title: Decisione (UE) 2015/658 della Commissione, dell'8 ottobre 2014, sulla misura d'aiuto SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) alla quale il Regno Unito intende dare esecuzione a sostegno della centrale nucleare di Hinkley Point C [notificata con il numero C(2014) 7142] (Testo rilevante ai fini del SEE)

text:
               28.4.2015

               IT

               Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

               L 109/44

         DECISIONE (UE) 2015/658 DELLA COMMISSIONE
   dell'8 ottobre 2014
   sulla misura d'aiuto SA.34947 (2013/C) (ex 2013/N) alla quale il Regno Unito intende dare esecuzione a sostegno della centrale nucleare di Hinkley Point C

         [notificata con il numero C(2014) 7142]

   (Il testo in lingua inglese è il solo facente fede)
   (Testo rilevante ai fini del SEE)
   LA COMMISSIONE EUROPEA,
   visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 108, 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 alle disposizioni (1), e viste le osservazioni trasmesse,
   considerando quanto segue:
   1.   PROCEDIMENTO

               (1)

               A seguito di contatti precedenti alla notifica, in data 22 ottobre 2013 il Regno Unito ha notificato misure a sostegno della nuova centrale nucleare Hinkley Point C (in prosieguo «HPC») mediante notifica elettronica, protocollata il medesimo giorno dalla Commissione.

               (2)

               La Commissione ha avviato un procedimento d'indagine formale sulle misure notificate in data 18 dicembre 2013, in quanto essa nutriva seri dubbi in merito alla compatibilità delle stesse con le norme in materia di aiuti di Stato.

               (3)

               La decisione della Commissione di avviare il procedimento (in prosieguo «decisione di avvio») è stata pubblicata sul sito web della DG Concorrenza il 31 gennaio 2014 e nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea il 7 marzo 2014. La Commissione ha invitato gli interessati a presentare osservazioni.

               (4)

               Il Regno Unito ha trasmesso le proprie osservazioni sulla decisione d'avvio in data 31 gennaio 2014.

               (5)

               La Commissione ha ricevuto osservazioni dalle parti interessate. Essa le ha trasmesse quindi al Regno Unito, fornendogli la possibilità di replicarvi; le osservazioni del Regno Unito sono pervenute in data 13 giugno e 4 luglio 2014.

         2.   DESCRIZIONE DELLE MISURE

   2.1.   CONTRATTO PER DIFFERENZA

               (6)

               La misura notificata consiste in primo luogo in un Contratto per differenza (Contract for Difference, in prosieguo «CfD») che fornisce certezza di entrate nel corso della fase operativa di HPC. il Regno Unito aveva inizialmente notificato un contratto di investimento, che era stato definito come la versione preliminare del CfD. A causa del prolungarsi per un tempo maggiore del previsto delle trattative fra il Regno Unito e la società che deteneva la totalità del beneficiario all'epoca della decisione, EDF Energy plc (in prosieguo «EDF»), il contratto di investimento è stato interamente sostituito da un CfD. EDF è la controllata britannica della società elettrica francese Electricité de France.

               (7)

               Il beneficiario è NNB Generation Company Limited (in prosieguo «NNBG»), che all'epoca della decisione era detenuta interamente da EDF. Il CfD è un contratto di diritto privato fra NNBG e la controparte del CfD, Low Carbon Contracts Company Ltd. Il ministero e gli azionisti di NNBG stipuleranno un accordo separato che riguarderà soltanto parti delle clausole dell'operazione, in particolare quelle concernenti potenziali eventi di chiusura della centrale e meccanismi di condivisione degli utili.

               (8)

               Ai sensi del CfD, NNBG riceverà entrate pari alla somma del prezzo di vendita dell'elettricità sul mercato all'ingrosso e un conguaglio corrispondente alla differenza fra il prezzo di esercizio predeterminato (strike price, in prosieguo «SP») e il prezzo di riferimento (reference price, in prosieguo «RP») rilevati nel precedente periodo di riferimento.

               (9)

               Quando l'RP sarà inferiore all'SP, la controparte del CfD corrisponderà la differenza fra l'SP e l'RP garantendo, in ultima analisi, una relativa stabilità delle entrate per NNBG, a seconda della strategia di vendita e delle quantità prodotte. Di converso, quando l'RP sarà superiore all'SP, NNBG dovrà corrispondere la differenza alla controparte del CfD. Pertanto, anche in questo caso NNBG percepirà entrate relativamente stabili.

               (10)

               L'RP è dato dalla media ponderata dei prezzi all'ingrosso stabiliti dal Regno Unito per tutti gli operatori che esercitano nel quadro del CfD. Nel caso di NNBG, l'RP pertinente è l'RP praticato sul mercato del carico di base, che si applica a tutte le società di produzione del carico di base (2).

               (11)

               In particolare, attualmente l'RP sul mercato del carico di base è determinato utilizzando i dati giornalieri sui prezzi diffusi dalla London Energy Broker's Association (LEBA) e dalla borsa merci NASDAQ OMX in relazione al prezzo d'acquisto dell'energia elettrica una stagione (cioè sei mesi) prima della fornitura, ovvero il prezzo «per la stagione successiva» (3).

               (12)

               L'RP sul mercato del carico di base è calcolato una volta a stagione e immediatamente prima di ogni stagione, quando si effettua la media aritmetica dei prezzi giornalieri per la stagione successiva pubblicati giornalmente la stagione precedente. Questa media è ponderata per garantire che sia attribuita un'influenza proporzionale al volume negoziato su ciascun indice di riferimento.

               (13)

               NNBG dovrà mantenere un livello minimo predeterminato di prestazioni, ma non ha l'obbligo di produrre volumi di energia elettrica prestabiliti. In particolare, si prevede che la centrale operi con un fattore di carico pari al 91 per cento. Qualora NNBG non conseguisse tale fattore di carico, implicitamente non raggiungerebbe il livello di entrate attese dal progetto.

               (14)

               NNBG percepirà conguagli sulla base della produzione conteggiata, fino ad un livello di produzione massimo (il «cap») che sarà definito nel CfD. Non saranno effettuati conguagli per la produzione venduta sul mercato al di sopra del cap prefissato. L'elettricità prodotta da NNBG sarà venduta sul mercato.

         2.1.1.   Funzionamento complessivo del meccanismo del CfD

               (15)

               Il CfD sarà stipulato con la controparte del CfD, un'entità finanziata con obbligo di legge imposto in solido a tutti i fornitori licenziatari.

               (16)

               La stipula del contratto definitivo dipende dalla decisione di investimento finale di EDF/NNBG, nonché dal contratto sugli accordi finanziari (comprendente le condizioni di una garanzia sul debito rilasciata dal governo britannico) e dall'approvazione finale delle parti.

               (17)

               Nel quadro del CfD, i fornitori licenziatari rispondono in solido degli obblighi derivanti dal contratto, mentre la controparte è responsabile unicamente fino a concorrenza dei fondi che sono stati trasferiti alla controparte dai fornitori licenziatari, o dal governo britannico. Ogni fornitore sarà responsabile nella misura della propria quota di mercato, stabilita in base al consumo di energia elettrica conteggiato. In tale contesto, in caso di inadempimento degli obblighi di pagamento previsti, il ministero nominerà una controparte differente, percepirà i pagamenti da altri fornitori o pagherà direttamente i produttori.

