rinegoziazione dei contratti con BNFL relativi alla fornitura di combustibile e alla gestione del combustibile esaurito.
(209)
Il Regno Unito ritiene infine che, se gli orientamenti richiedono che sia trovato un equilibrio fra contributi statali, contributi privati e contributi dell’impresa, ciò non significa che l’impresa debba essere capace di superare i momenti critici da sola e senza l’intervento dello Stato.
(210)
Dopo aver ricordato perché non sia possibile quantificare con precisione i costi degli oneri nucleari, le autorità britanniche indicano che nel caso in oggetto non occorre conoscere il volume esatto dell’aiuto o definire quali misure costituiscano aiuto per sapere se il pacchetto è limitato al minimo necessario. L’impegno del governo, che copre categorie definite di oneri, è fondamentale per il pacchetto di ristrutturazione e il ripristino della redditività di BE. Le autorità britanniche sostengono che il livello dell’aiuto a BE è strutturalmente limitato al minimo dalla vendita delle attività (Bruce Power e Amergen), dalla riduzione delle somme dovute ai creditori, dai continui contributi di BE per il finanziamento dei suoi oneri nucleari, da altre misure interne di riduzione dei costi, e dal meccanismo con cui BE destinerà in futuro il 65 % dei suoi flussi di cassa liberi al finanziamento dei suoi oneri nucleari.
(211)
Le autorità britanniche ricordano gli argomenti presentati nella notifica, secondo cui l’aiuto non ha alcun impatto sulla struttura della concorrenza poiché non ha alcun impatto sui costi marginali di breve periodo (SRMC) di BE che determinano la gestione quotidiana di una centrale. Le autorità britanniche ricordano, in base a dati aggiornati e raffronti con altri Stati membri, che il mercato non presenta alcun eccesso strutturale di capacità, e affermano che di conseguenza non deve essere imposta alcuna misura di compensazione.
V. COMMENTI DEL REGNO UNITO SULLE OSSERVAZIONI DELLE PARTI INTERESSATE
(212)
Le autorità britanniche si concentrano sulle osservazioni che contrastano con la loro posizione, e prendono atto di altre osservazioni che la sostengono.
(213)
Le autorità britanniche ricordano in primo luogo il loro ragionamento sugli SRMC di BE, e la loro posizione secondo la quale il pacchetto di aiuti non avrebbe alcun effetto sui concorrenti. Questo argomento è poi corroborato da cifre sulle offerte di BE sul mercato DSB, che mostrano che BE non è spinta in alcun modo a massimizzare i profitti fissando le sue vendite a prezzi di costo marginale. Le autorità britanniche continuano osservando che BE non è spinta in alcun modo a lasciare sul mercato delle centrali che non possano recuperare i loro costi evitabili. A tale riguardo, esse presentano un’analisi dei costi diretta a provare che l’impianto Dungeness B copre i suoi costi evitabili, nel quadro di ragionevoli ipotesi sui prezzi di mercato dell’elettricità.
(214)
Le autorità britanniche continuano ricordando il loro punto di vista secondo cui non vi è eccesso strutturale di capacità sul mercato. Esse spiegano che Powergen aveva riattivato degli impianti per l’inverno 2003-2004, cosa che indicherebbe che la stessa Powergen ritiene che non via sia eccesso strutturale di capacità sul mercato. Le autorità britanniche ricordano la loro posizione sulla mancanza di necessità di misure di compensazione, e danno il loro parere su ciascuna delle misure proposte da Powergen.
(215)
Le autorità britanniche ricordano poi il loro punto di vista sulle misure B e C, e sottolineano in particolare che BNFL si è basata su consulenze esterne. Esse sostengono che la posizione di Powergen su queste misure si basa su errate supposizioni legate alle date.
(216)
Quanto alla redditività, le autorità britanniche contestano l’opinione di Powergen sull’affidabilità degli impianti di BE, e hanno presentato alla Commissione una relazione dei loro consulenti esterni per verificare l’ipotesi della redditività.
(217)
Le autorità britanniche dichiarano infine, contrariamente a quanto affermato da Powergen, che, se i prezzi dell’elettricità risalissero, il meccanismo di recupero garantirebbe che non venga dato a BE nessun aiuto non necessario.
(218)
Le autorità britanniche non accettano il punto di vista di Greenpeace secondo cui l’aiuto dovrebbe essere considerato come un aiuto agli azionisti. Una tale teoria significherebbe che ogni aiuto concesso a un’impresa quotata in borsa sarebbe un aiuto ai suoi azionisti. Le autorità britanniche fanno osservare che gli azionisti di BE rinunciano al 97,5 % del loro interesse nel capitale di BE.
(219)
Le autorità britanniche affermano nuovamente di non ritenere che BNFL, nel rinegoziare i suoi contratti con BE, abbia agito sotto pressione del governo, e osservano che i rendiconti dettagliati dei fatti della stessa BNFL, inviati in parallelo alla Commissione, dimostrano il contrario. Il passaggio tratto dal rapporto di BE 2002/2003, e l’articolo in «The Business» relativo al fallimento delle discussioni fra BNFL e BE in agosto/inizio settembre 2002, sono stati erroneamente interpretati da Greenpeace come un segno che BNFL ha agito successivamente sotto pressione del governo. Essi mostrano invece che BNFL non era disposta a partecipare al piano di BE se gli altri creditori non avessero apportato contributi simili. Le autorità britanniche osservano che BNFL aveva già presentato i documenti interni che Greenpeace invita la Commissione a sollecitare. Per quanto riguarda i contratti fra BE e BNFL, che secondo Greenpeace mirano a procurare a BNFL un flusso garantito di entrate, le autorità britanniche osservano che la maggior parte di questi contratti sono stati firmati o rinegoziati dopo la privatizzazione di BE, e non potevano quindi essere stati imposti a BE dal governo. Le autorità britanniche indicano infine che il legame fra le concessioni di BNFL e i prezzi dell’elettricità è la prova che BNFL ha agito secondo un approccio commerciale, data la richiesta che BE dividesse una parte dei possibili benefici con BNFL, e non il contrario.
(220)
Le autorità britanniche ricordano il loro punto di vista sull’applicazione, nel caso in oggetto, del principio «chi inquina paga». Esse ritengono che Greenpeace non aggiunga nessun nuovo fatto o argomento a riguardo.
(221)
Per quanto riguarda l’impatto dell’aiuto sulla concorrenza, le autorità britanniche contestano in primo luogo la posizione di Greenpeace secondo cui l’effetto del pacchetto di aiuti sarebbe quello di mantenere sul mercato un produttore inefficiente. BE non può essere considerata un produttore inefficiente, poiché i suoi costi evitabili sono fra i più bassi sul mercato. I suoi problemi sono legati unicamente a oneri storici. Le autorità britanniche ribadiscono inoltre che, a loro avviso, l’aiuto non falsa la concorrenza e non scoraggia quindi l’ingresso sul mercato di nessun nuovo operatore.
(222)
Le autorità britanniche affermano che le osservazioni di Greenpeace sull’eccesso di capacità sul mercato sono errate poiché basate su previsioni superate, poiché interpretano male i parametri di riferimento di NGTransco per il margine di capacità, perché usano cifre sbagliate per il margine di capacità attuale, perché tengono conto solo del più ottimistico dei tre scenari per il futuro, e perché ignorano le difficoltà che presenta la riattivazione sul mercato di certe centrali messe in riserva.
(223)
Le autorità britanniche continuano mettendo in discussione l’aspetto economico delle argomentazioni di Greenpeace sull’impatto che avrebbe sul contribuente un’eventuale chiusura degli impianti di BE. Esse spiegano che la stessa Greenpeace riconosce che questa chiusura farebbe salire i prezzi dell’elettricità. Inoltre, uno studio svolto da Deloitte e Touche ha mostrato che la chiusura precoce di una sola centrale nucleare potrebbe portare a costi supplementari. La chiusura precoce di più centrali comporterebbe costi ancora superiori, a causa dei vincoli dell’impianto di Sellafield, usato per il trattamento del materiale radioattivo. Le autorità britanniche indicano infine che entrambe le relazioni allegate alle osservazioni di Greenpeace (stilate da Large & Associates e ILEX) sono basate su cifre relative alla capacità, di NGTransco, che sono superate, e su ipotesi esageratamente ottimistiche. Esse allegano ai loro commenti una controperizia sui rapporti, effettuata da George Yarrow e Tim Keyworth di DKY Limited.
(224)
Infine, sulla base di quanto sopra indicato, le autorità britanniche contestano il punto di vista di Greenpeace secondo il quale l’aiuto non è proporzionato.
(225)
In primo luogo le autorità britanniche contestano la posizione di Drax secondo cui il pacchetto di aiuti mostra che il governo britannico non permetterà mai il fallimento di BE. Esse ricordano che il pacchetto è soggetto all’approvazione, da parte del governo, delle prospettive di redditività di BE.
(226)
Per quanto riguarda la misura A, le autorità britanniche ricordano che il governo britannico non si farà carico di tutti gli oneri di disattivazione di BE, ma si limiterà a colmare le insufficienze dell’NLF. Per quanto riguarda la stima dei costi della misura A, il Regno Unito osserva che esigere una certezza assoluta nel loro calcolo renderebbe impossibile la concessione di aiuti per oneri così a lungo termine, il che porterebbe a un’applicazione perversa delle regole in materia di aiuti di Stato e sarebbe contrario agli obiettivi del trattato Euratom. Le autorità britanniche respingono anche l’asserzione di Drax secondo la quale il fatto che il governo britannico abbia la responsabilità finale della sicurezza nucleare in virtù di accordi internazionali costituisca una garanzia di Stato, e ricordano che l’implicazione finale del National Audit Office a questo riguardo è irrilevante poiché si tratta di un organo indipendente dal governo.
(227)
Quanto alla misura B, le autorità britanniche indicano che le osservazioni di BNFL contraddicono l’opinione di Drax secondo cui BNFL non avrebbe nulla da perdere in caso di insolvenza di BE. Esse ricordano altresì che la rinegoziazione degli accordi di BNFL con BE è avvenuta a condizioni di mercato. Per quanto riguarda la misura C, le autorità britanniche indicano che l’assenza di pagamento di interessi da parte di BE a BNFL durante il periodo di moratoria deve essere analizzata come parte dell’implicazione globale di BNFL nel piano di ristrutturazione piuttosto che come un elemento isolato, dato che l’intero pacchetto era stato negoziato insieme. Nell’insieme, il pacchetto non sfavorisce BNFL rispetto ad altri creditori di BE.
(228)
Quanto alla misura G, le autorità britanniche ricordano di avere precedentemente presentato delle prove che le imposte aziendali erano state alla fine pagate da BE, con i dovuti interessi.
(229)
Sulla compatibilità del piano di ristrutturazione con gli orientamenti, le autorità britanniche contestano il punto di vista di Drax secondo il quale il piano non ripristinerà la redditività di BE perché BE non coprirà tutti i suoi attuali costi evitabili e non evitabili. Il Regno Unito ricorda che per garantire la sopravvivenza di BE è necessario sollevarla da una parte del fardello del passato - i costi non evitabili. Appena fatto ciò BE diventerà di nuovo redditizia, poiché sarà in grado non solo di rimborsare tutti i suoi costi correnti, ma anche di apportare un significativo contributo ai suoi costi non evitabili del passato. È quindi economicamente più efficiente far funzionare gli impianti nucleari di BE per ottenere un contributo al pagamento dei costi non evitabili del passato. Anticipare la chiusura degli impianti di BE comporterebbe effettivamente costi maggiori.
(230)
Le autorità britanniche respingono le argomentazioni di Drax secondo le quali gli aiuti indurranno BE a vendere sul mercato a qualsiasi prezzo. Esse sostengono che, in quanto produttore di carico di base, BE non dispone di una riserva di produzione che potrebbe vendere tagliando i prezzi. È nel suo interesse, invece, vendere la sua produzione al prezzo massimo. Anche gli obbligazionisti e gli azionisti di BE vigileranno affinché BE massimizzi i suoi profitti, poiché essi in parte ne beneficeranno.
(231)
Le autorità britanniche respingono anche le argomentazioni di Drax secondo le quali il piano di ristrutturazione ha una durata troppo lunga. Esse spiegano che l’esigenza che di fatto deriva dagli orientamenti è che la redditività di BE sia ripristinata entro un ragionevole lasso di tempo. Secondo le autorità britanniche gli effetti della misura A, che a loro parere è la sola che costituisca aiuto di Stato, appariranno immediatamente nel conto patrimoniale di BE.
(232)
Quanto all’esistenza di un eccesso di capacità sul mercato, le autorità britanniche indicano che la valutazione di Drax è basata su cifre superate e su un errore nel parametro di riferimento applicato da NGTransco per il margine di capacità. Il suggerimento di Drax di chiudere le centrali nucleari in estate sarebbe dubbio sul piano economico e potrebbe anche far sorgere preoccupazioni in materia di sicurezza nucleare o di sicurezza dell’approvvigionamento. Le autorità britanniche esaminano poi ciascuna delle quattro contropartite e concludono che la loro attuazione metterebbe in pericolo l’equilibrio del piano di ristrutturazione o comprometterebbe le prospettive di redditività di BE.
(233)
Le autorità britanniche spiegano che il prezzo menzionato dalla parte in questione (circa 1 000 GBP/kgU) si riferisce a contratti di gestione del combustibile esaurito per il carico di base. I contratti per il carico di base sono stati la prima serie di contratti firmati da BNFL con BE o con società che ora appartengono a BE. Questi contratti dovevano coprire ampiamente i costi fissi legati agli impianti di BNFL per la gestione del combustibile esaurito. In seguito BNFL ha firmato con BE, o con società che ora appartengono a BE, dei contratti incrementali, post baseload, che non dovevano più integrare elementi legati al rimborso di costi fissi. Questi nuovi contratti hanno fissato i prezzi a […], e quindi a un prezzo molto più basso di quello citato dal terzo in questione. Ogni raffronto valido dei prezzi applicati da BNFL a BE prima e dopo la rinegoziazione dei loro accordi dovrebbe basarsi sui prezzi dei contratti post baseload, che erano quelli prevalenti all’epoca subito prima della rinegoziazione, piuttosto che su prezzi di contratti per il carico di base.
(234)
Le autorità britanniche contestano la dichiarazione di EECL, secondo la quale l’annuncio del pacchetto di aiuti avrebbe aggravato il calo dei prezzi all’ingrosso. Secondo le autorità britanniche, i prezzi a pronti erano volatili sia prima che dopo l’annuncio del governo britannico della sua implicazione nel salvataggio di BE il 9 settembre 2002. Non hanno tuttavia registrato un calo vertiginoso. Per quanto riguarda i prezzi a termine, essi sono stati relativamente poco toccati. Infine, i prezzi a termine del carico di base per l’estate 2004 sono aumentati dal settembre 2003 nonostante l’accordo sul pacchetto di ristrutturazione.
(235)
Le autorità britanniche contestano altresì le osservazioni di EECL secondo cui esse avrebbero erroneamente basato le loro conclusioni sulla premessa che BE avrebbe deciso se chiudere o no i suoi impianti esaminando gli SMRC piuttosto che i costi evitabili. Le autorità britanniche hanno esaminato l’impatto del pacchetto di aiuti sui costi evitabili di BE, e hanno dimostrato che questi sono rimasti ben inferiori ai prezzi di mercato a termine, cosa che rappresenta la giusta base per la decisione di un operatore di non chiudere un impianto.
(236)
Infine, le autorità britanniche ricordano le proprie argomentazioni sull’assenza di eccesso di capacità sul mercato.
(237)
Le autorità britanniche contestano l’opinione di Intergen secondo cui sarebbe possibile garantire la sicurezza dell’approvvigionamento anche se BE fosse insolvente, attraverso un accordo con il curatore. Le autorità britanniche osservano poi che gli orientamenti non prevedono alcun tipo di compensazione finanziaria come quella che Intergen chiede di ricevere. Infine, per quanto riguarda i vari tipi di accordi fra BE e i suoi creditori, fra cui, fra gli altri, TFE e Centrica, le autorità britanniche indicano che si tratta di accordi complessi, tutti negoziati con un approccio commerciale prima della ristrutturazione. Essi non sono correlati al pacchetto di aiuti di Stato.
(238)
Le autorità britanniche hanno presentato informazioni quantitative dirette a mostrare che i prezzi di BE nel segmento DSB sono stati molto al di sopra dei prezzi a termine all’ingrosso e che BE si è garantita meno del 20 % del mercato per cui ha presentato offerte - cosa che contraddice le affermazioni della parte in oggetto, che dichiara che BE ha offerto prezzi indebitamente bassi. Le autorità britanniche ricordano che ritengono che BE, in quanto produttore di carico di base, non abbia alcun incentivo a offrire prezzi artificialmente bassi.
VI. VALUTAZIONE
(239)
Almeno una parte delle misure in esame riguardano questioni che rientrano nel campo d’applicazione del trattato Euratom e che devono quindi essere valutate in base a detto trattato (32). Tuttavia, nella misura in cui non sono necessarie per la realizzazione degli obiettivi del trattato Euratom o esulano da questi oppure falsano o minacciano di falsare la concorrenza nel mercato comune, esse devono essere valutate in base al trattato CE.
1. Trattato Euratom
(240)
Le misure in esame, e in particolare le misure A e B, inciderebbero sul finanziamento degli oneri nucleari e sul trattamento del combustibile esaurito. La disattivazione degli impianti e il trattamento delle scorie costituiscono costi che devono necessariamente essere sostenuti per una gestione corretta e responsabile dell’industria nucleare. Nell’ambito dell’industria nucleare, la necessità di affrontare i rischi connessi ai pericoli derivanti dalle radiazioni ionizzanti costituisce una delle massime priorità. La Commissione constata che, di fatto, questi due aspetti della catena nucleare stanno assumendo un’importanza sempre maggiore e sono fondamentali per garantire la sicurezza dei lavoratori e della popolazione.