               (18)

               In sede separata, la controparte affiderà a un agente di regolamento il mandato di riscossione (cioè la facoltà di riscuotere i pagamenti dai fornitori) da una parte, e l'obbligo di pagamento e di riscossione presso i produttori dall'altra. Il governo britannico intende nominare una controllata di Elexon (l'agenzia che attualmente funge da agente di regolamento nel Regno Unito, detenuta al 100 per cento da National Grid, il gestore del sistema di trasmissione del Regno Unito (Transmission System Operator — «TSO») in qualità di agente di regolamento.

               (19)

               La controparte della società di produzione, conformemente a quanto sancito dal CfD, avrà facoltà di prendere decisioni ed esercitare la propria discrezionalità, ad esempio, decidendo se una società di produzione stia ottemperando ai propri obblighi, debba fornire una garanzia collaterale a copertura dei propri pagamenti nel quadro del regime, o ancora se occorra dispensarla da taluni requisiti, a seconda delle specifiche condizioni del mercato. Il governo britannico intende fornire ulteriori orientamenti sui parametri che potrebbero circoscrivere il margine discrezionale della controparte nell'adottare decisioni relativamente all'esercizio del CfD.

               (20)

               La figura 1 illustra i rispettivi ruoli assunti da ciascuno degli agenti previsti dal funzionamento del sistema CfD.

                  Figura 1

                  Ruoli e responsabilità nell'esercizio del CfD

                  Fonte: Autorità britanniche.

         2.1.2.   Clausole dell'accordo CfD

               (21)

               Il Regno Unito ed EDF hanno concordato le clausole del CfD, che saranno tradotte in un contratto in forma estesa prima della stipula finale dell'accordo e della decisione definitiva di investimento da parte di EDF.

               (22)

               Molti dei termini dell'accordo riprendono quelli del CfD stipulato per altre tecnologie e in particolare le fonti d'energia rinnovabili. I termini sono di pubblico dominio (4). Altri termini sono specifici del CfD per HPC.

               (23)

               Ai sensi dei termini convenuti, l'SP sarà fissato a 92,50 GBP per MWh ai prezzi nominali del 2012. Qualora fosse presa la decisione d'investimento di costruire la nuova centrale nucleare C di Sizewell, utilizzando lo stesso progetto e aprendo quindi alla possibilità di ripartire alcuni dei costi per i reattori di HPC, l'SP verrà rettificato a 89,50 GBP per MWh, sempre ai valori nominali del 2012.

               (24)

               L'SP sarà integralmente indicizzato sulla base dell'Indice dei prezzi al consumo («IPC»), come avvenuto con altri CfD. L'adeguamento dell'IPC sarà effettuato annualmente prendendo come base il mese di novembre 2011. Ogni anno l'SP sarà adeguato il primo giorno della Stagione con riferimento all'ultimo Indice IPC disponibile pubblicato dall'Ufficio nazionale di statistica (Office of National Statistics, ONS) per il mese di febbraio.

               (25)

               La durata del CfD avrà come data ultima d'inizio il Periodo di messa in servizio previsto per ciascun reattore, che è di […] (5) anni dalla data di messa in servizio prevista concordata. Dopo tale data, cominceranno a decorrere i termini del CfD, a prescindere dal fatto che la centrale sia o meno operativa.

               (26)

               La data limite di scadenza è il […] anniversario dell'ultimo giorno del Periodo di messa in servizio previsto per il secondo reattore. Ove nessuno dei due reattori fosse entrato in servizio prima o in concomitanza con la data limite, la controparte del CfD avrà facoltà di risolvere il contratto. La data limite potrà essere prorogata per causa di forza maggiore o difficoltà di connessione.

               (27)

               Sono previsti due meccanismi di «condivisione degli utili». Il primo, incentrato sui costi di costruzione (6), prevede che:

                           i.

                           i primi […] dell'utile di costruzione (valore nominale) saranno ripartiti su una base 50:50, con il 50 per cento dell'utile a favore della controparte del CfD e il 50 per cento a favore di NNBG; e

                           ii.

                           tutti gli utili di costruzione eccedenti […] (valore nominale) saranno ripartiti su una base 75:25, con il 75 per cento dell'utile a favore della controparte del CfD e il 25 per cento a favore di NNBG.

               (28)

               Il secondo dispositivo di condivisione degli utili concerne il tasso di rendimento del capitale proprio. Sono state fissate due soglie (6).

               (29)

               Una prima soglia fissata al livello del TIR previsto degli azionisti, prodotto al momento della presente decisione dall'ultimo Modello finanziario (7), ovvero l'11,4 per cento del capitale di rischio di base impegnato, in termini nominali. L'utile eccedente tale livello sarà ripartito fra la controparte del CfD nella misura del 30 per cento e NNBG nella misura del 70 per cento.

               (30)

               Una seconda soglia fissata al massimo fra il 13,5 per cento in termini nominali ovvero l'11,5 in termini reali (deflazionato mediante l'IPC), sulla base dello stesso modello di cui al precedente punto a). L'utile eccedente tale livello sarà ripartito fra la controparte del CfD nella misura del 60 per cento e NNBG nella misura del 40 per cento.

               (31)

               Sono previste due date di riapertura delle negoziazioni sugli oneri di esercizio e manutenzione (opex). La prima 15 anni dopo, la seconda 25 anni dopo la data di messa in servizio del primo reattore. Le fasi di riapertura delle negoziazioni opex sono un modo per attenuare i rischi dei costi a lungo termine per entrambe le parti e consentiranno di modificare l'SP in entrambe le direzioni. Grazie al meccanismo, sarà possibile aumentare o diminuire l'SP sulla base dei costi effettivi noti e rivedere le previsioni per le seguenti voci di costo d'esercizio, in ciascun caso interamente ed esclusivamente come richiesto per l'esercizio continuo della struttura di generazione dell'energia:

                           a.

                           rifornimento nella fase di preparazione (front end) del carburante nucleare;

                           b.

                           assicurazione;

                           c.

                           oneri ONR;

                           d.

                           imposte sui beni aziendali;

                           e.

                           oneri di trasmissione vari;

                           f.

                           variazioni dei costi di smaltimento dei rifiuti a media attività (Intermediate Level Waste, «ILW») del combustibile esaurito dovute a modifiche nel prezzo di trasferimento dei rifiuti sulla base del contratto di trasferimento dei rifiuti;

                           g.

                           variazione dei costi di gestione del combustibile esaurito e di disattivazione della centrale;

                           h.

                           oneri di esercizio e manutenzione;

                           i.

                           spese di ristrutturazione e costi finanziari d'esercizio indicati nella dichiarazione dei redditi della società di produzione conformemente con i principi contabili internazionali (IFRS) e tutte le spese in conto capitale sostenute.

               (32)

               Saranno esclusi dalle fasi di rinegoziazione eventuali costi relativi a questioni concernenti la progettazione, l'esercizio diverso da uno standard ragionevole e prudenziale, la disponibilità o la capacità dell'impianto di generazione, le spese in conto capitale non imputabili alla manutenzione, le spese per una nuova struttura (non all'interno di una costruzione esistente), il finanziamento e taluni costi di trasferimento dei rifiuti.

               (33)

               Le stime di costo riviste utilizzate nelle fasi di riapertura delle negoziazioni opex si baseranno su una relazione stilata da NNBG e approvata dalla controparte del CfD, che tenga conto dei costi di riferimento rilevati in centrali nucleari che operano con tecnologia EPR e in altre centrali nucleari operanti con tecnologia PWR (reattori ad acqua pressurizzata) in America settentrionale e nell'UE, in ogni caso sulla base di standard ragionevoli e prudenziali. — L'adeguamento dell'SP sarà calcolato tenendo conto del segmento superiore della fascia dei costi di riferimento.

               (34)

               L'SP subirà una riduzione (in forma forfetaria o con una serie di pagamenti annuali effettuati alla controparte del CfD) corrispondente alle modifiche intervenute per quanto riguarda l'ammontare degli adempimenti cui è tenuta NNBG relativamente al finanziamento degli azionisti e alla struttura fiscale di NNBG. Non sarà consentito alcun aumento al riguardo.

               (35)

               Dopo la rivalutazione ufficiale da parte della Valuation Office Agency successivamente alla messa in attività della centrale, sarà effettuato un adeguamento previsionale una tantum dell'SP rispetto agli oneri fiscali. Le successive modifiche alle imposte sui beni aziendali verranno applicate nel corso della riapertura delle negoziazioni opex.

               (36)

               Oltre all'obbligo di comunicare le informazioni contemplate dai termini e condizioni standard del CfD generico, NNBG dovrà fornire talune garanzie sulle informazioni contenute nei dati e nei modelli trasmessi al governo britannico relativamente ai costi del progetto. Il contratto conterrà le disposizioni per l'uso di un Modello finanziario concordato per la determinazione dei vari SP e altri adeguamenti previsti dai termini dello stesso.

               (37)

               NNBG sarà tutelata e potrà recuperare taluni costi riconducibili a modifiche legislative (in prosieguo «QCIL»).

               (38)

               Una QCIL è una modifica legislativa discriminatoria, una modifica legislativa specifica, una modifica legislativa specifica in materia fiscale, un'altra modifica legislativa o una modifica delle basi regolamentari, in ogni caso non prevedibile.

               (39)

               Una modifica legislativa discriminatoria è una modifica legislativa le cui condizioni si applicano nello specifico (e non meramente in via indiretta o consequenziale o in virtù dell'effetto sproporzionato di eventuali modifiche legislative di applicazione generale) al progetto, all'impianto di generazione o a NNBG, ma non altrimenti.

               (40)

               Una modifica legislativa specifica è una modifica legislativa le cui condizioni si applicano nello specifico (e non meramente in via indiretta o consequenziale o in virtù dell'effetto sproporzionato di eventuali modifiche legislative di applicazione generale) agli impianti di generazione nucleare o a impianti di generazione soggetti a CfD.

               (41)

               Una modifica legislativa specifica in materia fiscale è (i) una modifica a un'imposta sull'uranio o una nuova imposta sull'uranio; ovvero (ii) una modifica alla regolamentazione o alla prassi dell'agenzia delle pratiche doganali e fiscali (HMRC) da cui discende come effetto un trattamento fiscale di NNBG meno favorevole di quello applicato dalla HMRC per taluni adempimenti doganali o fiscali specifici.

               (42)

               Una modifica delle basi regolamentari si verifica quando i) l'ONR (o l'ente avente causa) non disciplina più l'impianto di generazione dell'energia valutando se un sacrificio richiesto per la riduzione del rischio sarebbe eccessivamente sproporzionato rispetto al beneficio che se ne conseguirebbe; ovvero ii) l'Autorità per l'ambiente competente (o l'ente avente causa) non valuta più l'opzione di riduzione del rischio relativo all'impianto di generazione come un rischio ambientale accettabile con riferimento all'eventualità che i costi di realizzazione siano sproporzionati rispetto al beneficio ambientale che ne deriva.

               (43)

               Eventuali indennizzi relativi a una QCIL saranno percepibili soltanto una volta che l'importo aggregato di tutte le richieste di indennizzo QCIL superi i 50 milioni di GBP nel 2012 in termini nominali e indicizzati. Non saranno ammessi doppi recuperi. L'SP sarà adeguato solo una volta per ciascuna singola QCIL nel corso della restante durata del contratto, tramite il Modello finanziario concordato, o calcolando il valore netto attualizzato dell'adeguamento necessario.

               (44)

               A determinate condizioni, NNBG riceverà un indennizzo in caso di chiusura «politica» di HPC (da parte di un'autorità competente britannica, dell'UE o internazionale) non dovuta a ragioni di salute, sicurezza nucleare, protezione, ambiente, trasporto di materiale nucleare o salvaguardie nucleari (evento di chiusura ammesso).

               (45)

               Sarà inoltre possibile ottenere un indennizzo qualora l'impianto di generazione nucleare venisse chiuso per circostanze inerenti l'assicurazione contro la responsabilità di terzi, anche a seguito della mancata autorizzazione da parte del governo britannico di regimi assicurativi alternativi proposti dalla società di generazione, che il governo britannico avrebbe dovuto ragionevolmente approvare e non sussistano altre opzioni assicurative approvate a disposizione della società di generazione.

               (46)

               Fra le tutele dell'evento di chiusura ammesso si annovera il diritto di cedere NNBG al governo britannico (e il diritto del governo britannico di chiederne la cessione) oltre al pagamento di un indennizzo a carico della controparte del CfD o del governo britannico.

               (47)

               Le condizioni risolutive si applicano soltanto a NNBG. Spetta alla controparte del CfD decidere se risolvere il contratto al verificarsi di una condizione risolutiva.

         2.2.   GARANZIA DI CREDITO

               (48)

               Il progetto HPC, e NNBG in particolare, non solo beneficeranno del CfD ma anche di una garanzia di credito statale sul debito emesso (la «garanzia di credito»).

               (49)

               Le obbligazioni che saranno emesse avranno la copertura della garanzia di credito, che si configura alla stregua di un contratto di assicurazione, garantendo il pagamento puntuale del capitale e degli interessi del debito ammesso, che potrebbe elevarsi a 17 miliardi di sterline (8).

               (50)

               La garanzia di credito sarà prestata da Infrastructure UK (in prosieguo «IUK»), dipartimento del tesoro britannico che sovrintende all'amministrazione dei regimi di garanzia del Regno Unito. La garanzia di credito è una piattaforma di gestione del debito di tipo commerciale per il finanziamento a lungo termine di HPC.

               (51)

               Lo IUK ritiene che l'operazione sia stata strutturata in modo da giustificare per HPC la classificazione in una categoria di rischio equivalente a BB+/Ba1. La commissione di garanzia avrà un livello pari a 295 punti base.

               (52)

               Il regime prevede che le obbligazioni che saranno emesse nell'ambito della struttura di finanziamento siano corredate di una garanzia prestata dai Lords Commissioners del tesoro britannico (il garante). Inoltre, è compresa una misura ponte a sostegno della costruzione della centrale che sarà fornita da banche commerciali (e non garantita dal regime di garanzia del Regno Unito). Il resto del capitale investito nell'operazione sarà conferito dagli azionisti. Potranno essere aggiunte alla struttura finanziaria altre fonti di finanziamento, previo il consenso del garante.