(241)
Nella fattispecie, il trattato Euratom prende debitamente in considerazione l’obiettivo della sicurezza, anche se il suo scopo fondamentale è di «creare le premesse per lo sviluppo di una potente industria nucleare, fonte di vaste disponibilità di energia …». Questi obiettivi sono ribaditi nell’articolo 1 del trattato Euratom, secondo il quale «la Comunità ha il compito di contribuire, creando le premesse necessarie per la formazione e il rapido incremento delle industrie nucleari, all’elevazione del tenore di vita degli Stati membri …». L’attualità di questo obiettivo è stata sottolineata nel recente Libro verde della Commissione «Verso una strategia europea di sicurezza dell’approvvigionamento energetico» (cfr. doc. COM(2002) 321 def. del 22 giugno 2002). Inoltre, l’articolo 2, lettera b), del trattato Euratom stabilisce che la Comunità, per l’assolvimento dei suoi compiti, deve stabilire norme di sicurezza uniformi per la protezione sanitaria della popolazione e dei lavoratori e vigilare sulla loro applicazione. L’articolo 2, lettera e), del trattato Euratom stabilisce invece che la Comunità deve garantire, mediante adeguati controlli, che le materie nucleari non vengano distolte dalle finalità cui sono destinate. Su tale base, il trattato Euratom istituisce la Comunità europea dell’energia atomica (Euratom), prevedendo gli strumenti e l’attribuzione delle competenze necessari per conseguire gli obiettivi in questione. Quindi, come confermato dalla Corte di giustizia, la sicurezza nucleare è una competenza comunitaria che è da ricollegare al suo compito di stabilire norme per la protezione contro i pericoli derivanti dalle radiazioni ionizzanti, di cui al titolo II, capo 3 «Protezione sanitaria», articolo 30, del trattato Euratom (33). La Commissione deve far applicare le disposizioni del trattato Euratom e può quindi adottare decisioni secondo le procedure previste dal trattato stesso o formulare pareri, quando lo ritenga necessario.
(242)
La Commissione prende atto che le informazioni comunicate dalle autorità britanniche dimostrano che le misure in esame hanno tra l’altro lo scopo di garantire la sicurezza delle centrali nucleari, di assicurare la corretta gestione degli oneri nucleari, di promuovere la sicurezza degli approvvigionamenti mantenendo la diversità delle fonti di combustibile nel Regno Unito e di contenere le emissioni di biossido di carbonio. Gli argomenti addotti dalle autorità britanniche e da terzi a questo proposito sono sintetizzati sopra nelle sezioni III e IV della presente decisione.
(243)
Nel valutare le informazioni fornite e in particolare nel decidere se le misure in esame siano necessarie ai fini degli obiettivi del trattato Euratom o rientrino comunque nel loro ambito, la Commissione ha preso atto che gli aiuti di Stato e le misure in esame sono destinati ad affrontare i rischi posti dall’attuale situazione di British Energy e la sua eventuale incidenza sugli obiettivi del trattato indicati sopra. Di fatto le autorità del Regno Unito hanno deciso di intervenire a sostegno di British Energy, tra l’altro, allo scopo di assicurare che permangano le condizioni necessarie a garantire la sicurezza dell’industria nucleare, mantenendo allo stesso tempo in funzione gli impianti nucleari come importante fonte di energia elettrica. Questo intervento ha avuto luogo in un contesto in cui il principale operatore nucleare britannico correva il rischio di fallire. La continuità di uno specifico operatore economico non è direttamente legata alla continuità delle sue attività nucleari; tuttavia, in caso di fallimento, si porrebbe il problema della sicurezza degli impianti e del loro esercizio e/o quello della sicurezza dell’approvvigionamento energetico. La Commissione riconosce perciò che le autorità britanniche hanno fatto fronte a questi rischi in modo corretto e responsabile e secondo modalità compatibili con gli obiettivi del trattato Euratom.
(244)
Le tre misure di contropartita che verranno descritte sotto favoriscono ancor più il conseguimento degli obiettivi del trattato Euratom in quanto assicurano che l’intervento pubblico non verrà utilizzato per fini diversi dalla copertura degli oneri nucleari. Infine, un sistema di massimali e soglie per la copertura dei tre tipi di oneri storici assicurerà che siano disponibili fondi sufficienti per il conseguimento di questi obiettivi, limitando al tempo stesso l’intervento al minimo necessario a tal fine.
(245)
La Commissione conclude che le misure previste dalle autorità britanniche sono atte a realizzare i diversi obiettivi perseguiti, che sono pienamente in linea con il trattato Euratom.
2. Aiuto ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE
(246)
Ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE, si intendono per aiuti di Stato gli aiuti concessi dagli Stati ovvero mediante risorse statali sotto qualsiasi forma che, favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza e incidano sugli scambi tra Stati membri.
(247)
È palese che l’intervento dello Stato nel piano di ristrutturazione di BE è selettivo, in quanto va a beneficio di un’unica impresa.
(248)
Vi sono scambi di elettricità tra il Regno Unito e altri Stati membri attraverso interconnessioni con la Francia e l’Irlanda. L’elettricità è oggetto di scambi tra Stati membri da parecchio tempo e in particolare dopo l’entrata in vigore della direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica (34). Secondo i dati contenuti nella notifica del Regno Unito, BE è il secondo produttore di elettricità per capacità in Inghilterra e in Galles e il terzo in Scozia. L’intervento dello Stato nel piano di ristrutturazione potrebbe quindi evidentemente incidere sugli scambi tra Stati membri.
(249)
Delle sette misure di ristrutturazione tre, ossia la misura D («pacchetto di ristrutturazione per i grandi creditori»), la misura E («introduzione di una nuova strategia commerciale») e la misura F («cessione di attività») non comportano l’impiego di risorse pubbliche. Esse non possono quindi essere qualificate come aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE.
(250)
La misura A, invece, comporta l’impiego di risorse pubbliche in quanto consiste in una serie di pagamenti o di impegni a effettuare pagamenti da parte del governo del Regno Unito. Poiché i pagamenti effettuati dal governo del Regno Unito copriranno una parte degli oneri nucleari che avrebbero dovuto normalmente essere a carico di BE, la misura A comporta anche un vantaggio per BE. Tenuto conto di quanto precede, la Commissione conclude che la misura A è un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE. Questa conclusione non è contestata dal Regno Unito.
(251)
Le misure B e C comportano (totalmente per la misura B e parzialmente per la misura C) l’uso di risorse di BNFL, che è un’impresa di proprietà pubblica. Le risorse appartenenti a un’impresa di proprietà pubblica sono risorse statali. Di conseguenza, le misure B e C sono aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE se e solo se conferiscono a BE un vantaggio competitivo e la concessione di questo vantaggio è imputabile allo Stato. Poiché tale interrogativo è stato posto nella decisione di avvio del procedimento, la questione sarà analizzata in modo approfondito più sotto, nella sezione VI.2.b).
(252)
Anche la misura G comporta l’uso di risorse degli enti locali. Le risorse delle autorità locali costituiscono risorse statali. La misura G è pertanto un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE se e solo se conferisce a BE un vantaggio competitivo e la concessione di questo vantaggio è imputabile allo Stato. Poiché anche tale interrogativo è stato posto nella decisione di avvio del procedimento, la questione sarà analizzata in modo approfondito più sotto, nella sezione VI.2.a.
a) Sull’esistenza di elementi di aiuto nella misura G
(253)
Le autorità britanniche hanno dimostrato che le imposte locali di cui alla misura G sono state pagate da BE calcolando gli interessi sulla base del tasso di riferimento e di attualizzazione prescritto dalla Commissione per il Regno Unito. Non esiste alcuna disposizione specifica della legislazione del Regno Unito che imponga l’uso di un tasso d’interesse più elevato nel caso in cui gli enti locali consentano il pagamento differito delle imposte. La Commissione ritiene che il tasso d’interesse applicato costituisca un parametro di riferimento adeguato per decidere se il pagamento differito delle imposte conferisca un vantaggio competitivo a BE. Da quanto sopra la Commissione conclude che la misura G non costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE.
b) Sull’esistenza di elementi di aiuto nelle misure B e C
(254)
Nella decisione di avvio del procedimento, la Commissione aveva dichiarato che, sulla base delle analisi effettuate fino a quel momento, riteneva che la rinegoziazione dei contratti tra BNFL e BE potesse essere qualificata come un aiuto di Stato. Questa conclusione era fondata sul fatto che BNFL, un’impresa di proprietà pubblica, aveva annunciato che era disposta a modificare le condizioni commerciali dei propri contratti in corso con BE solo dopo che la stessa BE aveva reso noto che aveva avviato una trattativa con il governo britannico al fine di ottenere un sostegno finanziario. Sembrava quindi dubbio che i contratti fossero stati rinegoziati a condizioni di mercato. La Commissione era giunta alle medesime conclusioni preliminari per quanto riguarda la misura C.
(255)
Utilizzando i dati di cui è entrata in possesso dopo l’avvio del procedimento d’indagine formale, la Commissione ha esaminato in modo più approfondito se le misure B e C rispondano ai criteri per essere qualificate come aiuti di Stato, chiedendosi in particolare se esse conferiscano un vantaggio competitivo a BE. Le conclusioni della Commissione sono esposte qui di seguito.
(256)
La misura B consiste nella rinegoziazione dei contratti tra BNFL, una società di proprietà pubblica, e BE. La Commissione ha considerato se la misura B conferisca a BE un vantaggio che nessun operatore privato avrebbe concesso a tale impresa in difficoltà in circostanze simili. In altri termini, la Commissione si è chiesta se BNFL si sia comportata conformemente al principio del creditore in un’economia di mercato dando il suo assenso alla misura B.
(257)
Per accertarlo, la Commissione ha in particolare esaminato se la rinegoziazione dei contratti di BNFL con BE sia avvenuta a condizioni di mercato e se le concessioni fatte da BNFL abbiano o no natura commerciale.
(258)
Il primo interrogativo al quale la Commissione deve rispondere è se i nuovi accordi tra BNFL e BE siano stati negoziati a condizioni di mercato. Va ricordato che BNFL è il più importante creditore di BE mentre BE è il più importante cliente di BNFL. La Commissione ha quindi esaminato se le condizioni accettate da BNFL sarebbero state accettate da un operatore privato che si fosse trovato in una posizione analoga. Visto che tratta di un fornitore che deve fare i conti con le difficoltà del suo principale cliente, per rispondere a questa domanda si deve accertare se BNFL si sia comportata come un creditore privato diligente che tenta di massimizzare le probabilità di recuperare le somme dovutegli (35).
(259)
La Commissione ha studiato le pertinenti relazioni dei consulenti legali e finanziari di BNFL ed estratti dei resoconti delle riunioni del consiglio di amministrazione di BNFL, messi a disposizione dalla stessa BNFL.
(260)
Innanzitutto la Commissione rileva che BNFL aveva chiesto ai suoi consulenti di esaminare la sua posizione nei confronti di BE all’inizio del 2002, quando BE ha per la prima volta invocato la clausola di avversità dei suoi accordi con BNFL. Non è stato possibile concludere in modo definitivo che le condizioni per l’applicazione della clausola di avversità fossero effettivamente soddisfatte, ma il consiglio di amministrazione di BNFL ha incaricato i dirigenti di esaminare le possibili soluzioni alle difficoltà di BE, all’esplicita condizione che qualsiasi nuovo accordo doveva essere commercialmente vantaggioso per BNFL.
(261)
Le relazioni messe a disposizione da BNFL, redatte all’epoca, illustrano la situazione particolare di BNFL in quanto al tempo stesso creditore e fornitore di BE e analizzano le conseguenze per BNFL di un’eventuale insolvenza di BE. Esse giungono alla conclusione che, data la forte esposizione di BNFL, la soluzione migliore per l’impresa sarebbe stata una ristrutturazione che preservasse la solvibilità di BE, ma non a qualsiasi prezzo. Esse definiscono quindi una pacchetto di concessioni da offrire a BE e seguono l’evoluzione di tale pacchetto durante le trattative con BE. Dalle relazioni si desume chiaramente che, nel corso delle trattative, BNFL si è sempre attenuta al suo orientamento iniziale che consisteva nel cercare di proteggere al meglio i propri interessi evitando che BE fosse sottoposta ad amministrazione giudiziaria, ma non a qualsiasi costo, e nel quadro di un accordo equilibrato.
(262)
Le autorità britanniche hanno sostenuto che gli accordi rinegoziati da BNFL devono essere considerati nel loro insieme, e messi a confronto con la situazione nella quale avrebbe potuto trovarsi BNFL se fosse BE fosse stata dichiarata insolvente, e non esaminandone isolatamente i singoli elementi. Le relazioni messe a disposizione dalle autorità britanniche e da BNFL concludono che i «Final Term Sheets» sono più vantaggiosi per BNFL che qualsiasi scenario di insolvenza.
(263)
Sulla base di quanto esposto, la Commissione è pervenuta alla prima conclusione che, in caso di insolvenza di BE, BNFL si sarebbe trovata in una posizione altamente incerta e, molto probabilmente, svantaggiosa.
(264)
È vero che l’insolvenza di BE non avrebbe automaticamente significato l’immediata chiusura di tutti i suoi impianti nucleari e non avrebbe neppure posto termine alle esigenze di disattivazione degli impianti esistenti e di trattamento del combustibile esaurito storico.
(265)
La Commissione ritiene però che, in caso di insolvenza di BE, BNFL si sarebbe trovata in una posizione negoziale più difficile nei confronti del soggetto che sarebbe subentrato a BE, per gestire gli impianti o per smantellarli. Una rinegoziazione a partire da zero avrebbe comportato molti rischi ed incertezze e questo è un fattore che un investitore privato deve prendere in considerazione quando deve decidere se ridiscutere degli accordi, specie se la controparte è il suo principale cliente. Il fatto che i consulenti di BNFL abbiano studiato attentamente l’alternativa indica chiaramente che BNFL ha debitamente considerato questi elementi.
(266)
Cercare di giungere ad una ristrutturazione di BE che ne preservasse la solvibilità era quindi effettivamente nell’interesse commerciale di BNFL.
(267)
Dopo aver raggiunto questa prima conclusione, la Commissione ha preso in esame le conseguenze degli accordi rinegoziati sulle entrate di BNFL, tenendo presenti in particolare le osservazioni di terzi, per verificare in termini più specifici se gli accordi rinegoziati avrebbero potuto essere accettati da un’impresa privata in posizione analoga.
(268)
Per quanto riguarda la gestione del combustibile esaurito, le obbligazioni si suddividono in oneri storici e oneri futuri.
(269)
Nel quadro della misura A del piano di ristrutturazione, gli oneri storici di BE relativi al combustibile esaurito saranno presi in carico dal governo britannico (36).
(270)
Per quanto riguarda la gestione del combustibile esaurito futuro, gli accordi precedenti sono stati modificati. BNFL ha presentato la seguente tabella illustrativa dei nuovi accordi in materia di gestione del combustibile esaurito, dalla quale si desume che BE retribuirà BNFL secondo una scala discendente. I dati in corsivo sono stati aggiunti dalla Commissione.
Tabella 7
Nuovi prezzi previsti dall’accordo per la gestione del combustibile esaurito
Prezzo dell’elettricità effettivamente rilevato (38) in GBP/MWh - in termini reali del 2003
Importo unitario (della riduzione)/della maggiorazione in GBP/MWh in termini reali del 2003
(rispetto ai contratti originari)
Importo unitario netto del compenso a titolo del combustibile esaurito in GBP/MWh in termini reali del 2003
Compenso in GBP/kgU (37)
14,8 o meno
- 0,6
[…]
15
- 0,5
16
0
17
0,5
18
1
19
1,5
20
1,75
21 o più
2,0
(271)
È importante rilevare che le riduzioni e le maggiorazioni indicate nella tabella 7 sono calcolate rispetto agli accordi sulla gestione del combustibile esaurito che erano in vigore nel momento immediatamente precedente alla ristrutturazione e non rispetto ad accordi risalenti a più tempo prima. È questo il parametro di riferimento corretto per valutare le concessioni fatte da BNFL a BE, poiché corrisponde a quanto BNFL avrebbe ricevuto da BE se quest’ultima non si fosse trovata in difficoltà. Confrontare i nuovi accordi con contratti anteriori, per esempio i contratti iniziali per il carico di base al quale fa riferimento il primo autore di osservazioni anonimo, non avrebbe invece alcun senso per valutare le concessioni effettivamente fatte da BNFL nel corso della negoziazione del piano di ristrutturazione.
(272)
La tabella 7 indica che se il prezzo dell’elettricità effettivamente riscontrato è inferiore al prezzo prefissato di GBP 16/MWh, BNFL concederà a BE una riduzione rispetto agli accordi in materia di gestione del combustibile esaurito in vigore prima della ristrutturazione. Se il prezzo dell’elettricità è superiore a tale prezzo prefissato, BNFL riceverà una maggiorazione rispetto al compenso che riceveva a norma degli accordi originari in materia di gestione del combustibile esaurito.
(273)
Come osservato al considerando 270, il compenso che BNFL riceve per la gestione e lo smaltimento del combustibile esaurito futuro dipende dai prezzi all’ingrosso dell’elettricità nel Regno Unito. Questa disposizione non può essere considerata non commerciale per definizione. Si tratta di una condizione piuttosto abituale in un settore nel quale gli operatori sono interessati a ripartire tra loro i rischi derivanti dalle forti escursioni potenziali dei prezzi.
(274)
Per verificare se questi livelli di prezzo avrebbero potuto essere accettati da un’impresa privata, la Commissione ha esaminato in che misura essi consentirebbero a BNFL di coprire i suoi costi evitabili alla luce del previsto andamento dei prezzi dell’elettricità. In effetti, di fronte al rischio di perdere un cliente talmente essenziale quanto lo è BE per BNFL, un’impresa privata sarebbe pronta a spingersi fino al punto di diminuire i suoi prezzi fino al livello dei costi che potrebbe evitare ponendo termine alle proprie attività. Sono precisamente questi ultimi che costituiscono i costi evitabili.