               (53)

               Le fonti di finanziamento previste al momento della presente decisione sono le seguenti:

                           a.

                           capitale di base pari a […] GBP

                           b.

                           capitale contingente pari a […] GBP

                           c.

                           Misura ponte per la costruzione della centrale a concorrenza di […] GBP

                           d.

                           Obbligazioni per […] GBP

               (54)

               La struttura di finanziamento è concepita in modo tale che il capitale di base subisca la totalità della perdita prima che vengano aggredite le obbligazioni. Il capitale contingente rappresenta un'ulteriore garanzia che la data in cui il garante sarà soddisfatto, fra le altre cose, dell'avvenuta attivazione e messa in servizio di HPC e della completa costituzione di tutte le riserve necessarie («completamento finanziario»), si verificherà.

               (55)

               Gli obblighi degli azionisti riguardo al capitale proprio saranno definiti in un contratto concernente i contributi di capitale proprio, stipulato anche dal garante, in modo che quest'ultimo possa avere certezza degli impegni assunti in relazione agli apporti di capitale proprio.

               (56)

               Affinché il capitale proprio possa garantire le caratteristiche summenzionate di assorbimento delle perdite, in caso di insolvenza, le parti hanno stabilito due condizioni (la condizione di base (9) e la condizione di fallimento FFS (10)) che consentono al garante di richiedere l'accelerazione del capitale di base, ovvero rispettivamente l'accelerazione del capitale contingente, vale a dire reso immediatamente disponibile e utilizzato per svincolare le obbligazioni e gli importi dovuti al garante. Questa combinazione di disposizioni è intesa a garantire che siano gli azionisti e non il garante ad accollarsi l'esposizione del capitale alla percorribilità economica della tecnologia EPR fino a quel momento, in quanto tale affidabilità è oggettivamente comprovata dal successo di progetti precedenti come Flamanville 3 e Taishan 1.

               (57)

               Durante il periodo che precede il verificarsi della condizione di base, è stabilito un limite massimo di indebitamento utilizzato, pari al minimo: del limite massimo di indebitamento relativo allo stato di realizzazione del progetto pertinente e il […] per cento del capitale di base meno il capitale di sviluppo, pari a […] miliardi di GBP. La Tabella 1 presenta un esempio pratico delle caratteristiche di assorbimento delle perdite da parte del capitale proprio:

                  Tabella 1

                  Profilo dell'utilizzo di base e condizione di base non soddisfatta

                  Fonte: Memoria IUK del 12 settembre 2014

                     Base Case Drawdown Profile

                           GBP bilion

                           Total Commited

                           Development Equity

                           2015

                           2016

                           2017

                           2018

                           2019

                           2020

                           2021

                           2022

                           2023

                           2024

                           Cashflow

                           Base Equity

                              9,23

                           1,69

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           2,10

                           2,52

                           2,09

                           0,83

                           Contingent Equity

                              8,00

                           N/A

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           Bonds

                              16,00

                           N/A

                           1,50

                           1,95

                           2,40

                           2,90

                           3,35

                           2,65

                           1,25

                           —

                           —

                           —

                           Balance Sheet

                           Base Equity

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           3,79

                           6,31

                           8,39

                           9,23

                           Contingent Equity

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           Bonds

                           1,50

                           3,45

                           5,85

                           8,75

                           12,10

                           14,75

                           16,00

                           16,00

                           16,00

                           16,00

                           Memo item

                              Undrawn Base Equity

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              5,43

                              2,92

                              0,83

                           —

                              Undrawn Committed Equity

                              15,53

                              15,53

                              15,53

                              15,53

                              15,53

                              15,53

                              13,43

                              10,92

                              8,83

                              8,00

                              Source: UK Base Case

                     Base Case Condition Not Met (by 31 December 2020)

                           Total

                           Development Equity

                           2015

                           2016

                           2017

                           2018

                           2019

                           2020

                           Cashflow

                           Base Equity

                              1,69

                           1,69

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           —

                           Contingent Equity

                              7,97

                           N/A

                           —

                           —

                           —

                           1,97

                           3,35

                           2,65

                           Bonds

                              6,87

                           N/A

                           1,50

                           1,95

                           2,40

                           2,90

                           —

                           —

                           Balance Sheet

                           Base Equity

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           1,69

                           Contingent Equity

                           —

                           —

                           —

                           1,97

                           5,32

                           7,97

                           Bonds

                           1,50

                           3,45

                           5,85

                           6,78

                           6,78

                           6,78

                           Memo item

                              Undrawn Base Equity

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              7,53

                              Cumulative Cap on Debt

                              1,50

                              3,43

                              5,85

                              6,78

                              6,78

                              6,78

                              Source: UK Base Case

               (58)

               Una volta soddisfatta la condizione di base, la tutela del capitale da parte del garante durante il periodo di costruzione investe il quantum del capitale contingente, che può essere utilizzato per fronteggiare gli eventuali sovraccosti e gli stati di avanzamento del progetto, limitando il livello di indebitamento in un dato periodo.

               (59)

               Gli impegni degli azionisti relativamente al capitale di base e al capitale contingente saranno interamente sostenuti da strumenti creditizi comprendenti fra gli altri, ma non in via esaustiva, garanzie della controllante, lettere di credito o altri strumenti di sostegno al credito graditi al garante.

               (60)

               Per sostenere i propri obblighi finanziari nei confronti di NNBG e gli obblighi della stessa NNBG gli azionisti costituiranno garanzie specifiche (11) e/o garanzie (12) generiche (13), inclusa una garanzia generica qualificata (14), su attivi, beni immobili e imprese propri. NNBG insieme con l'emittente delle obbligazioni, una società di nuova costituzione fondata allo scopo, a sostegno delle loro obbligazioni concederanno entrambe garanzie complessive specifiche e/o generiche, inclusa una garanzia generica qualificata, sulla totalità dei loro attivi, beni immobili e imprese. La garanzia sarà sostenuta da accordi diretti con le parti contraenti a fronte di taluni contratti importanti.

               (61)

               A causa del carattere particolare dell'operazione e della notevole importanza che rivestono le misure di tutela della sicurezza, l'esercizio della garanzia avverrà previo il nulla osta dell'ente di regolamentazione della sicurezza britannico e tenuto in debito conto il fatto che l'alienazione potrà andare solo a favore di un'entità licenziataria o in fase di ottenimento di una licenza per la gestione di un sito nucleare come HPC.

               (62)

               La garanzia costituita da azionisti, NNBG ed emittente è intesa a far sì che le parti garantite (15): i) abbiano la prelazione nei confronti dell'insinuazione di creditori non garantiti nel debito pertinente, in caso di insolvenza del debitore; ii) preservino la possibilità delle parti garantite di alienare gli attivi garantiti e utilizzare il ricavato a concorrenza degli impegni garantiti in sofferenza, qualora ciò rappresentasse il miglior modo per ottimizzare i recuperi, ed iii) esercitino il massimo controllo in caso di insolvenza dei costituenti la garanzia e conseguano la finalità gestionale della garanzia, nominando un curatore amministrativo degli attivi del debitore pertinente.

               (63)

               Le obbligazioni saranno obbligazioni non garantite dell'emittente che non condivideranno altre garanzie che l'emittente o altri membri del gruppo HPC dovessero costituire.