(275)
Nel presente caso, ai sensi dei nuovi accordi in merito al combustibile esaurito, BNFL avrà titolo al combustibile esaurito quando esso sarà consegnato da BE. Ciò significa che allo smaltimento finale del combustibile dovrà provvedere BNFL, cosa che non era prevista dagli accordi precedenti (39). Poiché si tratta di un onere aggiuntivo per BNFL rispetto agli accordi precedenti, non ci si può limitare ad un semplice raffronto tra i pagamenti precedenti e quelli nuovi e concludere che BNFL recupera i suoi costi evitabili non appena il prezzo all’ingrosso dell’elettricità supera GBP […]/MWh. D’altra parte i nuovi accordi in merito al combustibile esaurito non prescrivono in quale modo BNFL debba trattare il combustibile esaurito al quale ha titolo. BNFL può scegliere se ritrattare il combustibile prima del suo smaltimento finale oppure no.
(276)
È quindi necessaria un’analisi più approfondita sulla base dei costi evitabili effettivi di BNFL, compresi gli oneri per lo smaltimento finale del combustibile esaurito.
(277)
La Commissione ha chiesto alle autorità britanniche di fornire una descrizione dettagliata dei costi in questione. La documentazione trasmessa dalle autorità britanniche in proposito indica che BNFL coprirà i suoi costi evitabili non appena i prezzi dell’elettricità superino una forcella di valori compresa tra GBP […]/MWh e GBP […]/MWh, in funzione del fatto che BNFL preveda o no un accantonamento per rischi. Le lieve differenza con la cifra di GBP […]/MWh di cui al considerando 275 è dovuta soprattutto al fatto che nel sito di BNFL esistono già pozzi per lo stoccaggio a lungo termine, che sono attualmente utilizzati per conservare il combustibile in vista del ritrattamento. […].
(278)
Per valutare la fondatezza di questa stima, la Commissione ha messo a confronto i costi evitabili calcolati dalle autorità britanniche con i costi indicati da un’altra fonte.
(279)
Greenpeace ha pubblicato sul suo sito web un rapporto di Gordon MacKerron di National Economic Research Associates (40). Tale rapporto indica valori di USD 200/kgU (GBP 110/kgU (41)) per lo stoccaggio temporaneo del combustibile esaurito e USD 400/kgU (GBP 220/kgU) per il suo stoccaggio definitivo. Secondo l’autore del rapporto, tali cifre provengono da uno studio americano (42). Vi sono molte differenze tra i tipi americani di reattori (reattori primari LWR) e quelli di BE. Inoltre, dal rapporto non risulta chiaramente se i costi ai quali fa riferimento siano costi evitabili o comprendano elementi dei costi fissi, che non dovrebbero rientrare nell’analisi che segue. Le cifre dipendono anche in forte misura dai tassi di attualizzazione in quanto la maggior parte dei costi di smaltimento finale saranno sostenuti in un lontano futuro. La Commissione ha utilizzato comunque tali cifre ritenendo che le cifre pubblicate da terzi costituissero comunque un termine di paragone importante per verificare le cifre trasmesse dalle autorità britanniche.
(280)
Alla luce delle cifre citate al considerando 279, il prezzo dell’elettricità al di sopra del quale BNFL potrebbe recuperare i suoi costi sarebbe di GBP […]/MWh. Queste cifre devono ora essere raffrontate con il previsto andamento dei prezzi dell’elettricità.
(281)
Il termine di riferimento corretto per questo confronto è l’andamento dei prezzi dell’elettricità al momento attuale e in futuro quale era previsto da BNFL nel momento in cui sono stati negoziati i nuovi accordi tra BNFL e BE. È infatti sulla base di queste prospettive che BNFL ha stimato il valore delle sue concessioni a BE.
(282)
Dai documenti messi a disposizione da BNFL, si desume che l’aspettativa generale era che i prezzi sarebbero rimasti entro una forbice compresa tra GBP 16/MWh e GBP 19/MWh nel più vicino futuro per poi salire a valori più elevati e più sostenibili.
(283)
Nel valutare la versione finale del piano, BNFL ha applicato quattro scenari possibili. Solo quello più pessimistico prevedeva che i prezzi dell’elettricità rimanessero costantemente al di sotto di GBP 17/MWh, per raggiungere a medio termine valori di circa GBP 16,5/MWh. Gli altri tre scenari ipotizzavano che questi prezzi avrebbero toccato valori intorno a GBP 18/MWh già nel 2007, per poi raggiungere gradualmente valori compresi all’incirca tra GBP 19,5/MWh e GBP 23/MWh.
(284)
La valutazione da parte di BNFL della rinegoziazione dei suoi accordi con BE è stata quindi compiuta sulla base di proiezioni dell’andamento dei prezzi tali che, anche nell’ipotesi più pessimistica, i prezzi le avrebbero consentito di recuperare i suoi costi evitabili quali erano stati stimati internamente, mentre in tutti gli scenari tranne quello più pessimistico i prezzi le avrebbero consentito di coprire i suoi costi evitabili quali erano stati valutati da Gordon MacKerron.
(285)
L’andamento effettivo dei prezzi dell’elettricità è stato in definitiva più positivo di quanto previsto anche dallo scenario più ottimistico dei quattro utilizzati da BNFL. In effetti, varie agenzie di rilevazione dei prezzi hanno indicato valori superiori a 20/MWh per i prezzi del carico di base invernale nel vicino futuro, ed alcune si sono spinte ad indicare prezzi fino a GBP 27/MWh (43). Per quanto riguarda i prezzi estivi, le stesse agenzie hanno indicato un valore di circa GBP 20/MWh. Gli scenario utilizzati da BNFL erano quindi complessivamente piuttosto pessimistici.
(286)
Da quanto sopra si può concludere che BNFL prevedeva che sarebbe stata in grado di coprire i suoi costi evitabili anche con i nuovi accordi, nonostante il fatto che avrebbe dovuto accollarsi i costi dello smaltimento finale del combustibile esaurito.
(287)
Analogamente, l’analisi dei nuovi accordi di fornitura del combustibile, che sono molto più semplici in quanto contengono un elemento variabile che non è indicizzato in funzione dei prezzi dell’elettricità, dimostra che BNFL coprirà i suoi costi evitabili di fornitura del combustibile in qualsiasi caso.
(288)
Un esame approfondito dei costi evitabili non porta alla luce alcun elemento che suggerisca che BNFL si è comportata in modo non conforme al suo interesse commerciale. Al contrario, l’andamento attuale dei prezzi dell’elettricità induce a ritenere che BNFL potrebbe in fin dei conti migliorare la sua posizione in confronto alla sua situazione precedente, avendo nel contempo dato dimostrazione di una flessibilità sufficiente per consentire al suo principale cliente di rimanere sul mercato.
(289)
Dopo aver esaminato i risultati della rinegoziazione degli accordi dal punto di vista microeconomico, la Commissione ha verificato se BNFL sia stata trattata su un piede di parità con i creditori privati di BE. In questa seconda fase di analisi, la Commissione ha voluto accertare se le concessioni fatte da BNFL siano simili a quelle accettate dai creditori privati.
(290)
Le informazioni comunicate dal Regno Unito e da BNFL mostrano che:
a)
anche se BNFL ha definito le condizioni degli accordi con BE prima che BE negoziasse condizioni specifiche con ciascuno dei suoi principali creditori, essa aveva chiesto che fosse inserita una clausola che le consentiva di revocare le concessioni suggerite qualora ad un qualsiasi altro creditore rilevante fossero state offerte condizioni più favorevoli che a BNFL;
b)
durante l’intero processo di negoziazione, BNFL ha sempre verificato che agli altri creditori privati di BE venisse chiesto di dare un contributo comparabile a quello di BNFL;
c)
un raffronto particolareggiato e quantificato dei crediti vantati e degli importi definiti in via di compromesso nel quadro del pacchetto di ristrutturazione concordato alla fine dimostra che, rispetto agli altri creditori, BNFL ha rinunciato a una quota più piccola dei crediti in essere. Va anche rilevato a questo proposito che i crediti di BNFL non erano coperti da alcuna garanzia a valere su una qualsiasi attività di BE.
(291)
La Commissione conclude quindi che BNFL è stata trattata allo stesso modo dei creditori privati. Questo rappresenta un’ulteriore conferma del fatto che BNFL, nella negoziazione del piano di ristrutturazione, non si è comportata diversamente dai creditori privati.
(292)
La Commissione considera che la conclusione di cui sopra dimostra a sufficienza che BNFL si è comportata conformemente al principio del creditore in un’economia di mercato e che la misura B non comporta dunque un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE.
(293)
Inoltre, la Commissione considera che nel caso in esame non vi è alcun elemento che consenta di imputare il comportamento di BNFL allo Stato. La condizione dell’imputabilità allo Stato è stata ricordata dalla Corte di giustizia delle Comunità europee nella sentenza Stardust (44). Come affermato dalla Corte, non si può presumere automaticamente che una misura costituisca aiuto di Stato perché è stata assunta da un’impresa pubblica. Non è sufficiente che il soggetto che concede l’aiuto sia un’impresa pubblica ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 1, lettera b), della direttiva 80/723/CEE della Commissione, del 25 giugno 1980, relativa alla trasparenza delle relazioni finanziarie fra gli Stati Membri e le loro imprese pubbliche (45). Il fatto che le autorità pubbliche siano in grado di esercitare, direttamente o indirettamente, un’influenza dominante non dimostra che esse abbiano effettivamente esercitato una simile influenza in un determinato caso. Come spiegato dall’avvocato generale nelle sue conclusioni nella causa Stardust (46), l’imputabilità allo Stato di una misura di aiuto adottata da un’impresa pubblica può essere dedotta da una serie di indicatori relativi alle circostanze del caso e al contesto nel quale sono state prese le misure. L’avvocato generale elenca una serie di fatti e di circostanze che potrebbero, a suo avviso, essere prese in considerazione: prove del fatto che la misura è stata adottata su impulso dello Stato; la natura e la portata della misura; il grado di controllo di cui lo Stato dispone sull’impresa pubblica considerata; una prassi generale consistente nell’utilizzare l’impresa considerata a fini non commerciali o nell’influenzare le sue decisioni.
(294)
Sulla base delle osservazioni del governo britannico e di terzi, la Commissione ha esaminato se la misura B (e la misura C) potrebbero essere imputate allo Stato. Essa ha tenuto conto del fatto che BNFL ha deciso che aveva interesse a fare delle concessioni per assicurare che BE continuasse ad essere solvibile ben prima che le difficoltà finanziarie di BE diventassero di pubblico dominio e ben prima che il governo britannico rendesse noto che sarebbe intervenuto per mettere a punto un piano di ristrutturazione che preservasse la solvibilità di BE. Dal punto di vista cronologico non vi è alcuna prova che la rinegoziazione abbia avuto luogo su iniziativa dello Stato. Al contrario, il fatto che BNFL non abbia espresso il consenso finale alla propria partecipazione al piano di ristrutturazione prima che il governo britannico avesse annunciato di voler dare un suo contributo può essere considerato come una prova del fatto che BNFL non era disposta a salvare BE ad ogni costo e preferiva attendere un intervento dello Stato, alla stessa stregua di tutti gli altri creditori.
(295)
La Commissione ha anche tenuto presente che secondo la legge britannica gli amministratori di BNFL erano tenuti ad agire, nell’esercizio del loro incarico, nell’interesse commerciale di BNFL in modo da massimizzare il valore e minimizzare la loro esposizione finanziaria sulla base delle informazioni di cui disponevano al momento. Che essi si siano comportati in questo modo è confermato dagli estratti dei resoconti delle riunioni del consiglio d’amministrazione che sono stati comunicati alla Commissione.
(296)
Sulla base dell’insieme degli elementi sopra esposti, la Commissione conclude che la misura B non costituisce aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE.
(297)
La misura C consiste in accordi di moratoria sui pagamenti dovuti a BNFL e ad una serie di importanti creditori finanziari di BE per un periodo avente inizio il 14 febbraio 2003 e avente fine al più presto il 30 settembre 2004. A differenza di altri creditori partecipanti, BNFL non percepirà interessi nel corso del periodo di moratoria.
(298)
Sulla base delle informazioni disponibili, la Commissione osserva che le relazioni dei consulenti finanziari di BNFL, elaborate quando BNFL stava negoziando con BE, concludono che nella sua parte del pacchetto di ristrutturazione BNFL non ha globalmente fatto concessioni maggiori di altri creditori, come dimostrato dal raffronto tra i contributi di ciascuno dei creditori di significativa importanza. Come già detto al considerando 290, BNFL non aveva alcuna garanzia a valere sulle attività di BE.
(299)
Inoltre, la Commissione ammette che, acconsentendo a non chiedere il pagamento di interessi per facilitare la soluzione concordata di una ristrutturazione che preservasse la solvibilità di BE, BNFL si è comportata come un creditore privato che mira a garantire la realizzabilità della migliore soluzione disponibile dal punto di vista commerciale. L’analisi dei consulenti finanziari e legali di BNFL dimostra che, chiedendo la rinegoziazione delle condizioni della moratoria, si sarebbe messo in pericolo l’insieme degli accordi con BE e, soprattutto, la solvibilità di BE in quanto tale. Vi era un rischio significativo che esigere il pagamento di interessi avrebbe condotto all’insolvenza di BE, che BNFL non riteneva conforme al proprio interesse. Rinunciando a percepire interessi, BNFL ha agito in modo conforme al comportamento di un creditore privato che desidera assicurarsi le maggiori entrate possibili.
(300)
Infine, la Commissione non ha potuto determinare che la parte della misura C che riguardava BNFL fosse imputabile allo Stato, per i motivi indicati in sede di valutazione della misura B e precisamente ai considerando da 256 a 296.
(301)
La Commissione è perciò giunta alla conclusione che la misura C non comporta aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE.
3. Valutazione della compatibilità alla luce del trattato CE
(302)
L’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE stabilisce il principio generale del divieto degli aiuti di Stato nella Comunità.
(303)
I paragrafi 2 e 3 dell’articolo 87 prevedono una serie di deroghe al principio generale dell’incompatibilità enunciato al paragrafo 1.
(304)
Le deroghe di cui all’articolo 87, paragrafo 2, del trattato CE non si applicano nel presente caso perché gli aiuti non hanno carattere sociale e non sono concessi a singoli consumatori, non ovviano ai danni arrecati da calamità naturali e non sono concessi all’economia di determinate regioni della Repubblica federale di Germania che hanno risentito della divisione del paese.
(305)
Ulteriori deroghe sono previste dall’articolo 87, paragrafo 3, del trattato CE. Le deroghe di cui alle lettere a), b) e d) dell’articolo 87, paragrafo 3, non si applicano nel presente caso poiché l’aiuto non favorisce lo sviluppo economico di regioni ove il tenore di vita sia anormalmente basso o si abbia una grave forma di sottoccupazione, non promuove la realizzazione di un importante progetto di comune interesse europeo, non pone rimedio a un grave turbamento dell’economia di uno Stato membro né promuove la cultura o la conservazione del patrimonio.
(306)
Potrebbe quindi applicarsi solo la deroga di cui all’articolo 87, paragrafo 3, lettera c), del trattato CE, che prevede che possano essere autorizzati gli aiuti di Stato destinati ad agevolare lo sviluppo di talune attività o di talune regioni economiche, sempre che non alterino le condizioni degli scambi in misura contraria all’interesse comune.
(307)
Negli orientamenti, la Commissione ha precisato le condizioni alle quali poteva giungere ad una conclusione favorevole nell’esercizio dei suoi poteri di valutazione nel quadro dell’articolo 87, paragrafo 3, lettera c), in casi quali quello in esame.
(308)
Nella sua decisione di avvio del procedimento la Commissione ha espresso una serie di dubbi sulla compatibilità del piano di ristrutturazione con le disposizioni degli orientamenti. Tali dubbi sono stati ricordati sopra nella sezione II.3. Nelle sezioni che seguono vengono presentate la valutazione e le conclusioni finali alle quali è giunta la Commissione su ciascuno dei dubbi sollevati.
a) Sul ripristino della redditività di BE
(309)
Presupposto necessario per la concessione di aiuti alla ristrutturazione è un piano di ristrutturazione realizzabile, coerente e ad ampio raggio che permetta di ripristinare l’efficienza economico-finanziaria a lungo termine dell’impresa entro un lasso di tempo ragionevole e sulla base di ipotesi realistiche. Ai sensi del punto 32 degli orientamenti, il miglioramento della redditività deve essere soprattutto il frutto delle misure di risanamento interne contenute nel piano di ristrutturazione e potrà basarsi su fattori esterni, quali variazioni dei prezzi e della domanda, su cui l’impresa non può esercitare un’influenza di rilievo, solo ove si tratti di previsioni di mercato generalmente riconosciute.
(310)
Al punto 33 degli orientamenti gli Stati membri sono invitati a presentare un piano di ristrutturazione che descriva le circostanze che hanno determinato le difficoltà dell’impresa e prenda in considerazione scenari corrispondenti alle ipotesi più ottimistiche, più pessimistiche e intermedie. Al punto 34 degli orientamenti si aggiunge che il piano di ristrutturazione deve proporre una trasformazione tale da consentire all’azienda, dopo la ristrutturazione, di coprire la totalità dei suoi costi, compresi l’ammortamento e gli oneri finanziari. Il tasso di rendimento previsto del capitale proprio dovrà essere sufficiente per permettere all’impresa di affrontare la concorrenza sul mercato facendo affidamento soltanto sulle proprie risorse.
(311)
Nella decisione di avvio del procedimento la Commissione ha citato diversi motivi di perplessità per quanto riguarda il ripristino della redditività di BE. I suoi dubbi erano riconducibili a due osservazioni. In primo luogo, la durata di alcuni elementi della misura A e della misura B sembrava illimitata, il che faceva dubitare che il piano di ristrutturazione potesse permettere a BE di essere in grado di far fronte alla concorrenza contando solo sulle proprie risorse entro un arco di tempo ragionevole. In secondo luogo, il piano di ristrutturazione non sembrava includere un numero sufficiente di misure interne a BE.
(312)
I dubbi della Commissione si riferivano in particolare alle misure A e B. Considerate la lunga durata della misura A e l’assenza di una determinazione temporale della validità della misura B, la Commissione si è chiesta se l’aiuto alla ristrutturazione di BE non fosse concesso nella forma di una sovvenzione permanente, in contrasto con le condizioni specificate negli orientamenti. Questa preoccupazione era condivisa da terzi, come Drax.
(313)
Per quanto riguarda la misura B, la Commissione è giunta alla conclusione che non contiene aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE. Di conseguenza, il problema dell’assenza di una delimitazione temporale della misura B non si pone più.
(314)
Per quanto riguarda la misura A, la Commissione era preoccupata del fatto che i costi relativi alla disattivazione degli impianti nucleari potevano insorgere fino al 2086 e che il finanziamento dei costi relativi alla gestione del combustibile esaurito PWR caricato nel reattore Sizewell B di BE era anch’esso non limitato nel tempo.
(315)
Per quanto riguarda i costi di disattivazione, la Commissione rileva che tali costi saranno sostenuti in futuro ma si riferiscono alla costruzione di impianti nucleari che ha avuto luogo in passato. La Commissione accetta l’argomento del Regno Unito che non è possibile quantificare con precisione l’importo relativo allo smantellamento in quanto non vi sono precedenti per gli impianti AGR e tale lavoro sarà fatto in un lontano futuro, e che per allora potrà esservi stata un’evoluzione della tecnologia. Inoltre, il governo britannico sostiene che i costi di disattivazione sono già in larga misura fissati e che qualsiasi aumento rilevante degli oneri risultanti da una cambiamento discrezionale delle procedure operative nell’interesse economico di BE o dovuto a una violazione dello standard minimo di rendimento dovrà essere pagato da BE. Inoltre è importante ricordare che l’intervento dello Stato è previsto in caso di insufficienza del finanziamento tramite l’NLF.
(316)
Tenuto conto della natura particolare dell’industria nucleare, che non consente il trattamento di materiale radioattivo prima che il suo tasso di radiazione abbia raggiunto livelli più sicuri, e dell’inevitabile distribuzione temporale del finanziamento degli oneri di disattivazione, la Commissione conclude che la parte della misura A relativa a tali oneri non può essere qualificata come sovvenzione corrente in quanto di tratta di oneri definiti e che si riferiscono a costi già sostenuti. Un accantonamento per la copertura di questi costi era già stato previsto nello stato patrimoniale di BE. La Commissione conclude inoltre che il pagamento tardivo dell’aiuto relativo a questi costi non può essere visto come un rinvio al futuro del ripristino della redditività.
(317)
Per quanto riguarda il finanziamento da parte dello Stato della gestione del combustibile PWR caricato in Sizewell B, la Commissione ricorda che BE verserà all’NLF un contributo dell’importo di GBP 150/kgU per il combustibile PWR caricato nel reattore Sizewell B dopo la data effettiva della ristrutturazione.
(318)
Questo importo è certamente minore del costo totale della gestione del combustibile PWR esaurito, compreso lo smaltimento finale. In effetti, tale costo totale era stato stimato dalla stessa BE nei suoi conti 2001/2002 a GBP 240/kgU. Il fatto che soltanto una parte di tali costi è coperta dai pagamenti di BE all’NLF conferma che il contributo dell’NLF alla gestione del combustibile in questione contiene un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE.
(319)
Per decidere se tale aiuto abbia portata indeterminata, la Commissione deve accertare come i costi totali si suddividano tra costi evitabili e costi inevitabili.
(320)
I costi inevitabili sono irrecuperabili. È quindi economicamente razionale per un’impresa continuare l’attività finché può coprire i suoi costi evitabili, in modo da ammortizzare nella massima misura possibile i costi irrecuperabili. Concedere aiuti per costi inevitabili conferisce quindi certamente un vantaggio all’impresa beneficiaria in quanto sposta il suo punto di pareggio. Per le imprese in difficoltà, un aiuto del genere contribuisce precisamente ad un più rapido ripristino della redditività. Ma poiché l’impresa continuerebbe comunque la sua attività finché riesce a coprire i suoi costi evitabili, un aiuto alla copertura dei costi inevitabili non si traduce in un prolungamento artificiale della vita dell’impresa. Non si tratta quindi di un aiuto a tempo indefinito.
(321)
Gli aiuti intesi a coprire costi evitabili, in particolare costi variabili, mirano al contrario a mantenere artificialmente in vita un’impresa che non avrebbe altrimenti alcuna ragione economica di prolungare le sue attività. Un aiuto del genere è a tempo indefinito in quanto assicura il mantenimento dell’impresa soltanto se non è limitato nel tempo.
(322)
Le autorità britanniche hanno indicato che, dei costi di GBP 240/kgU citati al considerando 318, circa GBP […]/kgU erano evitabili. I costi rimanenti sono per la maggior parte relativi ai costi inevitabili connessi alla costruzione del deposito finale per il combustibile esaurito PWR sia storico che futuro, che verrà effettuata sul sito Sizewell B. È previsto che tale deposito sia disponibile verso la fine di questo secolo il che, visti gli effetti del procedimento di attualizzazione, spiega la relativa modestia di questi costi rispetto ai costi di altri paesi.
(323)
Le cifre indicate nel rapporto Gordon MacKerron di cui alla nota 38 non possono essere utilizzate allo scopo di verificare la fondatezza di questa stima perché il rapporto non indica in che misura siano compresi costi inevitabili.
(324)
Per verificare la valutazione delle autorità britanniche, la Commissione ha utilizzato informazioni rese pubbliche riguardanti il programma nucleare finlandese, uno dei programmi nucleari più trasparenti al mondo. Come i residui di Sizewell, i residui prodotti dai reattori finlandesi non saranno ritrattati prima dello smaltimento finale. I costi della gestione del combustibile esaurito finlandese sono stimati dalla società finlandese incaricata dello smaltimento pari a EUR 325/kgU (GBP 217/kgU (47)), di cui EUR 217/kgU (GBP 145/kgU) si riferiscono a costi evitabili (48).
(325)
La Commissione rileva che questi valori sono simili a quelli comunicati dalle autorità britanniche. La Commissione considera che essi confermino l’indicazione che un pagamento di GBP 150/kgU è sufficiente per coprire i costi evitabili della gestione del combustibile esaurito, più un parte dei suoi costi inevitabili.
(326)
Alla luce di quanto sopra, la Commissione conclude che il piano di ristrutturazione non costituisce una sovvenzione corrente a beneficio di BE e che la sua durata è compatibile con gli orientamenti, tenuto conto delle specificità dell’industria nucleare e degli obblighi del Regno Unito in virtù del trattato Euratom (49).
(327)
La Commissione rileva che il governo britannico ha presentato un piano dettagliato che contiene un’analisi del mercato e degli scenari corrispondenti alle ipotesi più ottimistiche, più pessimistiche e intermedie, come richiesto al punto 33 degli orientamenti. È stata inoltre fornita un’analisi dettagliata dei flussi di cassa aggiornata nel luglio 2004.
(328)
Il piano descrive nei particolari l’origine delle difficoltà di BE e le misure che sono state o saranno prese per farvi fronte, che sono già state sintetizzate al punto II.2.c della presente decisione. Il piano di ristrutturazione prevede la messa in atto di una nuova strategia commerciale (misura E) che mira a consolidare la posizione scoperta di BE. Nell’aumentare la quota delle vendite a medio termine a prezzo fisso della sua produzione, BE mira a ridurre la volatilità dei flussi di cassa ed a rafforzare la sua redditività a lungo termine. Essa ridurrà in tal modo anche la sua esposizione ai prezzi all’ingrosso dell’elettricità nel Regno Unito, continuando al tempo stesso a mantenere un accesso affidabile al mercato attraverso la combinazione di condizioni contrattuali, della flessibilità della generazione di energia grazie a Eggborough e della focalizzazione dell’unità DSB (vendita diretta alle imprese) sui clienti I&C. Le misure A e B mirano ad affrontare il problema dell’elevata proporzione di costi non evitabili a carico di BE in quanto operatore nucleare liberando in parte BE dai suoi oneri nucleari storici, compresi gli oneri per il combustibile esaurito storico e i costi di disattivazione, e riducendo i suoi costi per i futuri contratti front end e back end con BNFL. Inoltre, il piano prevede la rinegoziazione di tre contratti di acquisto out-of-the-money e la vendita delle attività nordamericane di BE che dovrebbe contribuire a risolvere il problema di BE dovuto agli elevati costi a breve termine non evitabili costituiti da spese di finanziamento. Per quanto riguarda la terza causa delle difficoltà di BE, ossia le frequenti interruzioni impreviste della produzione, BE ha definito un piano, il PIP, destinato a migliorare l’affidabilità degli impianti nucleari di BE. In particolare, il PIP prevede maggiori investimenti in conto capitale e nel personale per migliorare la qualità della manutenzione e la disponibilità dei suoi impianti. Inoltre, uno dei punti vulnerabili considerati è uno scenario in cui la disponibilità degli impianti di BE non migliori. Anche in tale scenario BE genererebbe liquidità.
(329)
Le proiezioni finanziarie presentate dal governo britannico indicano che la redditività sarebbe ripristinata entro tempi ragionevoli in quanto BE genererebbe liquidità dal 2004 ed avrebbe flussi di cassa operativi annui positivi dal 2005.
(330)
Sulla base di quanto precede, la Commissione conclude che il piano di ristrutturazione affronta i problemi all’origine delle difficoltà di BE ed è fondato su ipotesi realistiche come richiesto dagli orientamenti, in particolare alla luce dell’evoluzione dei prezzi dell’elettricità e dell’attuazione del PIP.
(331)
Nella sua decisione di avviare il procedimento la Commissione aveva dichiarato di dubitare che il ripristino della redditività potesse essere considerato dovuto principalmente alle misure interne. In particolare, la Commissione si chiedeva se i risparmi realizzati da BE a seguito di tali misure non fossero dovuti solo alle concessioni dei creditori e dei fornitori e non ad una razionalizzazione delle attività di BE.
(332)
Dopo l’avvio del procedimento, Drax si è espressa su questo punto. Essa ritiene che la ristrutturazione di BE non sia una vera ristrutturazione in quanto non deriva da misure interne e dà a BE la garanzia che non fallirà mai. Drax aggiunge che vi sono incertezze sul contributo di BE alla ristrutturazione e che la chiusura di alcune centrali nucleari avrebbe rappresentato la scelta migliore. Quest’ultimo rilievo è condiviso da Greenpeace. Il Regno Unito contesta questa opinione e risponde che il pacchetto è subordinato all’approvazione da parte del governo delle prospettive di redditività di BE. Il governo britannico ha anche osservato che gli orientamenti richiedono che vi sia un rapporto equilibrato tra contributi dello Stato, contributi privati e contributo della società stessa, ma che ciò non significa che la società deve essere in grado di raddrizzare la propria situazione senza l’intervento dello Stato.
(333)
La Commissione riconosce che la ristrutturazione non deve essere realizzata solo con misure interne ma può anche comprendere misure dello Stato e di privati, quali creditori e fornitori. La Commissione rileva che BE ha già attuato le seguenti misure: ha ceduto le sue attività nordamericane (misura F) e […]. Dal punto di vista commerciale, la Commissione prende atto che, in linea con la sua nuova strategia commerciale (misura G), BE ha aumentato il numero di contratti a medio termine a prezzo fisso per ridurre la parte scoperta della sua posizione. Inoltre BE non viene liberata dai suoi oneri nucleari ma contribuirà al finanziamento dell’NLF.
(334)
Come spiegato più sotto nella sezione VI.3.c.v, la Commissione tiene anche conto del fatto che la chiusura di una o più delle centrali nucleari di BE non è un’opzione realistica e che la cessione di Eggborough metterebbe a rischio le prospettive di ritorno alla redditività di BE e sarebbe sproporzionata.
(335)
Considerando le misure già prese e da prendere da parte di BE e tenuto conto del fatto che i problemi all’origine delle difficoltà di BE sono affrontati nel piano di ristrutturazione, la Commissione conclude che la condizione di cui al punto 32 degli orientamenti è soddisfatta.
(336)
Alcuni terzi hanno messo in dubbio soprattutto le prospettive di ritorno alla redditività di Dungeness B, che è il più vecchio degli impianti nucleari di BE.
(337)
Powergen, il terzo che ha sostanziato meglio il proprio ragionamento, ha fondato la sua analisi della situazione di Dungeness B su una descrizione della struttura dei costi della centrale che era stata originariamente presentata dalle autorità britanniche e illustrata nella decisione di avvio del procedimento.
(338)
Secondo Powergen, Dungeness B è una centrale elettrica estremamente inefficiente. I dati storici mostrano che il suo fattore di carico è piccolo. Secondo la stima di Powergen esso è pari al 46 %. Con un simile fattore di carico, la centrale produrrebbe circa 4,5 TWh l’anno. Secondo Powergen produrre questo quantitativo di elettricità costerebbe circa 73,8 milioni di GBP, considerando solo i costi evitabili. Powergen conclude che i costi evitabili di Dungeness B sono di circa GBP 16,4/MWh mentre il prezzo dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso è di GBP 16/MWh (50).
(339)
Nelle loro osservazioni sull’analisi di Powergen, le autorità del Regno Unito espongono il loro punto di vista sulla controanalisi della redditività di Dungeness B fatta da Powergen. Secondo le autorità britanniche l’analisi di Powergen contiene due errori. In primo luogo, l’ipotesi di Powergen relativa ai costi totali della centrale è errata per difetto. I dati di BE suggeriscono che i costi effettivi di Dungeness B sono più elevati di quelli stimati da Powergen, specie per quanto riguarda i costi operativi e di manutenzione. Ciò tende a far salire i costi per MWh di Dungeness B.
(340)
D’altro canto, le autorità britanniche sostengono che l’efficienza di Dungeness B sia molto migliorata negli ultimi anni. Esse fanno valere che, poiché dai dati storici risulta un miglioramento, non si dovrebbe considerare valida per il futuro l’ipotesi che le sue prestazioni saranno uguali a quelle dei suoi anni peggiori, ma piuttosto quella che la centrale funzionerà come negli anni più recenti. Il fattore di carico della centrale salirebbe quindi al 61 %. Ciò tende a far scendere i costi per MWh di Dungeness B.
(341)
Tenendo conto delle due considerazioni illustrate ai considerando 339 e 340, le autorità britanniche calcolano che i costi evitabili di Dungeness B siano approssimativamente pari a GBP […]/MWh quando il prezzo dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso è di GBP […]/MWh.
(342)
La Commissione ha esaminato i costi evitabili di Dungeness B, tenendo presenti diverse ipotesi, in funzione delle stime ritenute corrette per i costi totali e il fattore di carico. Essa è giunta alla matrice seguente:
Tabella 8
Costi evitabili di Dungeness B per MWh quando il prezzo dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso è di GBP 16/MWh
Ipotesi di produzione delle autorità britanniche
Ipotesi di produzione di Powergen
Ipotesi sui costi delle autorità britanniche
[…]
[…]
Ipotesi sui costi di Powergen
[…]
GBP 16,4/MWh
(343)
Tenendo conto della suddivisione tra BE e BNFL dei benefici degli aumenti di prezzo dell’elettricità quando il prezzo dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso differisce da GBP 16/MWh, la Commissione ha calcolato il prezzo dell’elettricità al di sopra del quale Dungeness B copre i suoi costi evitabili nelle diverse ipotesi:
Tabella 9
Prezzo dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso al di sopra del quale Dungeness B copre i suoi costi evitabili
Ipotesi di produzione delle autorità britanniche
Ipotesi di produzione di Powergen
Ipotesi sui costi delle autorità britanniche
[…]
[…]
Ipotesi sui costi di Powergen.
[…]
GBP 16,8/MWh
(344)
Dalla tabella 9 si desume che in tutti gli scenari, tranne quello peggiore, Dungeness B è in grado di recuperare i suoi costi evitabili, e perciò non lavora in perdita, a partire dal momento in cui il prezzo dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso è superiore a circa GBP […]/MWh. A questa soglia di prezzo corrispondono prezzi dell’elettricità del carico di base sul mercato all’ingrosso che, come si è detto ai considerando da 282 a 285, sono stati rilevati a livelli talvolta ben superiori a GBP 20/MWh, e che secondo le previsioni dovrebbero sempre essere compresi tra GBP 16 e GBP 19/MWh anche nel breve periodo durante il quale Dungeness B rimarrà operativa. Inoltre la Commissione nota che, ai prezzi attuali dell’elettricità, Dungeness B è in grado di coprire i suoi costi evitabili anche nello scenario più pessimistico.
(345)
La Commissione considera perciò Dungeness B come un elemento dell’attivo redditizio.
b) Sulla questione se l’aiuto sia limitato al minimo indispensabile
(346)
Nella decisione di avvio del procedimento la Commissione aveva espresso perplessità sul fatto che l’aiuto fosse limitato al minimo indispensabile, poiché la natura di aiuto di Stato delle misure B, C e G non era stata accertata e poiché l’esatto ammontare dell’aiuto contenuto nella misura A non era determinato.
(347)
La Commissione ricorda che sopra, nelle sezioni VI.2.a e VI.2.b, è giunta alla conclusione che le misure B, C e G non costituiscono aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE. Il pacchetto di aiuti è quindi limitato alla sola misura A.
(348)
La misura A include aiuti di Stato diretti a far fronte a tre categorie di oneri: la gestione del combustibile esaurito storico, la gestione di oneri che non sono stati ancora contrattualmente definiti e la disattivazione delle centrali nucleari. Al momento dell’avvio del procedimento, gli oneri relativi a ciascuna di queste tre categorie, e di conseguenza gli aiuti di Stato riferibili a ciascuna di esse, erano stati solo stimati, ma non erano stati assoggettati ad un massimale.