               (64)

               In termini di gerarchia creditizia, nella pratica il procedimento di esercizio della garanzia costituita da NNBG sarà applicato col seguente ordine di priorità:

                           1.

                           creditori con diritto di prelazione;

                           2.

                           costi di esercizio della garanzia (cioè i costi dei curatori e di altre figure nominate nella procedura d'insolvenza);

                           3.

                           creditori FDP (16);

                           4.

                           finanziatori del prestito ponte per la costruzione della centrale;

                           5.

                           obbligazioni e garante;

                           6.

                           creditori chirografari di NNBG;

                           7.

                           azionisti di NNBG.

               (65)

               Questo ordine di prelazione nel procedimento di escussione non può essere modificato senza il consenso del garante.

               (66)

               Il finanziamento dell'operazione è ripartito in fasi successive con riferimento agli stati di avanzamento nella realizzazione del progetto.

               (67)

               Nel periodo successivo alla data di maggiore emissione delle obbligazioni (diverse dalle obbligazioni SZC), avranno luogo i conferimenti di capitale di base come da programma e il capitale contingente andrà a copertura di eventuali sovraccosti emersi secondo lo stesso programma.

               (68)

               Non è ammessa la distribuzione dei dividendi agli azionisti prima del completamento finanziario.

               (69)

               Le autorità britanniche sostengono che dopo il completamento finanziario, la garanzia di credito continua a godere della tutela di molti fattori di attenuazione strutturali e di pattuizione, incluse restrizioni significative sul momento della distribuzione dei dividendi e una riserva di servizio del debito di […] mesi (che può essere finanziata con liquidità, lettere di credito stand-by o garanzie accettabili) che potrebbe ammontare a […] miliardi di GBP. Lo standard di mercato per una finanza di progetto sarebbe una riserva di servizio del debito di 6 mesi.

               (70)

               Presumibilmente, l'eventualità di far ricorso alla garanzia di credito dopo il completamento non si verificherà che nel caso: a) vi sia una deviazione sostanziale nelle prestazioni d'esercizio e di conseguenza una riduzione nel flusso di cassa disponibile per il servizio del debito rispetto a quanto previsto; e b) tale deviazione esaurisca la succitata riserva sostanziale del servizio del debito accantonata nella struttura.

               (71)

               Se la riserva del debito viene intaccata (in qualsivoglia misura), essa sarà reintegrata in toto prima che si proceda al pagamento dei dividendi.

               (72)

               Le autorità del Regno Unito sostengono che considerata la gamma di tutele strutturali contro eventuali inadempimenti e la presenza di eventi scatenanti ed eventuali misure correttive volte a scongiurare tali inadempimenti, l'esigenza di attuare tali strumenti si potrebbe verificare solo in circostanze rare e improbabili. Tuttavia, qualora si rivelasse necessario ricorrere a tali strumenti, ciò avverrebbe in circostanze tanto gravi quanto impreviste, per cui un provvedimento di esecuzione predeterminato non sarebbe appropriato. Lo IUK ha ritenuto necessario avere una certa flessibilità per considerare le proprie opzioni alla luce degli eventi, man mano che questi si verificano, in modo da proteggere meglio i propri interessi. Pertanto, lo IUK ha scelto di optare per la gamma più vasta e flessibile possibile di opzioni da esercitare, insieme con un margine discrezionale per determinare la maniera più adeguata di dar loro esecuzione al momento opportuno.

               (73)

               Sono stati trasmessi alla Commissione affinché li valutasse gli elementi di fondo (head of terms) concordati fino ad oggi per il finanziamento del progetto HPC. Questi riportano gli accordi intercorsi fra le parti sui termini e le condizioni principali dei documenti di finanziamento, per quanto non sia disponibile, alla data della presente decisione, la bozza del testo legale in forma definitiva. Le autorità britanniche hanno dichiarato che la parte restante delle condizioni nonché i documenti di finanziamento finale conterranno quelle clausole standard che qualsiasi investitore inserirebbe in un contratto per un progetto simile. Poiché la Commissione non ha avuto l'opportunità di verificare questo elemento, qualora i documenti finali evidenziassero delle modifiche alla misura nella forma presentata alla Commissione, in qualsivoglia sua parte, le autorità britanniche sono invitate a notificare tali modifiche alla Commissione.

         2.3.   ACCORDO CON IL MINISTERO

               (74)

               Il CfD prevede che gli investitori di NNBG abbiano diritto a un indennizzo qualora il governo britannico decida di chiudere HPC per ragioni politiche (e non per motivi di salute, sicurezza, protezione, ambiente, sicurezza dei trasporti o salvaguardia). La fonte finanziaria degli indennizzi sarà la stessa dei pagamenti effettuati nel quadro dei CfD (cioè a mezzo dei prelievi ai fornitori). Il CfD sarà corredato di un accordo concluso fra il ministero dell'Energia e gli investitori di NNBG.

               (75)

               Ai termini dell'accordo, se — a seguito di una chiusura politica della centrale — l'ente controparte dovesse essere insolvente sui pagamenti compensativi agli investitori di NNBG, il ministero si farà carico di corrispondere le compensazioni concordate. L'accordo non prevede ulteriori pagamenti compensativi per NNBG o i suoi investitori.

         3.   OSSERVAZIONI DELLE PARTI INTERESSATE

               (76)

               La Commissione ha ricevuto un numero molto elevato di risposte nel corso della consultazione sulla decisione di avvio, che si è conclusa il 7 aprile 2014. Si illustra di seguito una descrizione delle osservazioni pertinenti ai fini della valutazione degli aiuti di Stato.

               (77)

               Le osservazioni delle parti interessate saranno considerate per quanto attiene le parti pertinenti della valutazione, senza menzione specifica di un'osservazione particolare.

               (78)

               Tenuto conto del gran numero di risposte, esser saranno descritte e raggruppate sulla base dell'argomento.

         3.1.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE MISURE IN QUANTO SERVIZIO DI INTERESSE ECONOMICO GENERALE

               (79)

               Una delle parti interessate si è detta d'accordo con il governo britannico sul fatto che la misura non implica alcun aiuto di Stato, citando gli elementi probatori trasmessi dal Regno Unito a sostegno della sua valutazione del SIEG.

               (80)

               Una parte ha sostenuto che HPC eroga un SIEG, in quanto espleta degli obblighi di servizio pubblico per garantire che la domanda di energia sia soddisfatta a breve, medio e lungo termine e che la realizzazione del progetto si basi su criteri di chiarezza e trasparenza, senza che ciò comporti un vantaggio economico per le società partecipanti. Inoltre, HPC migliorerebbe la sicurezza degli approvvigionamenti, riducendo la dipendenza dai combustibili importati e il ricorso ai combustibili fossili.

               (81)

               Fra le parti che non concordano con la posizione del Regno Unito sul fatto che la misura non comporta aiuti di Stato, una di queste ha osservato che la misura non soddisfa i criteri Altmark, poiché il CfD rappresenta solo la compensazione per la prestazione di Servizi d'interesse economico generale («SIEG»).

               (82)

               Svariate parti hanno osservato che nessun'altra società aveva potuto presentare la propria offerta nella gara per la realizzazione del progetto.