(349)
Gli oneri relativi alla gestione del combustibile esaurito rappresentano la quota più consistente degli oneri complessivi. Essi consistono nella remunerazione di BNFL per i servizi di gestione del combustibile caricato nei reattori di BE prima della data effettiva del piano di ristrutturazione. Questi servizi sono stati già oggetto di contratti e gli importi dovuti da BE a BNFL a questo titolo sono definiti con precisione nella maggior parte delle circostanze.
(350)
Per questo motivo la Commissione è ancora del parere che dovrebbe essere stabilito un massimale che limiti la portata del finanziamento di tali oneri da parte del governo britannico. Le autorità britanniche hanno perciò accettato di trasformare la loro stima originaria di questi oneri, ossia GBP 2 185 000 000 (51) in un massimale per l’aiuto connesso a tali oneri.
(351)
Gli oneri relativi alla disattivazione delle centrali nucleari e gli oneri non definiti contrattualmente sono invece difficili da quantificare con precisione.
(352)
La disattivazione di impianti nucleari è un’attività molto particolare. Nel mondo esistono pochissimi esempi di un lavoro di questo tipo che sia stato portato interamente a termine (52). Secondo gli esperti i costi potrebbero ammontare al 15 % dei costi totali d’investimento o più (53), ovvero al 50 % della parte nucleare dell’investimento (54). Anche se queste stime dovessero essere assolutamente coerenti e precise, per stimare i costi di disattivazione di una centrale nucleare sarebbe necessario calcolare il costo originario esatto degli investimenti per la sua costruzione, cosa che sarebbe particolarmente difficile per centrali vecchie come quelle di BE, per cui si dispone solo di una storia dei costi molto imprecisa.
(353)
Inoltre, la maggior parte delle centrali di BE sono centrali AGR, che non sono solamente diverse dalle centrali esistenti in altri paesi, ma anche in una certa misura diverse l’una dall’altra. Non si può quindi contare sull’esperienza acquisita in altri paesi o nello stesso Regno Unito per rendere più precisa la stima dei costi di disattivazione dei reattori di BE.
(354)
Analogamente, gli oneri non definiti contrattualmente sono per la loro stessa natura molto difficili da quantificare. Essi si riferiscono per la massima parte allo smaltimento finale del combustibile esaurito. Il modo in cui sarà definitivamente smaltito il combustibile nucleare nel Regno Unito è tuttora incerto, come ha dimostrato l’esperienza del deposito Nirex per i residui ad attività media. L’esperienza di altri paesi ha dimostrato che trovare dei siti per lo smaltimento di certi tipi di residui può essere delicato tanto tecnicamente quanto politicamente. È molto difficile quantificare con sufficiente precisione il costo di un’attività quando sono disponibili informazioni così scarse sul modo in cui verrà realizzata. Dalle informazioni trasmesse dal Regno Unito si vede che anche le stime dei costi di deposito da parte di istituzioni di altri Stati membri possono variare in notevole misura.
(355)
Alla luce di quanto sopra la Commissione ritiene che sarebbe possibile determinare un costo massimo per la disattivazione delle centrali e gli oneri non definiti contrattualmente solo con un largo margine di errore. Vi sarebbe un serio rischio di sopravvalutare tale valore.
(356)
Per questo motivo la Commissione considera che, in questo caso, fissare come massimale dell’aiuto un valore estremamente incerto e probabilmente sopravvalutato sarebbe in realtà contrario al principio della limitazione dell’aiuto al minimo indispensabile, in quanto i margini di incertezza potrebbero, se si rivelassero ingiustificati, tradursi in un margine per l’erogazione di aiuti non necessari.
(357)
Un modo molto migliore di assicurare il rispetto del principio della limitazione dell’aiuto al minimo indispensabile consisterebbe nel non tentare di calcolare un importo massimo ammissibile, ma di mettere invece a punto un meccanismo che assicuri che la spesa futura sia limitata al minimo necessario.
(358)
Le autorità britanniche si sono quindi impegnate a istituire una serie di meccanismi a tal fine. In particolare:
a)
le categorie di oneri il cui costo potrà essere preso a carico dello Stato saranno definite con precisione;
b)
le autorità britanniche sorveglieranno attentamente tali costi tramite la Nuclear Decommissioning Agency (NDA); sarà effettuato un monitoraggio sia ex ante che ex post;
c)
le attività di disattivazione saranno appaltate dalla NDA, che si adopererà perché tali costi rimangano entro gli standard di mercato;
d)
le attività della stessa NDA saranno sottoposte al controllo in ultima istanza del ministero del Commercio e dell’industria e del National Audit Office;
e)
per rafforzare ulteriormente il controllo della Commissione sulle spese, verrà presa come soglia la stima aggregata originaria delle due categorie di oneri (ossia GBP 1 629 000 000 (55)). Se la spesa cumulativa derivante da questi due tipi di oneri dovesse superare questa soglia, la Commissione riceverà relazioni particolareggiate sia sui pagamenti effettuati per coprire i costi di questi oneri sia sulle misure prese per minimizzare i costi stessi. Tali relazioni si fonderanno su analisi svolte da esperti contabili indipendenti.
(359)
Esiste la possibilità che un numero molto limitato di pagamenti dovuti da BE a BNFL nel quadro degli oneri relativi al combustibile esaurito risultino superiori a quanto originariamente stimato. Questo può accadere in particolare qualora degli elementi di combustibile esaurito si rivelino non conformi alle specifiche e richiedano un trattamento speciale. In un simile caso, infatti, gli accordi contrattuali esistenti tra BE e BNFL permettono che il normale prezzo pattuito per la gestione del combustibile esaurito sia aumentato. In tale eventualità gli importi che dovrebbero essere pagati dallo Stato per liberare BE dal peso di questi oneri supplementari rispetto alle stime originarie sarebbero calcolati nell’ambito della soglia di GBP 1 629 000 000 di cui sopra, senza modificare la soglia stessa.
(360)
Ai fini del calcolo degli importi di cui ai considerando 350 e 358, la Commissione considera che si debba utilizzare il normale tasso di riferimento della Commissione. Tuttavia, vista la lunghezza del periodo di tempo in questione, il tasso di riferimento va riveduto ogni cinque anni (56).
(361)
È importante notare che il massimale e la soglia di cui ai considerando 350 e 358 si applicano a tutte le spese per la copertura degli oneri nucleari, siano essi finanziati dall’NLF o dallo Stato. Ciò significa che il meccanismo del massimale e della soglia terrà automaticamente conto delle disponibilità finanziarie del fondo.
(362)
Infine, il pacchetto di ristrutturazione contiene anche una detassazione relativa all’incremento del valore contabile delle centrali di BE dovuto al fatto che una parte degli oneri ad esse connessi saranno presi in carico dal governo britannico. Poiché questi oneri erano contabilizzati nel bilancio di BE, il loro potenziale e parziale annullamento a seguito dell’impegno assunto dal governo britannico accresce il valore contabile delle centrali stesse di un importo corrispondente, potenzialmente, al valore massimo dell’impegno assunto dal governo britannico.
(363)
Secondo le normali regole contabili e finanziarie del Regno Unito, questo incremento di valore dovrebbe essere imponibile. La sua detassazione (la sua mancata presa in considerazione ai fini fiscali da parte del governo) conferisce quindi un potenziale vantaggio competitivo a BE atto a falsare la concorrenza ai sensi dell’articolo 87, paragrafo 1, del trattato CE. Tuttavia, se l’incremento di valore venisse tassato, ne verrebbe diminuita la capacità di BE di far fronte agli oneri con i propri mezzi, e questo fatto farebbe a sua volta aumentare gli oneri effettivamente a carico del governo. Di conseguenza, la totalità o una parte dell’elemento di aiuto di Stato presente nella detassazione potrebbe essere compensata dall’aumento della quota finale degli oneri nucleari che dovrebbe essere finanziata a carico dello Stato. L’elemento di aiuto di Stato effettivamente presente nella detassazione corrisponde unicamente a quella parte della detassazione che non è compensata dall’aumento dei pagamenti che il governo britannico dovrà effettuare per onorare il proprio impegno a far fronte agli oneri nucleari.
(364)
Questo incremento del valore delle centrali ha natura puramente artificiale in quanto gli oneri permarranno finché non verrà chiesto al governo britannico di onorare il suo impegno, e nella misura in cui questo sarà ancora invocabile, e dovranno essere coperti nella massima misura possibile dall’NLF, fondo al quale contribuisce la stessa BE. Inoltre, se il governo avesse provveduto a coprire l’insufficiente finanziamento degli oneri in un altro modo o in un altro momento, per esempio mediante contributi ad hoc versati nel momento stesso in cui gli oneri erano insorti, è possibile che non sarebbe stata necessaria alcuna detassazione.
(365)
Alla luce di quanto ora esposto, la Commissione considera che l’elemento di aiuto di Stato contenuto nella detassazione non è superiore a quanto necessario affinché l’obiettivo della ristrutturazione sia conseguito.
(366)
Infine, la Commissione rileva che ogni eventuale incremento degli utili di BE, per esempio in caso di aumento dei prezzi dell’elettricità, sarà in larga parte destinato al finanziamento del contributo di BE all’NLF. Un aumento del contributo di BE comporterebbe automaticamente una riduzione dell’importo dell’aiuto.
(367)
La Commissione considera che i meccanismi descritti sopra assicureranno nel complesso che l’aiuto di Stato contenuto nella misura A sarà ridotto al minimo necessario.
c) Prevenzione di indebite distorsioni della concorrenza
(368)
Al punto 35 degli orientamenti si dispone che «è necessario adottare misure in grado di controbilanciare, per quanto possibile, le ripercussioni negative sui concorrenti».
(369)
A parte casi eccezionali in cui le dimensioni del mercato rilevante sono trascurabili al livello comunitario e del SEE o la quota detenuta dall’impresa nel mercato stesso è trascurabile, è necessario attuare misure del genere perché l’elemento di aiuto di un piano di ristrutturazione possa essere compatibile con il mercato comune. Esse devono assumere la forma di una riduzione della presenza dell’impresa sul mercato e devono essere proporzionate agli effetti distorsivi dell’aiuto. Eccezioni all’obbligo di contropartite possono essere ammesse solo quando esse potrebbero comportare un peggioramento manifesto della struttura del mercato.
(370)
Quando le contropartite sono necessarie, la loro forma e la loro portata dipendono dalla situazione delle capacità sul mercato. Nel caso esista una sovraccapacità produttiva strutturale, le misure devono assumere la forma di una riduzione irreversibile della capacità di produzione. Quando non vi è un eccesso strutturale di capacità, una contropartita può essere comunque necessaria, ma potrà avere natura diversa da una riduzione irreversibile della capacità di produzione.
i) Il mercato rilevante
(371)
La nota 20 degli orientamenti indica che il mercato geografico rilevante è costituito normalmente dal SEE o, in alternativa, da qualsiasi parte significativa dello stesso purché le condizioni di concorrenza esistenti si possano sufficientemente distinguere da quelle di altre zone del SEE.
(372)
L’elettricità è oggetto di scambi tra gli Stati membri da lungo tempo, e in particolare dall’entrata in vigore della direttiva 96/92/CE.
(373)
Tuttavia gli scambi di elettricità tra gli Stati membri sono limitati dai vincoli fisici derivanti dall’insufficienza della capacità di interconnessione. Questi vincoli sono tanto più stretti laddove la situazione geografica limita ulteriormente lo sviluppo di nuove interconnessioni.
(374)
Nel quadro della politica delle reti transeuropee, la Commissione ha stilato un elenco delle strozzature del mercato interno dell’elettricità. L’allegato 1 della decisione n. 1229/2003/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, che stabilisce un insieme di orientamenti relativi alle reti transeuropee nel settore dell’energia e che abroga la decisione n. 1254/96/CE (57) dimostra che il Regno Unito è una delle zone geografiche che sono connesse al resto della rete in misura insufficiente perché il mercato unico possa funzionare come un’entità unica.
(375)
Oltre che per il suo isolamento dal resto della rete elettrica comunitaria, il mercato dell’elettricità del Regno Unito si caratterizza per il suo sistema molto specifico di commercio dell’energia. Questo specifico sistema commerciale, noto come New Electricity Trading Arrangements («NETA»), si fonda soprattutto su contratti bilaterali tra generatori, fornitori e clienti, diversamente dai più classici mercati fondati sul principio del pool. Le condizioni di concorrenza nel NETA sono molto diverse da quelle di un mercato fondato su un pool, come evidenziato dal fatto che il passaggio nel Regno Unito da una struttura a pool al NETA nel 2001 si è tradotto in un forte calo dei prezzi all’ingrosso dell’elettricità.
(376)
Attualmente, il NETA copre solo Inghilterra e Galles. Tuttavia il mercato scozzese è strettamente legato al NETA attraverso l’indicizzazione dei prezzi dell’elettricità in Scozia ai prezzi rilevati in Inghilterra e nel Galles. Inoltre, è previsto che il NETA sia molto presto esteso alla Scozia. Il mercato della Gran Bretagna che ne deriverà dovrebbe iniziare a funzionare nel 2005. Va rilevato però che la Scozia rappresenterà solo una piccola parte di questo mercato, poiché la capacità installata in Scozia è pari soltanto a poco più del 10 % della capacità installata in Inghilterra e nel Galles.
(377)
Il mercato dell’elettricità dell’Irlanda del Nord non sarà unito al mercato della Gran Bretagna nel prevedibile futuro. In effetti i collegamenti elettrici tra Gran Bretagna e Irlanda del Nord sono per il momento di scarsa capacità (la loro potenza nominale è di 0,5 GW, pari a meno dell’1 % della capacità installata registrata in Gran Bretagna). Le condizioni di concorrenza nell’Irlanda del Nord rimarranno perciò molto diverse da quelle in Gran Bretagna.
(378)
Alla luce di quanto sopra esposto, e visto che BE opera solo in Gran Bretagna, la Commissione considera che il mercato geografico rilevante ai fini della presente decisione è costituito dalla Gran Bretagna (58).
(379)
Secondo cifre comunicate dalle autorità britanniche, la capacità totale installata nei 15 paesi che erano Stati membri della Comunità al momento della notifica del piano di ristrutturazione era di circa 565 GW. La capacità totale installata registrata in Gran Bretagna è pari al 10 % circa di tale valore. Inoltre, il mercato del Regno Unito, di cui il mercato della Gran Bretagna rappresenta circa il 95 %, è uno dei più grandi del SEE, secondo solo a quelli della Germania e della Francia. Non si può dunque considerare che si tratta di un mercato trascurabile a livello della Comunità e del SEE.
(380)
La capacità di BE rappresenta circa il 14 % della capacità registrata in Inghilterra e Galles e circa il 24 % di quella registrata in Scozia. BE non può dunque essere considerata come un’impresa che detiene una quota trascurabile del mercato rilevante.
(381)
Per concludere, nel mercato rilevante vi sono molti altri operatori diversi da BE: BNFL, EDF-Energy, Innogy, Scottish and Southern Electricity, Scottish Power e Powergen, per citare solo alcuni dei principali. Se BE scomparisse, il mercato rilevante non diventerebbe né un monopolio, né un oligopolio ristretto.
(382)
Le constatazioni esposte sopra confermano l’analisi iniziale del mercato compiuta dalla Commissione e descritta nella decisione di avvio del procedimento. La Commissione osserva che nessuno dei terzi che ha presentato osservazioni ha messo in dubbio questi risultati preliminari dell’analisi del caso.
ii) Situazione della capacità sul mercato
(383)
Nella sua decisione di avvio del procedimento, la Commissione ha detto chiaramente che la valutazione della situazione della capacità di un mercato dell’elettricità deve tenere conto delle specificità fisiche dell’elettricità e del pregiudizio potenzialmente enorme che interruzioni dell’erogazione dell’elettricità possono arrecare sia all’economia che alla vita quotidiana dei cittadini. La valutazione dell’esistenza di un eccesso strutturale di capacità deve perciò tenere conto dell’indispensabilità di un margine di capacità sufficiente per consentire di soddisfare i picchi di domanda in qualsiasi scenario ragionevole.
(384)
La Commissione ha rilevato che il margine di capacità presente sul mercato non era particolarmente elevato rispetto agli standard internazionali e ai valori del passato. Tuttavia, a suo giudizio sarebbe stato possibile ridurre in modesta misura tale margine di capacità, volendo prendere come metro di riferimento un piccolo numero di altri Stati membri o i valori registrati nel Regno Unito nel 1995/1996.
(385)
Le osservazioni dei terzi in merito all’esistenza di un eccesso strutturale di capacità si sono concentrate sull’andamento dei prezzi e sulla valutazione del margine di capacità esistente in Gran Bretagna.
(386)
Alcuni terzi hanno fatto presente che esiste un nesso tra l’andamento dei prezzi dell’elettricità e l’esistenza di un eccesso strutturale di capacità sul mercato. Essi considerano che in un mercato così competitivo quale è il NETA, il prezzo svolge il ruolo di segnale del bisogno di nuove capacità. Qualora si prospettasse il bisogno di nuove capacità in un determinato momento del futuro, la prevista carenza di capacità farebbe scattare un incremento dei corrispondenti prezzi a termine. I prezzi raggiungerebbero un livello tale da consentire di coprire i costi di costruzione di nuovi impianti, il che produrrebbe nuovi ingressi nel mercato.
(387)
Attualmente, secondo questi terzi, benché siano aumentati nel recente passato, i prezzi non avrebbero ancora raggiunto un livello sufficiente per determinare nuovi ingressi. Ciò dimostrerebbe l’esistenza di un eccesso di capacità sul mercato.
(388)
La Commissione riconosce che esiste una relazione tra i prezzi su un mercato e la situazione della capacità su tale mercato. Tuttavia essa ritiene che i mercati dell’elettricità quali il NETA sono troppo complessi per consentire di trarre una conclusione definitiva in merito all’esistenza di un eccesso strutturale di capacità sul mercato sulla base della sola osservazione dei prezzi.