               (83)

               Diverse parti hanno sostenuto che la misura notificata non rientra nel quadro della disciplina SIEG prevista dall'UE, poiché il Regno Unito non ha chiaramente definito gli obblighi relativi al servizio pubblico («OSP») per cui avrebbe concesso una compensazione, e non ha ottemperato alle condizioni per l'affidamento dell'incarico degli obblighi relativi al servizio pubblico, ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE.

               (84)

               Diverse parti hanno osservato che le misure di aiuto sono incompatibili con i criteri Altmark, sulla base dei quali la produzione di elettricità è da considerarsi una normale attività economica e pertanto l'energia nucleare deve concorrere con altre fonti di produzione dell'energia elettrica in un mercato interno dell'elettricità liberalizzato; la misura non ha un obiettivo di interesse comune; non sembra esservi un criterio oggettivo a giustificazione della durata di 35 anni; essa accorda al nucleare un trattamento diverso da quello riservato alle fonti di energia rinnovabile; si basa su parametri ignoti e manca di un'analisi costi-benefici. Inoltre, il fatto che l'energia nucleare sia in grado di produrre soltanto energia del carico di base renderebbe impossibile qualificare tale servizio come SIEG. Infine, sussisterebbe un notevole rischio di eccesso di compensazione.

         3.2.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ESISTENZA DI AIUTO

               (85)

               Svariate parti interpellate hanno asserito che le misure costituiscono aiuti di Stato, in quanto comportano accordi bilaterali fra lo Stato e una società; i pagamenti sono specificamente rivolti all'obiettivo della produzione di energia nucleare; il bilancio dello Stato è direttamente coinvolto nei pagamenti e il contratto prevede il sostegno e condizioni speciali a favore dell'energia nucleare che sarebbero ben maggiori di qualsivoglia sostegno alle fonti di energia rinnovabili.

               (86)

               Una parte interpellata ha osservato che passare da un regime di pagamento dei rifiuti «per unità» a quello di massimali sul prezzo di trasferimento dei rifiuti configurerebbe un aiuto e un'ulteriore sovvenzione agli operatori del nuovo nucleare.

         3.3.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SUGLI OBIETTIVI DI INTERESSE COMUNE, I FALLIMENTI DEL MERCATO E LA NECESSITÀ DELL'INTERVENTO STATALE

               (87)

               Fra le risposte positive, una parte ha osservato che l'energia nucleare può contribuire in modo sostanziale alla produzione di elettricità a basse emissioni di CO2 e può concorrere alla diversificazione del settore di produzione dell'energia elettrica. Essa ha aggiunto che pur non essendo in grado di fornire la totalità della capacità supplementare del fabbisogno del Regno Unito per i prossimi decenni, l'energia nucleare probabilmente avrà un ruolo cruciale nel sostituire la capacità degli impianti nucleari in dismissione e soddisfare la domanda futura.

               (88)

               Svariate parti interpellate hanno asserito che il Regno Unito si trova in una posizione diversa rispetto ad altri Stati membri, essendo un'isola con un potenziale di interconnessione più limitato. Un confronto con la Finlandia o la Francia sarebbe inadeguato, in ragione della notevole diversità strutturale dei mercati di questi due Stati membri e l'esistenza al loro interno di accordi economici a lungo termine a sostegno della costruzione di centrali nucleari. Inoltre, il Regno Unito non potrebbe gestire l'intermittenza delle fonti rinnovabili importando grandi quantitativi di energia elettrica dai suoi vicini nei momenti di fermo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e scaricando i problemi causati da un eccesso di produzione quando invece sono in produzione. Rispetto a ogni singolo mercato europeo dell'elettricità, i fallimenti del mercato nel Regno Unito saranno quindi sempre maggiori di quelli riscontrati sul continente europeo e necessiteranno di maggiori misure correttive. Inoltre, il sostegno all'energia nucleare aumenterebbe la diversificazione dell'offerta energetica, rafforzando in tal modo la flessibilità del sistema energetico del Regno Unito.

               (89)

               Una parte ha messo in luce un fallimento del mercato specifico del settore nucleare, e segnatamente i lunghi tempi di costruzione e di esercizio che fanno sì che i rendimenti sull'investimento si abbiano con tempi superiori ai 30 anni, ben oltre il 2050. Inoltre, le lezioni apprese a seguito dei blackout verificatisi in taluni Stati membri evidenzierebbero i limiti dell'affidarsi alle interconnessioni transfrontaliere, oltre che il fatto che nessun singolo GRT è in grado di garantire la capacità di interconnessione come la capacità insita nella rete magliata nazionale. Gli aiuti di Stato a favore del progetto HPC potrebbero falsare la concorrenza meno dell'introduzione di altre misure, come i mercati delle capacità.

               (90)

               Una parte ha affermato che HPC non pregiudicherebbe l'obiettivo di garantire la tutela dell'ambiente, in quanto la sua attività di produzione sarebbe soggetta a rigorosi controlli da parte delle istituzioni preposte, come l'Office for Nuclear Regulation, l'ente britannico di regolamentazione del settore nucleare. Inoltre, il sito di HPC sarebbe conforme alla normativa in materia di autorizzazioni ambientali, l'Environmental Permitting Regulations del 2010.

               (91)

               Svariate parti hanno sostenuto che oggi esistono le tecnologie per lo stoccaggio sicuro dei rifiuti nucleari.

               (92)

               Alcune parti hanno osservato che l'attuale combinazione di politiche è insufficiente per convogliare gli investitori verso il settore nucleare, in particolare in virtù del fatto che il prezzo del carbonio del sistema ETS è troppo basso; il prezzo minimo del carbonio nel Regno Unito non darà luogo a un aumento sufficiente a incentivare gli investimenti nel settore nucleare e il Regime di garanzie del Regno Unito non basta, da solo, a sostenere gli investimenti, in quanto non tiene conto della redditività economica a lungo termine delle centrali nucleari. Infine, l'impronta di carbonio del nucleare sarebbe analoga a quella dell'eolico, e ben al di sotto di quella delle tecnologie rinnovabili da energia maremotrice, fotovoltaica o derivata dalla biomassa.

               (93)

               Una parte ha dichiarato che il Regno Unito sostiene le fonti di energia rinnovabile, ma che tali tecnologie non sono adatte a fornire l'elettricità del carico di base, per quanto, al contempo, contare sul gas per gli approvvigionamenti renderebbe il Regno Unito dipendente dai combustibili fossili e soggetto a rischio geopolitico.

               (94)

               Una parte interpellata ha sostenuto che la Commissione dovrebbe valutare il chiaro vantaggio ambientale di HPC rispetto all'attuale mix energetico esistente nel Regno Unito. La valutazione di HPC a fronte di tali criteri fornirebbe un chiaro e significativo quadro dei suoi vantaggi ambientali.

               (95)

               Diverse parti hanno ritenuto che gli Stati membri dovrebbero essere liberi di scegliere il proprio mix energetico e fornire gli incentivi necessari senza i quali si bloccherebbe il flusso di investimenti privati efficienti e a lungo termine nella capacità di generazione a basse emissioni. La Commissione non dovrebbe avere mandato per ingerire in tali decisioni. Inoltre, gli impianti nucleari comportano una notevole quota di costi d'investimento iniziali e bassi costi d'esercizio marginali, che uniti alla non correlazione fra i costi di esercizio e i prezzi sul mercato elettrico determinano l'esistenza di un rischio che non può essere trasferito efficacemente al consumatore senza l'intervento statale.

               (96)

               Diverse parti hanno criticato il punto 337 della decisione d'avvio, in particolare in quanto non si effettuano investimenti nella costruzione di nuove centrali nucleari nel Regno Unito dalla liberalizzazione del mercato dell'energia, avvenuta 20 anni or sono. Inoltre, la ventilata possibilità che mutino le politiche governative e altri rischi di ordine politico potrebbero rendere difficile il coinvolgimento degli investitori.

               (97)

               Varie parti hanno affermato che i costi in conto capitale rappresentano circa il 75 per cento del costo dell'elettricità attualizzato, (17) a fronte del 10-15 per cento per il gas non decarbonizzato. Esse hanno anche osservato che il rapporto costi-benefici della decarbonizzazione nella loro modellizzazione comportava un livello di 50 g di CO2/kWh entro il 2030, rispetto agli attuali livelli di circa 500 g CO2/kWh, che si otterrebbero a costi inferiori soltanto se la capacità nucleare raggiungesse tassi di penetrazione significativi (ad esempio, tra gli 11 e i 18 GW). Il beneficio di un programma nucleare di vasta portata, ai valori attuali, ammonterebbe a 23 miliardi di GBP. Inoltre, un contratto a lungo termine nel settore nucleare preserverebbe l'efficienza nel dispacciamento, dando luogo a risultati significativi sia per le tecnologie rinnovabili che per quella nucleare, tenuto conto dei loro bassi costi marginali.

               (98)

               Una parte ha indicato che il mancato sostegno a una nuova tecnologia emergente come l'EPR avrebbe come conseguenza un minor interesse per tale tecnologia da parte degli investitori, sia nel Regno Unito che all'estero.

               (99)

               Una parte ha indicato che il trattato Euratom non potrebbe essere d'applicazione indipendentemente dalle attuali politiche della Commissione, poiché l'articolo 40 del trattato prevede che la Commissione pubblichi periodicamente programmi riguardanti obiettivi di produzione di energia nucleare e che gli obiettivi del trattato possono essere perseguiti soltanto conformemente con le altre disposizioni del trattato.

               (100)

               Una parte ha rilevato che prima della liberalizzazione, gli investimenti nel nucleare erano resi possibili grazie a progetti basati sulle tariffe, che eliminavano i rischi d'investimento.

               (101)

               Una parte ha dichiarato che la fonte del combustibile nucleare è varia e presenta un rating molto elevato rispetto alla sicurezza energetica.

               (102)

               Una parte ha osservato che a parte il nucleare, non esisterebbero tecnologie di base a basse emissioni comprovate che potrebbero essere impiegate per ottenere gli stessi livelli di capacità. Inoltre, tenuto conto del profilo di rischio rappresentato dalle politiche in tutta l'Unione europea, è con sempre maggior circospezione che gli investitori impegnano ingenti capitali nelle nuove realtà di elettrogenerazione. Infine, la previsione della Commissione sugli investimenti nel nuovo programma nucleare per il periodo 2027-2030 sarebbe opinabile, a causa dell'incertezza.

               (103)

               Svariate parti hanno osservato che nel Regno Unito non esisterebbe un meccanismo simile al modello della società finlandese Finnish Mankala (un investimento congiunto fra società di elettrogenerazione e industrie energivore), che consentirebbe di gestire l'asimmetria fra il rischio rappresentato dall'anticipazione dei costi in conto capitale e il prezzo istantaneo dell'elettricità a lungo termine.

               (104)

               Una parte ha rilevato che la maggior parte delle tecnologie rinnovabili sarebbero state inventate prima dell'inizio del 1900, il che rende il loro sostegno meno giustificato rispetto al sostegno al nucleare sulla base della maturità della tecnologia considerata.

               (105)

               Svariate parti hanno affermato che i reattori sarebbero operativi non prima del 2023, il che renderebbe impossibile per la centrale affrontare la sfida rappresentata dalla sicurezza degli approvvigionamenti, evidenziata dal Regno Unito a giustificazione delle misure.

               (106)

               Una parte ha dichiarato che la tecnologia nucleare non garantisce la sicurezza degli approvvigionamenti, in quanto rende la produzione di energia dipendente dalle importazioni di materiale nucleare fissile. Un'altra parte ha osservato che la dipendenza dai combustibili importati dovrebbe essere ridotta per migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti.

               (107)

               Una parte interpellata ha osservato che la politica energetica del governo britannico segue gli orientamenti politici e limita lo sviluppo delle centrali eoliche e degli impianti solari onshore.

               (108)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che la tecnologia nucleare peggiora la sicurezza degli approvvigionamenti, in quanto manca della flessibilità necessaria per equilibrare la domanda e l'offerta sulla rete, a causa di interruzioni non programmate, della riduzione dei tassi di capacità o della manutenzione ordinaria. Il nucleare sarebbe altresì associato a crisi non prevedibili che richiedono ingenti volumi di riserve, a fronte dell'energia eolica, cui la variabilità del vento è prevedibile con largo anticipo. Infine per le stesse parti interpellate il nucleare rappresenta un debole mezzo di abbattimento delle emissioni, stando alla ricerca che dimostrerebbe che il ciclo di generazione nucleare produce fra 9 e 25 volte più CO2 delle centrali a energia eolica.

               (109)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che il contributo della tecnologia nucleare alla decarbonizzazione non è sostanziale, secondo le statistiche comparative.

               (110)

               Diverse parti hanno rilevato che la misura non permetterebbe di conseguire la sicurezza energetica, in quanto non sostituirebbe con sufficiente rapidità la capacità in fase di dismissione e farebbe affidamento sulle riserve di uranio, che potrebbero esaurirsi.

               (111)

               Svariate parti interpellate hanno affermato che i sussidi porterebbero alla preclusione di altre tecnologie di produzione più innovative e meno dannose per l'ambiente, e che non sono giustificati e incompatibili con il principio «chi inquina paga». Sarebbero le generazioni future a sostenere i costi derivanti dalla misura a lungo termine.

               (112)

               Svariate parti interpellate hanno voluto sottolineare che un certo gruppo di Stati membri (in prosieguo «SM») e in particolare Germania, Austria, Irlanda, Italia e altri, sarebbe contrario all'energia nucleare e che altri SM, quali Portogallo, Danimarca, Estonia o Grecia non avrebbero centrali nucleari, pertanto non vi potrebbe essere un obiettivo comune in materia di energia nucleare.

               (113)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che una tecnologia che necessita di sussidi per 60 anni ed è esente da tutti i costi diretti e indiretti che genera, oltre a richiedere un contratto garantito per 35 anni, non può essere considerata economicamente efficiente.

               (114)

               Una parte ha sostenuto che non esiste un modo soddisfacente di affrontare il necessario smaltimento dei rifiuti radioattivi.

               (115)

               Una parte interrogata ha affermato che il Regno Unito sta favorendo eccessivamente la nuova energia nucleare, minimizzando le molte incertezze in merito allo smaltimento e fornendo certezze agli investitori.