(389)
Primo, diversamente da quanto accade nei mercati strutturati intorno ad un pool, nel NETA non esiste nulla di simile ad un prezzo di clearing. Il NETA si fonda su contratti bilaterali che possono assumere forme molto diverse e che non offrono sempre meccanismi molto trasparenti di rilevazione dei prezzi. Le borse dell’elettricità come UKPX sono più trasparenti, ma non rappresentano una quota di mercato sufficiente per consentire di formulare conclusioni significative. Inoltre esse si concentrano sugli scambi a breve termine e sono quindi di limitata utilità per trarre degli conclusioni sulle tendenze future. Si deve quindi fare affidamento su indici dei prezzi rilevati da fonti indipendenti quali Heren o Argus. Questi indici dei prezzi hanno anch’essi i loro limiti, poiché rispecchiano solo il mercato all’ingrosso, che costituisce circa i due terzi del totale dell’elettricità scambiata, e sono quindi incapaci di cogliere carenze non estreme nel quantitativo di energia di cui è prevista la generazione.
(390)
Secondo, il ragionamento illustrato al considerando 389 si fonda sulla premessa che i prezzi a termine rappresentino fedelmente la situazione del mercato nel futuro. La Commissione considera che questo potrebbe non essere sempre vero. Di fatto, questi prezzi riflettono una situazione più complessa, che si fonda soprattutto su quella che sia il compratore sia il venditore ritengono che sarà la situazione in futuro. Questo significa che si fondano su aspettative riguardanti il mercato futuro che possono essere molto lontane dalla realtà, poiché sia la domanda che l’offerta sono soggette a molte fluttuazioni su questo mercato. In altri termini, i prezzi a termine non rappresentano realmente il rapporto tra domanda e offerta in futuro, ma quello che gli attori attuali ritengono che sarà questo rapporto. A parte le fluttuazioni del prezzo del combustibile, questo è uno dei motivi per cui i prezzi a termine possono fluttuare molto nel tempo, anche per un periodo prefissato del futuro.
(391)
Terzo, anche se si ammette che i prezzi rilevati siano totalmente pertinenti e riflettano fedelmente l’offerta e la domanda, vi è un salto logico tra la conclusione che i prezzi non consentono di coprire totalmente i costi di un nuovo ingresso e la conclusione che esiste un eccesso di capacità sul mercato, e ancor più quella che esiste un eccesso di capacità di carattere strutturale.
(392)
Alla luce di quanto sopra, la Commissione considera che la sola osservazione dei prezzi non costituisca un indicatore sufficientemente affidabile per decidere se un mercato dell’elettricità quale il NETA si trovi in una situazione di eccesso strutturale di capacità.
(393)
La Commissione osserva tuttavia che, da quando BE si è trovata in difficoltà, i prezzi a termine invernali sono cresciuti di molto. Varie agenzie di rilevazione dei prezzi hanno indicato valori superiori a GBP 20/MWh per i prezzi del carico di base invernale nei prossimi anni, giungendo persino a cifre fino a GBP 27/MWh (59). La tendenza al rialzo sembra proseguire ed essere duratura. Le stime dei costi per un nuovo operatore variano da GBP 20/MWh a GBP 25/MWh (60).
(394)
La Commissione è convinta che l’esistenza di un eccesso di capacità è più facilmente determinabile attraverso l’analisi dei valori fisici effettivi della capacità installata e della domanda di picco. Il margine corrispondente alla differenza positiva tra capacità installata e la domanda di picco media in caso di ondata di freddo (61) è noto come margine di capacità del sistema. In questo quadro, valutare se il mercato sia in una situazione di eccesso strutturale di capacità significa valutare se il margine di capacità presente e previsto sia adeguato.
(395)
È ovvio che determinare una norma quantitativa definitiva per l’adeguatezza del margine di capacità è un compito molto difficile. La norma dovrebbe dipendere da una serie di parametri che variano da una rete all’altra. Essa dipenderebbe anche molto dal livello di sicurezza dell’approvvigionamento da garantire, livello che a sua volta sarebbe condizionato da nozioni meno obiettive, quali l’impatto psicologico di un determinato periodo senza elettricità in una zona specifica.
(396)
Inoltre, anche se tutti i parametri fisici e psicologici fossero sotto controllo, il margine di capacità necessario dipenderebbe sicuramente moltissimo anche dalla struttura del mercato. Alcuni esperti ritengono che mercati più liberalizzati richiedono un margine di capacità minore di mercati centralizzati fortemente regolamentati, anche se la maggioranza di essi conviene che non è possibile oggi quantificare questo effetto per mancanza di dati storici.
(397)
Inoltre, le osservazioni di terzi contengono opinioni diverse sul margine di capacità che dovrebbe essere adeguato per la Gran Bretagna. La maggior parte delle osservazioni che affrontano questo tema citano cifre dei Seven Year Statements dell’operatore della rete dell’Inghilterra e del Galles (NGTransco). In questo documento, NGTransco dichiara di considerare che un margine di capacità del 20 % dovrebbe costituire il parametro di riferimento nominale ai fini della pianificazione. Vi si indica tuttavia che un margine di capacità inferiore potrebbe essere possibile per la gestione in tempo reale del sistema e si cita un valore eventuale del 10 % per un uso del genere.
(398)
Drax e Greenpeace hanno suggerito che questa cifra del 10 % dovrebbe costituire il parametro di riferimento corretto, e cioè essere considerata un margine di capacità adeguato ai fini della valutazione dell’esistenza o no di un eccesso strutturale di capacità. Altre organizzazioni hanno preferito mantenere come parametro di riferimento la cifra del 20 %, e tra queste anche istituti ai quali Greenpeace aveva commissionato delle relazioni in materia (62).
(399)
Nelle proprie osservazioni, NGTransco ha detto chiaramente quale dei due valori riteneva dovesse essere utilizzato allo scopo di valutare l’esistenza di un eccesso strutturale di capacità, dichiarando: «nella nostra funzione di operatore del sistema per Inghilterra e Galles, consideriamo che un margine degli impianti al disotto del livello del 20 % non possa rappresentare un eccesso di capacità nel mercato dell’Inghilterra e del Galles».
(400)
Visto quanto sopra, la Commissione considera che il livello del 20 % costituisca un parametro di riferimento corretto per valutare la situazione della capacità nel mercato dell’Inghilterra e del Galles. Anche se il mercato della Scozia sarà presto unito al mercato dell’Inghilterra e del Galles, esso è ancora fisicamente in larga misura separato da esso. L’interconnessione da 2 200 MW tra le due regioni è troppo piccola per consentirne un uso del tutto flessibile per compensare la carenza o l’eccesso di energia elettrica in una delle due regioni. In realtà, essa viene quasi sempre utilizzata per l’esportazione di energia dalla Scozia in Inghilterra e Galles. A causa di questo vincolo piuttosto rigido, la Commissione considera che il valore di riferimento del 20 % dovrebbe essere aumentato nel prendere in considerazione le cifre globali per la Gran Bretagna.
(401)
Il mercato dell’Inghilterra e del Galles costituisce di gran lunga il segmento geografico più grande del mercato della Gran Bretagna. È anche il segmento nel quale si determinano la maggior parte dei parametri economici, dato che i prezzi in Scozia sono fissati in linea con quelli dell’Inghilterra e del Galles. La maggior parte delle osservazioni di terzi si concentrano anch’esse sul segmento costituito da Inghilterra e Galles. La Commissione ha perciò iniziato la sua analisi del mercato con questo segmento.
(402)
Dall’esperienza storica risulta che l’interconnessione tra i due segmenti veniva utilizzata quasi esclusivamente per esportare dalla Scozia in Inghilterra e Galles. NGTransco considera la capacità di questa interconnessione come una fonte di energia elettrica per Inghilterra e Galles. All’inverso, Scottish Power, l’operatore scozzese responsabile per la parte della Scozia che confina con l’Inghilterra, considera la capacità dell’interconnessione come dedicata all’esportazione. Di conseguenza, e coerentemente tanto con i dati storici quanto con le ipotesi fatte dagli operatori locali, la Commissione considererà nel resto della presente decisione che la capacità dell’interconnessione tra Inghilterra-Galles e Scozia può essere attribuita all’Inghilterra e al Galles.
(403)
Esiste un solo operatore per l’insieme dell’Inghilterra e del Galles, vale a dire NGTransco. La Commissione ha fondato la sua analisi della situazione della capacità su questo segmento sulle previsioni di NGTransco, che sono pubblicate periodicamente nel Seven Year Statement della società.
(404)
Dall’avvio del procedimento, NGTransco ha riveduto le sue previsioni relative al margine di capacità nel mercato dell’Inghilterra e del Galles. Una nuova previsione è stata invita alla Commissione con la memoria di NGTransco. Una versione ancora più recente della medesima previsione è stata pubblicata da NGTransco nel suo Seven Year Statement del 2004 (63).
(405)
La Commissione ha utilizzato questa ultima nuova versione per la sua analisi. In realtà, questa più recente versione è basata su ipotesi fondamentali, in particolare per i dati di partenza, che sono le medesime di quelle assunte nelle previsioni che sono state considerate pertinenti da NGTransco nella sua memoria alla Commissione. Essa tiene soltanto conto di dati più aggiornati per quanto riguarda l’andamento del mercato.
(406)
Le previsioni comportano tre scenari. Lo scenario più ottimistico («SYS») ipotizza che la capacità di generazione disponibile corrisponderà ai contratti di trasmissione firmati. Lo scenario più pessimistico («esistenti o in costruzione») ipotizza che non sarà disponibile alcun impianto in più di quelli esistenti o attualmente in fase di costruzione. Lo scenario intermedio («autorizzazioni») ipotizza che le centrali disponibili saranno quelle esistenti, quelle già in fase di costruzione e quelle per le quali sono già state concesse le necessarie autorizzazioni ai sensi dell’Electricity Act e dell’Energy Act.
(407)
La tabella che segue sintetizza le previsioni dei tre scenari.
Tabella 10
Margine di capacità per Inghilterra e Galles secondo gli scenari 2004 di NGTransco
Scenario
2004/05
2005/06
2006/07
2007/08
2008/09
2009/10
2010/11
SYS
22
21
23,1
26,8
24,5
25,6
22,5
Autorizzazioni
22
21,1
22,8
24,3
21,6
22,5
19,1
Esistenti o in costruzione
22
21,1
18,7
17,1
14,5
12,8
9,5
Nota: Margine di capacità rispetto alla domanda di picco ACS. Si ipotizza che le interconnessioni con Francia e Scozia siano completamente utilizzate per importazioni.
(408)
I tre scenari differiscono principalmente negli anni più lontani, fatto che non è sorprendente in quanto le ipotesi ad essi sottostanti comportano differenze soprattutto per quanto riguarda il futuro. Tuttavia questi anni sono meno importanti quando si tratta di valutare se al momento attuale vi sia un eccesso di capacità sul mercato.
(409)
Nei prossimi tre anni, i tre scenari prevedono un margine di capacità compreso tra il 18,7 % e il 23,1 %, con una media intorno al 21,5 %. Questo valore è leggermente superiore al valore di riferimento del 20 %. Tuttavia la differenza tra il 21,5 % e il 20 % della domanda di picco ACS è l’1,5 % di 57 000 MW (64), cioè 855 MW. Questo valore è minore della capacità di qualsiasi delle centrali nucleari di British Energy. Poiché corrisponde inoltre ad una media statistica, la Commissione considera che tale valore non possa essere ritenuto statisticamente abbastanza significativo da rappresentare un eccesso di capacità strutturale.
(410)
Negli anni successivi, la differenza tra i tre scenari aumenta, il che rende ancora più difficile trarre delle conclusioni valide. Tuttavia la Commissione rileva che in tali anni la media dei tre scenari varia tra il 17,0 % e il 22,7 %, con due anni al 20,2 % circa. Questo sembra indicare che complessivamente il margine di capacità tende a non discostarsi molto dal 20 %, anche tenendo conto di un margine di errore.
(411)
Da quanto sopra la Commissione conclude che non esiste un eccesso strutturale di capacità sul mercato dell’elettricità dell’Inghilterra e del Galles.
(412)
Diversamente dall’Inghilterra e dal Galles, la Scozia conta due operatori della rete: Scottish and Southern Electricity e Scottish Power. Questi due operatori pubblicano previsioni per l’area regionale di loro competenza. Queste previsioni non comportano però scenari per il futuro altrettanto dettagliati di quelle di NGTransco. Per questi motivi la Commissione, per quanto riguarda la Scozia, ha concentrato la sua analisi sulla situazione attuale, per la quale è meno necessario ipotizzare più scenari.
(413)
Dato che nessuno dei due operatori scozzesi ha presentato osservazioni alla Commissione nel contesto del presente procedimento, l’analisi si fonda su documenti di dominio pubblico. Per Scottish and Southern Electricity, la Commissione ha utilizzato le cifre indicate nel suo Seven Year Statement del 2003 (65). Per Scottish Power, la Commissione ha utilizzato le cifre indicate nel suo Transmission Seven Year Statement dell’aprile 2003 (66).
(414)
La tabella che segue indica la domanda di picco prevista e la capacità installata nelle varie aree geografiche per il 2004/2005.
Tabella 11
Gran Bretagna Previsioni sulla capacità e la domanda per il periodo 2004/2005 (tutte le cifre in MW)
Capacità collegata alla rete di Scottish Power
7 127
Capacità collegata alla rete di Scottish and Southern Electricity
2 844
Capacità collegata alla rete di NGTransco, escluse le interconnessioni
63 998
Capacità dell’interconnessione Irlanda/Scozia
500
Capacità dell’interconnessione Francia/Inghilterra
2 000
Capacità disponibile in Gran Bretagna
76 469
Domanda massima nella zona di Scottish Power
4 269
Domanda massima nella zona di Scottish and Southern Electricity
1 684
Domanda di picco ACS nella zona di NGTransco
55 900
Domanda di picco aggregata (67)
61 853
(415)
Il margine di capacità per la Gran Bretagna è quindi pari all’incirca al 23,6 % (68). Questa valore è superiore al valore di riferimento del 20 % di cui al considerando 400, ma come è stato già osservato il valore del 20 % valido per una rete flessibile come è quella dell’Inghilterra e del Galles deve essere aumentato per tener conto dei vincoli presenti nelle reti che comportano strozzature. Inoltre queste cifre sono calcolate ipotizzando che le due interconnessioni con l’Irlanda del Nord e con la Francia siano disponibili con tutta la loro capacità per eventuali importazioni, il che non è sempre scontato. Se queste interconnessioni fossero utilizzate per esportazioni al momento della domanda di picco ACS, la loro capacità dovrebbe essere dedotta dalla capacità disponibile e allo stesso tempo addizionata alla domanda di elettricità, riducendo così il margine di capacità al 15,5 %.
(416)
Alla luce di quanto esposto sopra, la Commissione considera che sul mercato della Gran Bretagna non esiste alcun eccesso strutturale di capacità che sia statisticamente significativo.
(417)
Alla luce di quanto esposto sopra, la Commissione ritiene che non esiste un eccesso strutturale di capacità nel mercato rilevante.
(418)
Non sono perciò obbligatorie contropartite nella forma di una riduzione irreversibile della capacità di produzione.
iii) Incidenza dell’aiuto sulla concorrenza nel mercato rilevante
(419)
Poiché non vi è un eccesso strutturale di capacità nel mercato rilevante, la Commissione deve valutare la necessità di contropartite e la loro eventuale forma sulla base delle circostanze del caso. Le eventuali contropartite devono tenere conto dei potenziali effetti di distorsione della concorrenza dell’aiuto.
(420)
Le autorità britanniche sostengono che il pacchetto di aiuti non incide affatto sulla concorrenza. A loro parere, nell’ambito del NETA, la capacità economica di generazione delle centrali è determinata dai loro costi marginali di breve periodo (Short Run Marginal Costs o «SRMC»). In un dato momento nel tempo, il mercato funziona come se le centrali elettriche fossero chiamate a lavorare in una sequenza corrispondente alla loro classificazione secondo i loro SRMC, dai più bassi ai più alti, finché la loro capacità cumulata raggiunge il livello della domanda. Il prezzo dell’elettricità in quel momento è determinato dagli SRMC dell’ultima centrale chiamata a contribuire, ossia della centrale elettrica marginale.
(421)
Secondo le autorità britanniche, l’aiuto è destinato unicamente alle centrali nucleari. Non modificherebbe i loro SRMC al punto da modificare il loro rango nella classifica delle centrali ordinate secondo gli SRMC. Inoltre gli SRMC delle centrali nucleari di BE sarebbero tali da rimanere sempre inferiori agli SRMC della centrale marginale. L’aiuto non inciderebbe mai sulla capacità di generare energia elettrica dei concorrenti di BE, né sul prezzo al quale essi sono in grado di vendere l’elettricità generata. L’aiuto non inciderebbe quindi sui concorrenti di BE.
(422)
La Commissione ritiene che il ragionamento delle autorità britanniche potrebbe essere valido in un mercato perfetto fondato su un processo unico di aste competitive del tutto trasparenti. Tuttavia, come spiegato ai considerando 389 e 390, il mercato NETA non possiede tali caratteristiche.
(423)
La Commissione considera che l’aiuto può avere conseguenze per i concorrenti di BE per diverse vie. Due di queste potrebbero incidere in misura rilevante sulla concorrenza.
(424)
Primo, BE non possiede soltanto centrali elettriche nucleari, ma è anche proprietaria della centrale a carbone di Eggborough, che ha da sola una capacità altrettanto grande della capacità totale di alcuni dei concorrenti di BE.
(425)
BE potrebbe utilizzare gli aiuti ricevuti per le sue centrali nucleari a vantaggio della centrale elettrica di Eggborough.
(426)
Per esempio, potrebbe utilizzare i fondi ricevuti per dotare Eggborough di dispositivi di desolforazione dei gas di combustione che permetterebbero alla centrale di conformarsi alle nuove norme ambientali, accrescendo così sostanzialmente la durata di vita dell’impianto.
(427)
In alternativa, BE potrebbe anche utilizzare i fondi messi a sua disposizione con l’aiuto per acquistare altri impianti di generazione non nucleari.
(428)
È certo che BE ha bisogno di qualche fonte flessibile di generazione di energia, per compensare la rigidità delle sue centrali nucleari. Nella misura in cui l’aiuto consente a BE di estendere il suo portafoglio non nucleare, le consente di aumentare la flessibilità della sua capacità di generazione interna, ed accresce quindi le sue possibilità di offrire condizioni migliori ai suoi clienti, riducendo al tempo stesso il suo bisogno di acquistare dai concorrenti capacità di generazione flessibili.
(429)
Secondo, il NETA non è un mercato unico. Il NETA comprende in particolare un segmento di mercato all’ingrosso, nel quale le società di generazione vendono elettricità ai fornitori, e un segmento di vendita diretta alle imprese (Direct Sales to Business o «DSB»), nel quale le società di generazione vendono elettricità direttamente agli utenti finali di grandi dimensioni.
(430)
In generale le società di generazione vendono elettricità sul mercato DSB ad un prezzo più alto che sul mercato all’ingrosso (69). Per le società di generazione è quindi preferibile vendere elettricità sul segmento DSB del mercato.
(431)
Nell’analizzare l’incidenza dell’aiuto, si deve quindi considerare non solo il quantitativo globale di elettricità venduto da ciascuna le società di generazione, ma anche la ripartizione delle sue vendite tra i due segmenti di mercato, il segmento all’ingrosso e il segmento DSB.
(432)
Un elemento del piano di ristrutturazione di BE mira ad accrescere la quota della società nel segmento DSB. A tal fine la società dovrà tentare di offrire ai clienti DSB un differenziale concorrenzialmente basso rispetto ai prezzi dell’elettricità all’ingrosso. BE sarà in grado di finanziare una parte o la totalità di questa offerta concorrenziale grazie alla diminuzione degli SRMC delle sue centrali nucleari.
(433)
Di conseguenza, anche se la classificazione delle centrali di BE sulla base degli SRMC dovesse rimanere immutata e non avere quindi ripercussioni sul carico dei suoi concorrenti, la variazione del loro livello consentirà a BE di trasferire una parte delle sue vendite dal mercato all’ingrosso al mercato DSB. Ne conseguirebbe all’inverso uno spostamento di parte della produzione dei concorrenti dal mercato DSB al mercato all’ingrosso. In questo modo, l’aiuto potrebbe far aumentare gli utili di BE e far diminuire quelli dei suoi concorrenti.
(434)
Alla luce di quanto sopra, la Commissione ritiene che l’aiuto abbia un’incidenza significativa sui concorrenti di BE e che sono quindi necessarie contropartite per attenuare questi effetti.
iv) Misure di contropartita da mettere in atto
(435)
Nel determinare le contropartite occorre trovare un giusto equilibrio tra l’esigenza di attenuare gli effetti dell’aiuto sui concorrenti e l’esigenza di non compromettere le prospettive di redditività dell’impresa beneficiaria.
(436)
A questo fine, la Commissione considera che le misure da prendere come contropartita devono essere esattamente mirate ai meccanismi attraverso i quali l’aiuto potrebbe danneggiare i concorrenti di BE.
(437)
Questo significa che, nel caso di specie, le misure devono mirare ad assicurare che BE non utilizzerà gli aiuti concessi dal governo per accrescere indebitamente il suo portafoglio di generazione flessibile o per allargare la sua quota sul mercato DSB.
(438)
Per conseguire questo scopo, la Commissione ha ritenuto di dover chiedere tre contropartite. Le misure che costituiscono queste contropartite sono state proposte dalle stesse autorità britanniche sulla base delle misure suggerire dai concorrenti di BE nelle memorie da essi presentate.
(439)
Come spiegato al considerando 437, uno dei modi in cui l’aiuto potrebbe incidere più sensibilmente sui concorrenti di BE sarebbe che esso venisse utilizzato, anziché per coprire gli oneri dovuti al portafoglio nucleare di BE come previsto, per migliorare la sua capacità di generazione non nucleare.
(440)
Questo permetterebbe a BE di competere più facilmente con i suoi concorrenti (70), e permetterebbe alla società di disporre di una maggiore flessibilità di generazione di quella di cui gode attualmente, il che a sua volta ridurrebbe la necessità per BE di acquistare dall’esterno questa flessibilità.
(441)
Per evitare che ciò avvenga, le diverse attività di BE dovrebbero essere separate e attribuite a persone giuridiche separate con contabilità separate.
(442)
A tal fine occorre modificare la struttura di BE in modo che la generazione nucleare, la generazione non nucleare, le vendite sul mercato all’ingrosso e le vendite sul mercato DSB siano esercitate da consociate separate. L’aiuto dovrebbe quindi essere attribuito solamente alla società addetta alla generazione nucleare.
(443)
Va vietata ogni sovvenzione interna tra una consociata e l’altra.
(444)
Questo divieto deve essere messo in atto per quanto possibile attraverso il regime di licenze delle società e la sua osservanza deve quindi essere verificata dall’ente di regolamentazione del sistema dell’elettricità in Gran Bretagna, cioè OFGEM. Tuttavia la Commissione riconosce che le licenze degli operatori non possono essere liberamente modificate da OFGEM, che ha l’obbligo di consultare i terzi interessati in merito a tali modifiche e di tener conto delle osservazioni ricevute.
(445)
Se OFGEM non avesse la possibilità di modificare una delle licenze di BE in modo da vietare sovvenzioni interne al gruppo, il governo britannico dovrebbe assumere nei confronti della Commissione un impegno a tempo indeterminato avente il medesimo effetto. In tal caso, per assicurare ulteriormente che le operazioni concluse tra le consociate non comportino elementi di sovvenzioni interne al gruppo, le autorità britanniche dovranno sottoporre alla Commissione una relazione annuale che dimostri che non vi sono state sovvenzioni interne. La relazione deve basarsi su un’analisi da parte di esperti contabili indipendenti.
(446)
Le autorità britanniche si sono impegnate a mettere in atto questa misura.
(447)
La misura n. 1 dovrebbe in linea di principio essere sufficiente per assicurare che BE non utilizzi l’aiuto che riceve per i suoi reattori nucleari per migliorare o ampliare il suo attuale portafoglio non nucleare.
(448)
Tuttavia, data la complessità del settore dell’elettricità e vista l’amplissima gamma delle possibili relazioni tra i diversi attori consentita dal NETA, la Commissione considera necessario imporre altre misure, più specifiche, per meglio garantire che BE non utilizzi l’aiuto che riceve per i suoi reattori nucleari in altri suoi settori d’attività.
(449)
Inoltre, benché alla luce della situazione della capacità sul mercato non sia economicamente sensato imporre a BE riduzioni di capacità, la Commissione ritiene che occorra comunque imporre a BE di non ampliare la portata delle sue attività.
(450)
Al fine di ovviare a questi motivi di preoccupazione, si deve imporre a BE una serie di divieti per quanto riguarda la possibile espansione nei settori della generazione in cui sono attivi i suoi concorrenti.
(451)
A tal fine va individuato un tipo specifico di capacità («capacità limitata»). Questa capacità è composta da:
a)
le capacità operative registrate a combustibile fossile situate all’interno dello Spazio economico europeo;
e
b)
le capacità operative registrate idroelettriche (71) di grandi dimensioni situate nel Regno Unito.
(452)
A BE deve essere vietato, per un periodo di sei anni a decorrere dalla data della presente decisione, di detenere la proprietà o il diritto di controllo di capacità limitata superiore a 2 020 MW, valore pari alla capacità cumulata delle sue centrali esistenti di Eggborough (1 970 MW) e District Energy (50 MW).
(453)
Le ragioni che giustificano il divieto di aumento della capacità di BE costituita da impianti a combustibile fossile sono state spiegate al considerando 437. La Commissione ritiene necessario estendere il divieto agli impianti idroelettrici di grandi dimensioni per evitare il rischio che BE acquisti impianti idroelettrici di grandi dimensioni, specie in Scozia.
(454)
Il divieto deve avere la durata di sei anni, corrispondenti all’incirca al doppio del tempo necessario per costruire un impianto a turbina a gas a ciclo combinato.
(455)
Scopo del divieto è impedire a BE di acquisire una flessibilità maggiore di quella di cui dispone attualmente grazie alla centrale di Eggborough, e che dovrebbe essere sufficiente ad assicurare la sua redditività.
(456)
Tuttavia la Commissione è al corrente del fatto che, nell’ambito del piano di ristrutturazione, il sindacato bancario che ha messo a disposizione i finanziamenti per il progetto Eggborough manterrà l’opzione di acquistare Eggborough da BE. Se le banche decidessero di esercitare questa opzione, BE sarebbe privata della sua sola fonte di flessibilità, mentre la Commissione riconosce che questa è necessaria per il successo del piano di ristrutturazione. In tal caso, si dovrebbe permettere a BE di prepararsi alla sostituzione di Eggborough non appena riceva dalle banche comunicazione della loro intenzione di esercitare l’opzione.
(457)
Per questo motivo, la Commissione ritiene che vada prevista una deroga al divieto nell’eventualità che le banche decidano di esercitare la loro opzione, al fine di consentire a BE di acquisire una fonte di flessibilità in sostituzione di Eggborough, o qualora Eggborough diventi definitivamente indisponibile per motivi che sfuggano al controllo di BE. La deroga non dovrebbe però avere in definitiva l’effetto di consentire a BE una flessibilità maggiore di quella di cui dispone attualmente, né di utilizzare questa capacità sostitutiva per conseguire un profitto durante l’eventuale periodo di sovrapposizione tra l’ultimazione della sua costruzione e la cessione di Eggborough.
(458)
Alla luce di quanto sopra, a BE deve essere consentito di detenere la proprietà o il diritto di controllo su un volume di capacità limitata superiore a 2 020 MW, durante il periodo intercorrente tra la data nella quale riceva comunicazione dalle banche che intendono esercitare l’opzione e la data alla quale la capacità di Eggborough non sarà più a disposizione di BE, o la fine del periodo di sei anni di cui al considerando 452 se anteriore alla data alla quale la capacità di Eggborough non sarà più a disposizione di BE, alla condizione che non metta in funzione la capacità limitata al di là di 2 020 MW o che ceda tutti i suoi diritti di controllo operativo e di partecipazione nella capacità limitata eccedente.
(459)
Dal momento in cui Eggborough non sia più disponibile per BE, o per le ragioni illustrate al considerando 458 o in caso di forza maggiore o di guasto irreparabile, a BE va consentito di detenere la proprietà o il diritto di controllo di fino a 2 222 MW di capacità limitata, alla condizione che, fino al termine del periodo di sei anni di cui al considerando 452, dichiari la sua capacità limitata all’operatore di rete come pari a 2 020 MW e non faccia funzionare più di 2 020 MW di detta capacità. Questa disposizione mira a consentire a BE di disporre di una maggiore flessibilità per la sostituzione di Eggborough, senza rendere meno rigoroso il divieto in pratica.
(460)
Infine, in aggiunta alle restrizioni imposte alla capacità limitata definite al considerando 451, e per rispettare il principio ispiratore degli orientamenti, secondo cui non si deve consentire ai beneficiari di utilizzare l’aiuto di Stato per estendere la loro quota di mercato, si deve vietare a BE anche di detenere la proprietà di impianti di generazione nucleari diversi da quelli di cui è attualmente proprietaria nello Spazio economico europeo senza la previa autorizzazione della Commissione, per sei anni a decorrere dalla data di adozione della presente decisione.
(461)
Le autorità britanniche si sono impegnate a mettere in atto questa misura.
(462)
Come spiegato al considerando 437, l’aiuto verrebbe utilizzato abusivamente anche se, invece di servire a coprire gli oneri dei reattori nucleari di BE, venisse impiegato da BE per aggiudicarsi indebitamente nuove quote nel più redditizio mercato DSB.
(463)
La sensibilità di questo potenziale abuso è evidenziata in particolare dal contenuto delle osservazioni trasmesse alla Commissione da un terzo che desidera rimanere anonimo (72). Anche se BE non offrisse veramente prezzi anormalmente più bassi degli standard di mercato, la sola prospettiva che potrebbe essere in grado di farlo grazie all’aiuto sarebbe sufficiente per danneggiare i concorrenti di BE, che si troverebbero di fronte a clienti con aspettative commerciali sbagliate.
(464)
La Commissione considera perciò che sia necessario rafforzare le garanzie già offerte dalla contropartita n. 1 attraverso una misura più specifica che disciplini il comportamento di BE sul mercato DSB. Va imposto a BE di non comportarsi su questo mercato in maniera dissimile dagli standard adottati dai suoi concorrenti.
(465)
Per ottenere questo risultato, si deve vietare a BE di offrire sul mercato DSB prezzi inferiori ai prezzi prevalenti sul mercato all’ingrosso. La durata di questa misura dovrebbe essere di sei anni a decorrere dalla data di adozione della presente decisione, come per la contropartita n. 2.
(466)
Il rispetto del divieto da parte di BE dovrà essere verificato da un organismo indipendente scelto attraverso una procedura di gara trasparente organizzata dalle autorità britanniche. L’organismo indipendente dovrà riferire ogni anno alla Commissione.
(467)
In passato, i prezzi del mercato DSB hanno sempre seguito l’andamento dei prezzi del mercato all’ingrosso con un differenziale positivo. Il divieto assicurerà quindi che BE non tenga un comportamento commerciale differente da quello dei suoi concorrenti.
(468)
Tuttavia, il NETA esiste solo da tre anni. Non è impossibile che, nei prossimi sei anni, il rapporto tra il mercato DSB e il mercato all’ingrosso possa per alcuni periodi differire da quello che si è registrato finora. Si potrebbe immaginare per esempio che il mercato all’ingrosso possa diventare non liquido per un certo tempo, il che potrebbe portare a prezzi anormalmente elevati su tale mercato. In tal caso, la Commissione considera che per non perdere clienti le società di generazione offrirebbero certamente sul mercato DSB prezzi che si situerebbero un po' al di sotto del prezzo del mercato all’ingrosso. Se si presentasse una situazione del genere e BE non avesse la possibilità di reagire allo stesso modo, correrebbe probabilmente il rischio di perdere la sua base di clienti sul mercato DSB, il che metterebbe in pericolo l’obiettivo della ristrutturazione.
(469)
È perciò necessario che a BE sia lasciata una certa flessibilità per far fronte a simili eventi eccezionali. Il suo margine di manovra dovrebbe tuttavia essere molto limitato, descritto in termini obiettivi e attentamente controllato per evitare qualsiasi abuso. I criteri per autorizzare BE ad utilizzare il suo margine di flessibilità dovrebbero essere verificabili ex ante al fine di evitare qualsiasi abuso.
(470)
Poiché esistono rilevazioni molto meno attendibili per i prezzi del mercato DSB che per quelli del mercato all’ingrosso, è molto difficile sapere durante una tornata contrattuale DSB se saranno offerti sul mercato DSB prezzi inferiori al prezzo del mercato all’ingrosso. Ciò significa che i criteri obiettivi di cui al considerando 469 non possono fondarsi direttamente su una verifica del fatto che i concorrenti di BE offrano o no prezzi DSB inferiori a quelli del mercato all’ingrosso. La verifica deve invece basarsi su indizi indiretti che siano accessibili nel breve periodo a BE, e che potrebbero indicare che il mercato all’ingrosso soffre di una crisi di liquidità e che fissare sul mercato DSB prezzi corrispondenti al livello del prezzo del mercato all’ingrosso o superiori non è più commercialmente fattibile.
(471)
I criteri dovrebbero essere i seguenti:
a)
in qualsiasi periodo di […] (avente termine non più di […] prima della data in cui BE invoca circostanze di mercato eccezionali) il […] degli utenti finali esistenti non domestici di BE ai quali BE ha fatto offerte di fornitura a condizioni nelle quali il margine sulla fornitura dell’elemento di energia elettrica rispetto al prezzo all’ingrosso prevalente è pari a […] hanno rifiutato l’offerta di BE;
b)
i volumi commerciati sul mercato all’ingrosso dell’elettricità nell’arco di un periodo di […] sono scesi a meno del […] della media di quelli commerciati nello stesso periodo dell’ultimo […] per il quale sono disponibili dati;
c)
BE offre di fornire un minimo di […] di elettricità sul mercato all’ingrosso […] e tale volume non viene venduto entro un periodo di […] ore.
(472)
Lo stesso organismo indipendente che verifica il rispetto del divieto da parte di BE dovrebbe essere incaricato di accertare se BE è al corrente del fatto che i criteri sono stati soddisfatti. L’organismo indipendente verificherà se il criterio a) sia soddisfatto contemporaneamente a uno degli altri criteri b) o c). In caso affermativo, BE dovrebbe avere il diritto di offrire sul mercato DSB prezzi inferiori al prezzo del mercato all’ingrosso per […] a decorrere dalla decisione dell’organismo indipendente. Questo termine può essere prorogato con decisione dell’organismo indipendente se le condizioni di mercato eccezionali si protraggono. Durante il […], BE dovrebbe essere tenuta a comportarsi in buona fede e ad offrire sconti comparabili a quelle che essa può ragionevolmente considerare essere l’offerta dei suoi concorrenti. L’organismo indipendente verificherà il rispetto di questo criterio da parte di BE a posteriori, quando il […] sarà terminato.
(473)
A fini di trasparenza, l’organismo indipendente dovrà pubblicare alla fine delle tornate contrattuali una dichiarazione a conferma del fatto che si sono effettivamente verificate condizioni di mercato eccezionali, specificando la durata per la quale tali condizioni sono sussistite. Una giustificazione dettagliata della valutazione dovrà essere trasmessa alla Commissione.
(474)
Le autorità britanniche si sono impegnate a mettere in atto questa misura.
v) Contropartite che la Commissione ha preso in considerazione ma che ha scartato
(475)
La Commissione ritiene che le tre contropartite descritte nella sezione VI.3.c.iv hanno portata sufficiente per attenuare i potenziali effetti di distorsione della concorrenza e sono quindi conformi ai requisiti di cui al punto 39 ii) degli orientamenti. Esse vanno inoltre considerate come condizioni specifiche applicabili all’autorizzazione dell’aiuto ai sensi del punto 42 ii) dei medesimi orientamenti.
(476)
Altre possibili contropartite erano state suggerite da terzi.
(477)
Greenpeace ha suggerito di chiudere le centrali nucleari di BE con un processo in più fasi. La Commissione considera che, data l’assenza di un eccesso di capacità sul mercato rilevante, imporre la chiusura degli impianti di generazione di BE sarebbe sproporzionato alla distorsione di concorrenza prodotta dall’aiuto.
(478)
Powergen ha suggerito di chiudere il reattore Dungeness B, poiché è il meno redditizio degli impianti di BE. La redditività di Dungeness B è stata già esaminata sopra, nella sezione VI.3.a. La Commissione rileva che la chiusura di Dungeness B è già prevista per il 2008 e che secondo i dati forniti da NGTransco sul preavviso da dare per chiusure significative, Dungeness B potrebbe essere chiuso al più presto a metà del 2007. La Commissione considera che uno spostamento così modesto non giustificherebbe le spese che comporterebbe.
(479)
Drax ha suggerito di togliere gli impianti nucleari di BE dal mercato concorrenziale istituendo un sistema di acquisto obbligatorio di energia nucleare a prezzo fisso che sarebbe simile alla Renewable Obligation. Ciò significherebbe che BE diverrebbe in pratica totalmente e indefinitamente assistita dallo Stato, il che sarebbe in totale contraddizione con la politica di concorrenza comunitaria.
(480)
Drax ha suggerito di attribuire a BNFL una quota maggiore degli utili potenziali di BE in caso di aumento dei prezzi dell’elettricità al fine di far diminuire l’importo dell’aiuto. Come discusso sopra nella sezione VI.2.b, la Commissione è giunta alla conclusione che la misura B non include elementi di aiuto di Stato. Attribuire a BNFL una parte maggiore del possibile guadagno di BE avrebbe l’effetto di incrementare l’aiuto, poiché farebbe diminuire il flusso di cassa disponibile di BE e quindi il suo contributo all’NLF. Questo non può essere accettato dalla Commissione.
(481)
Drax ha suggerito la dismissione della centrale di Eggborough. La Commissione riconosce che la cessione di Eggborough non sarebbe in contraddizione con la necessità di preservare un margine di capacità nel sistema elettrico in quanto la centrale continuerebbe molto probabilmente ad essere mantenuta in funzione dal suo nuovo proprietario. Tuttavia, per portare a termine il suo piano di ristrutturazione e ripristinare la propria redditività, BE deve avere accesso ad una fonte di generazione di elettricità che sia flessibile. Se BE vendesse Eggborough, dovrebbe acquisire questa flessibilità da fonti esterne.
(482)
Sulla base di simulazioni, le autorità britanniche sono giunte alla conclusione che non sarebbe economico per BE acquistare i servizi che ottiene da Eggborough da altre società di generazione. Questi servizi consistono nell’assicurazione contro guasti inaspettati dei reattori nucleari, nella natura dell’energia offerta nei contratti commerciali e nella flessibilità occorrente per far fronte alla manutenzione programmata dei reattori. Le autorità britanniche hanno indicato che BE risparmierebbe complessivamente 11 milioni di GBP l’anno mantenendo Eggborough. Questa stima si fonda sui costi di Eggborough, il che significa che BE potrebbe eventualmente ottenere gli stessi servizi allo stesso costo solo possedendo altri impianti. Acquistare i servizi sul mercato sarebbe molto più costoso, ammesso che fosse possibile.
(483)
Alla luce di quanto sopra, la Commissione ritiene che imporre a BE di cedere Eggborough pregiudicherebbe le prospettive di ritorno alla redditività di BE e sarebbe sproporzionato. La Commissione ritiene che le contropartite n. 1 e n. 2 impongano lo stesso tipo di restrizione in maniera più proporzionata.
(484)
Powergen ha suggerito di imporre un massimale alla quota di BE sul mercato DSB. La Commissione ritiene che fissare un massimale nuocerebbe alla concorrenza su tale mercato. La contropartita n. 3 sarà più efficace ai fini della limitazione degli effetti dell’aiuto sui concorrenti su tale mercato senza limitare la possibilità per BE di offrire contratti competitivi sul mercato con le proprie forze.
(485)
Powergen ha suggerito di vietare a BE di entrare in nuovi mercati al dettaglio. Questa misura inciderebbe soprattutto sul mercato delle famiglie, che oggi è servito solo da società di fornitura. La Commissione ritiene che una simile restrizione priverebbe i clienti di una possibile fonte di concorrenza in un mercato che costituisce già il settore meno concorrenziale del mercato dell’elettricità del Regno Unito (73). La Commissione ritiene che la contropartita n. 1 sarà da questo punto di vista sufficiente per assicurare che, qualora BE decida di entrare in questo mercato, dovrebbe farlo con le proprie forze, senza falsare indebitamente la concorrenza.
(486)
Per concludere, la Commissione ritiene che tutte le altre contropartite suggerite dai terzi che hanno presentato osservazioni siano incorporate nelle tre misure che sono state scelte dalla Commissione.
d) Piena attuazione del piano di ristrutturazione
(487)
Si deve imporre alla società di attuare pienamente il piano di ristrutturazione presentato alla Commissione. Il governo del Regno Unito si è impegnato ad assicurare la piena attuazione del piano di ristrutturazione qualora venga approvato.
e) Sorveglianza e relazione annuale
(488)
In caso di approvazione del pacchetto di aiuti, il governo del Regno Unito si è impegnato a trasmettere alla Commissione una relazione non più tardi di sei mesi dopo l’approvazione del pacchetto di aiuti e, successivamente, relazioni annuali affinché la Commissione possa seguire i progressi di BE finché la situazione si sia stabilizzata al punto tale che la Commissione ritenga superflue ulteriori relazioni.
VII. CONCLUSIONE
(489)
La Commissione conclude che, in quanto sono conformi agli orientamenti sugli aiuti alla ristrutturazione e sono in linea con gli obiettivi del trattato Euratom, gli aiuti in esame sono compatibili con il mercato comune.
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
L’aiuto al quale il Regno Unito intende dare esecuzione nel quadro della misura A del piano di ristrutturazione di British Energy plc («British Energy») notificato alla Commissione il 7 marzo 2003, che consiste nell’impegno del governo del Regno Unito di finanziare:
a)
il pagamento degli oneri connessi alla gestione di combustibile esaurito caricato nei reattori nucleari di British Energy prima della data effettiva del piano di ristrutturazione, finché le spese connesse a tali oneri, ad eccezione degli oneri storici incrementali quali definiti nel Historic Liabilities Funding Agreement tra British Energy e il governo del Regno Unito, non superino 2 185 000 000 GBP al valore del dicembre 2002;
e
b)
qualsiasi insufficienza delle disponibilità del Nuclear Liabilities Fund per quanto riguarda il pagamento degli oneri connessi alla disattivazione degli impianti nucleari di British Energy, agli oneri di British Energy non definiti contrattualmente e agli oneri storici incrementali quali definiti nel Historic Liabilities Funding Agreement tra British Energy e il governo del Regno Unito;
è compatibile con il mercato comune e con gli obiettivi del trattato Euratom, a condizione che vengano rispettate le condizioni stipulate nei successivi articoli da 2 10.
Articolo 2
1. Il Regno Unito provvederà affinché il piano di ristrutturazione quale è stato trasmesso alla Commissione dal Regno Unito sia pienamente attuato.
2. Il Regno Unito presenterà una relazione sull’attuazione della ristrutturazione al più tardi sei mesi dopo l’adozione della presente decisione e successivamente ogni anno, finché la Commissione non lo informerà che non sono necessarie ulteriori relazioni.
Articolo 3
Non appena la spesa corrispondente agli oneri di cui alla lettera b) dell’articolo 1 superi 1 629 000 000 GBP al valore del dicembre 2002, il Regno Unito presenterà alla Commissione relazioni aggiuntive più particolareggiate che dimostrino che i pagamenti effettuati dal governo si limitano a coprire gli oneri specificati in tale lettera b) e che sono state prese le opportune misure per limitare la spesa al minimo indispensabile per coprire tali oneri. Queste relazioni saranno presentate ogni anno e saranno unite alle relazioni annuali di cui all’articolo 2.
Articolo 4
Ai fini del calcolo degli importi al valore del dicembre 2002 di cui all’articolo 1 e all’articolo 3, il Regno Unito utilizzerà i tassi di riferimento e di attualizzazione pubblicati dalla Commissione per il Regno Unito, aggiornando tali tassi ogni cinque anni.
Articolo 5
1. Il Regno Unito chiederà a British Energy di impegnarsi, al più tardi il 1o aprile 2005:
a)
a scorporare le sue attività di fornitura di energia da British Energy Generation Limited e ad attribuirle ad una controllata separata di British Energy plc (o delle società madri che eventualmente dovessero subentrarle);
b)
a riunire in un’unica società tutte le attività esistenti di generazione nucleare;
e
c)
ad adoperarsi, per quanto ragionevole, per ottenere modifiche delle sue licenze ai sensi dell’Electricity Act 1989 o, qualora non sia possibile ottenere tali modifiche delle licenze, ad assumere nei confronti del governo del Regno Unito impegni vincolanti e non limitati nel tempo che garantiscano che: i) British Energy tratti come attività separate le sue esistenti attività nucleari e non nucleari di generazione di elettricità (per effetto di una clausola delle licenze o di impegni assunti nei confronti del governo del Regno Unito); e ii) l’attività di generazione nucleare esistente non possa finanziare qualsiasi altra attività del gruppo British Energy mediante sovvenzioni interne.
2. Qualora l’impegno di cui alla lettera c) non venga sancito da una clausola delle licenze, il Regno Unito presenterà alla Commissione una relazione annuale contenente la prova che non vi sono state sovvenzioni interne al gruppo British Energy che abbiano finanziato altre sue attività a partire dalle attività di generazione nucleare esistenti. La relazione sarà fondata su analisi compiute da esperti contabili indipendenti; potrà essere unita alla relazione di cui all’articolo 2. Questo non impedirà che l’impegno possa essere realizzato attraverso una clausola delle licenze in un momento successivo qualora ciò diventi possibile.
3. Il Regno Unito informerà la Commissione non appena gli impegni di cui ai paragrafi 1 e 2 saranno stati assolti.
Articolo 6
Il Regno Unito chiederà a British Energy di impegnarsi, per un periodo di sei anni a decorrere dalla data della presente decisione, a non detenere la proprietà di o diritti di controllo su:
-
capacità operative registrate a combustibile fossile (74) situate all’interno dello Spazio economico europeo,
e
-
capacità operative registrate idroelettriche, secondo la definizione del Renewable Obligation Order 2002, di grandi dimensioni situate nel Regno Unito,
(nelle disposizioni che seguono il termine «capacità limitata» comprende entrambi i tipi di capacità) che superino complessivamente 2 020 MW, fermo restando che:
a)
durante un eventuale «periodo di cessione incombente» (definito qui di seguito), British Energy avrà il diritto di detenere la proprietà di o diritti di controllo su un volume di capacità limitata superiore a 2 020 MW, a condizione che non metta in funzione la capacità limitata eccedente o ceda tutti i suoi diritti di controllo operativo e di partecipazione sulla capacità limitata eccedente o sull’elettricità generata dalla capacità limitata eccedente. A questi fini si intende per «periodo di cessione incombente» il periodo intercorrente tra:
i)
il ricevimento da parte di Eggborough Power Limited o Eggborough Power Holdings Limited della notifica che 1) sarà esercitata un’opzione di acquisto delle quote di Eggborough Power Limited o della centrale di Eggborough; o 2) sarà esercitato il diritto di escussione in garanzia delle azioni di Eggborough Power Limited o della centrale di Eggborough;
e
ii)
la data alla quale il gruppo British Energy non potrà più disporre della capacità di generazione registrata della centrale di Eggborough;
b)
se, per effetto dell’esercizio di una delle opzioni, sarà perfezionata la cessione delle azioni di Eggborough Power Limited o della centrale di Eggborough, British Energy avrà il diritto di detenere la proprietà di o diritti di controllo su un volume di capacità limitata non superiore a 2 222 MW, a condizione che dichiari la sua capacità limitata all’operatore della National Grid come pari a 2 020 MW e non faccia funzionare più di 2 020 MW della capacità limitata;
o
c)
se la capacità della centrale di Eggborough non sarà più disponibile per il gruppo British Energy a seguito di un guasto irreparabile o per cause di forza maggiore, British Energy avrà il diritto di detenere la proprietà di o diritti di controllo su un volume di capacità limitata non superiore a 2 222 MW a condizione che dichiari la sua capacità limitata all’operatore della National Grid come pari a 2 020 MW e non faccia funzionare più di 2 020 MW della capacità limitata.
Articolo 7
Il Regno Unito chiederà a British Energy di impegnarsi, per un periodo di sei anni a decorrere dalla data della presente decisione, a non detenere, senza la previa autorizzazione scritta della Commissione, la proprietà di o il diritto di controllo su capacità operative registrate di generazione nucleare nello Spazio economico europeo diverse dagli impianti di generazione nucleari di cui è attualmente proprietaria e da contratti di esercizio e di manutenzione nell’ambito dei quali British Energy non abbia alcun diritto sull’elettricità prodotta.
Articolo 8
Il Regno Unito designerà, entro quattro mesi dalla data della presente decisione, e a seguito di una procedura aperta e trasparente, un esperto indipendente con l’incarico di verificare il rispetto da parte di BE delle condizioni definite all’articolo 9 (nel seguito «l’esperto indipendente»). Esso informerà immediatamente la Commissione di tale designazione.
Articolo 9
1. Il Regno Unito chiederà a British Energy di assumere i seguenti impegni:
a)
per un periodo di sei anni dalla designazione dell’esperto indipendente, non offrire di rifornire utenti finali non domestici che acquistano energia elettrica direttamente da British Energy a condizioni nelle quali il prezzo dell’elemento di elettricità del contratto con gli utenti sia inferiore al prezzo prevalente sul mercato all’ingrosso, fermo restando che, in circostanze di mercato eccezionali nelle quali l’esperto indipendente ritenga che siano soddisfatti alcuni criteri obiettivi descritti all’articolo 10 («circostanze di mercato eccezionali»), British Energy avrà il diritto, finché sussistano tali circostanze eccezionali, a fissare il prezzo dell’elemento di energia elettrica del contratto ad un livello inferiore a quello prevalente sul mercato all’ingrosso, in buona fede, qualora ciò sia necessario per consentire a British Energy di far fronte alla concorrenza, alle condizioni di cui all’articolo 10;
e
b)
collaborare in buona fede con l’esperto indipendente e dare seguito positivo, in maniera tempestiva, a tutte le richieste ragionevoli dell’esperto indipendente, comprese le richieste di informazione, documenti o accesso al personale o ai dirigenti.
2. L’esperto indipendente riferirà ogni anno al Regno Unito in merito al rispetto di queste condizioni da parte di British Energy. Il Regno Unito metterà le relazioni a disposizione della Commissione.
Articolo 10
1. I criteri da utilizzare per decidere se sussistano circostanze di mercato eccezionali sono i seguenti:
a)
in qualsiasi periodo di […], (avente termine non più di […] prima della data dell’avviso di preallarme di cui sotto) il […] degli utenti finali esistenti non domestici di British Energy ai quali British Energy ha fatto offerte di fornitura a condizioni nelle quali il margine sulla fornitura dell’elemento di energia elettrica rispetto al prezzo all’ingrosso prevalente è pari a […] hanno rifiutato l’offerta di British Energy;
b)
i volumi commerciati sul mercato all’ingrosso dell’elettricità nell’arco di un periodo di […] sono scesi a meno del […] della media di quelli commerciati nello stesso periodo dell’ultimo […] per il quale sono disponibili dati;
c)
British Energy offre di fornire un minimo di […] di elettricità sul mercato all’ingrosso […] e tale volume non viene venduto entro un periodo di […] ore.
2. Se British Energy si troverà in circostanze che si avvicinano a quelle sopra descritte e se riterrà che potrebbe essere indotta ad invocare le circostanze di mercato eccezionali, essa informerà prima di tutto l’esperto indipendente, spiegando la sua analisi della situazione e presentando i dati pertinenti per la verifica dei criteri obiettivi («avviso di preallarme»).
3. Se la situazione non migliora dopo l’avviso di preallarme, e se a suo giudizio sono contemporaneamente soddisfatti il criterio a) ed uno dei due criteri b) o c) di cui sopra, British Energy notificherà all’esperto indipendente che si accinge a fare fronte alla concorrenza praticando prezzi al di sotto del prezzo all’ingrosso e sottoporrà i dati più recenti di cui dispone. L’esperto indipendente disporrà allora di non più di 24 ore per confermare o no che sono contemporaneamente soddisfatti il criterio a) e uno dei criteri b) o c) di cui sopra e dichiarare o no la sussistenza di circostanze di mercato eccezionali.
4. Se l’esperto indipendente dichiara che sussistono circostanze di mercato eccezionali, British Energy avrà il diritto, per un periodo di […] dalla decisione dell’esperto indipendente, di presentare offerte in buona fede a prezzi atti a far fronte alla concorrenza nel mercato delle vendite dirette alle imprese.
5. Il periodo di […] potrà essere prorogato dall’esperto indipendente fino a quando sarà soddisfatto il criterio c) di cui sopra.
6. Alla fine del periodo, a British Energy si applicherà nuovamente la restrizione riguardante i prezzi stabilita dall’articolo 9.
7. Dopo la fine del periodo, British Energy trasmetterà all’esperto indipendente una relazione di sintesi sulle vendite realizzate durante il periodo. Questa informazione sarà analizzata nella relazione annuale dell’esperto indipendente.
8. Dopo la fine della tornata contrattuale durante la quale si sono verificate le circostanze di mercato eccezionali, l’esperto indipendente renderà noto il fatto che ha accertato l’esistenza di tali circostanze e per quanto tempo esse sono perdurate.
Articolo 11
Il Regno Unito di Gran Bretagna e d’Irlanda del Nord è destinatario della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 22 settembre 2004.