               (116)

               Diverse parti interpellate hanno criticato le valutazioni di rischio effettuate dal Regno Unito, in quanto esso non prevedeva né contemplava la pletora di incidenti inaspettati e «al di là delle basi di progetto» verificatisi a Fukushima e altri importanti incidenti nucleari. Inoltre, esse hanno contestato l'affermazione che qualora si verificasse il peggiore, e ragionevolmente prevedibile incidente/evento accidentale nel sito HPC (incluso l'attacco terroristico), il tasso massimo di fuoriuscite dai sistemi di contenimento non supererebbe lo 0,03 per cento al giorno del materiale contenuto nel nocciolo del reattore.

               (117)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che non era chiaro se il Regno Unito avesse preso in considerazione lo sviluppo di nuove tecnologie che migliorano la flessibilità della rete elettrica (ad esempio, la determinazione dinamica dei prezzi, i contratti per carichi interrompibili o un limitatore di carico dinamico nell'industria, l'aggregazione dei servizi e l'ottimizzazione della domanda per gli usi domestici).

               (118)

               Una parte interpellata ha criticato l'importanza accordata dal Regno Unito alla produzione di elettricità del carico di base, considerata la fase di cambiamento che sta vivendo il settore energetico, che renderebbe opinabile l'affermazione che, da qui alla metà degli anni 2020, l'elettricità di base possa avere ancora la stessa rilevanza di oggi. In particolare, acquisterebbe maggiore importanza la flessibilità del sistema.

               (119)

               Diverse parti hanno osservato che HPC non sarebbe la prima centrale nel suo genere (first of a kind o «FOAK»), ma piuttosto la quinta o sesta, tenuto conto delle centrali in Finlandia e Francia, oltre alle due che sono state realizzate in Cina. Inoltre, in Finlandia e Francia reattori simili sono stati commissionati senza concedere aiuti di Stato.

               (120)

               Una parte ha affermato che l'industria dell'energia solare avrebbe la medesima capacità di consegna che si prevede possa produrre HPC in un anno, a costi paragonabili, e che le centrali eoliche offshore entro il 2020 o poco tempo dopo potrebbero avere dei costi minori rispetto al nucleare.

               (121)

               Una parte ha sostenuto che le cifre del governo britannico dimostrerebbero che il nuovo sito nucleare non era necessario, contrariamente a diversi documenti e discorsi che asserirebbero, erroneamente, che la domanda di elettricità potrebbe raddoppiare o addirittura triplicare a fronte della ricerca effettuata dallo stesso governo in merito alla domanda di elettricità sul lungo periodo e rispetto al fabbisogno previsto in termini di capacità da qui al 2025.

         3.4.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ADEGUATEZZA E L'EFFETTO DI INCENTIVAZIONE DELLE MISURE

               (122)

               Fra le risposte positive, diverse parti interpellate hanno osservato che l'energia nucleare potrebbe dare un importante contributo alla produzione di elettricità a basse emissioni di CO2 e può aiutare a diversificare il settore di produzione dell'energia elettrica. Esse osservavano altresì che pur potendo fornire la totalità del fabbisogno di ulteriore capacità per i prossimi decenni nel Regno Unito, il nucleare avrà probabilmente un ruolo centrale nel sostituire la capacità prodotta dalle centrali nucleari in fase di dismissione e soddisfare la domanda futura.

               (123)

               Diverse parti interpellate hanno affermato che senza l'intervento governativo, gli investimenti privati si incentrerebbero solo su progetti con rendimenti a breve termine, il che renderebbe impossibile la realizzazione di nuovi siti nucleari.

               (124)

               Una parte interpellata ha sostenuto che senza l'aiuto gli operatori non avrebbero stimoli a investire in nuove centrali nucleari, e che una volta completato con successo il primo progetto, il costo dei nuovi progetti sarebbe notevolmente ridotto. Essa ha aggiunto che i reattori di terza generazione non possono essere messi a confronto con le centrali esistenti, e che senza un orizzonte temporale esteso di stabilità dei prezzi sarebbe impossibile ottenere investimenti privati nel settore dell'energia nucleare.

               (125)

               Diverse parti interpellate hanno sostenuto che il programma di realizzazione delle nuove centrali nucleari nel Regno Unito avrebbe come esito un notevole beneficio in termini di occupazione, nel Regno Unito e in Europa.

               (126)

               Diverse parti interpellate hanno evidenziato che l'aiuto permetterebbe a una forza lavoro altamente specializzata e competente di mantenere il proprio livello di professionalità e sviluppare nuove tecniche, altro fattore essenziale quando si dovranno dismettere i reattori nucleari attualmente in attività. È stato anche osservato l'impatto positivo dell'aiuto sui gestori della catena di approvvigionamento.

               (127)

               Diverse parti interpellate hanno rilevato che le imprese del Regno Unito accoglierebbero certamente con favore un mix energetico diversificato, e che si esprimerebbero in particolare a sostegno dell'energia nucleare, eolica e idraulica. Il programma del Regno Unito apporterebbe maggior stabilità al contesto degli investimenti per le imprese, in particolare per quelle particolarmente energivore.

               (128)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che il meccanismo proposto, rispetto al regime dei certificati verdi attualmente utilizzato esclusivamente per le energie rinnovabili, ha il vantaggio di limitare gli eccessi di compensazione.

               (129)

               Diverse parti hanno osservato che lo Stato ha l'obbligo di incentivare le decisioni di diversificazione degli investitori, poiché i mercati liberalizzati non possono internalizzare i benefici della sicurezza degli approvvigionamenti di uno SM.

               (130)

               Una parte ha criticato l'opinione della Commissione che i CfD eliminano la maggior parte dei rischi di mercato, in quanto molti Stati membri fanno ampio ricorso alle tariffe incentivanti per sostenere le fonti rinnovabili e non sussisterebbero ragioni per cui l'energia nucleare debba ricevere un diverso trattamento.

               (131)

               Diverse parti interpellate hanno sostenuto che la tecnologia nucleare non sarebbe ecocompatibile, né rinnovabile ma una fonte di energia finita, oltre che estremamente dispendiosa, pur trattandosi di una tecnologia matura priva di effetto apprendimento.

         3.5.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA PROPORZIONALITÀ DELLE MISURE

               (132)

               Una parte ha osservato che il meccanismo del CfD attenua il rischio, pur esponendo sempre NNBG al rischio di base e impedendo l'eccesso di compensazione, perché i pagamenti sono effettuati solo quando l'RP è inferiore al prezzo di esercizio. Inoltre, il dispositivo di condivisione degli utili azionari limiterebbe l'eccesso di compensazione e NNBG non avrebbe la garanzia di conseguire un livello fisso di entrate o di utili. Infine, il CfD stabilizzerebbe i prezzi, creando un miglior contesto per gli investimenti.

               (133)

               Varie parti hanno argomentato che si dovrebbe mettere a confronto l'SP del nucleare con quello di altre tecnologie a basse emissioni e non con i costi delle centrali a gas, e considerare i futuri livelli di prezzo invece che quelli attuali.

               (134)

               Varie parti hanno osservato che il CfD concernente HPC durerà 35 anni, mentre i contratti stipulati per le fonti d'energia rinnovabile hanno una durata inferiore che generalmente non supera i 15 anni. Eppure, il ciclo di vita utile della centrale nucleare sarà di 60 anni, mentre quella degli impianti di energia rinnovabile è di 20-25 anni, da cui deriva una minore proporzione di sovvenzioni rispetto al periodo di attività. I CfD tutelerebbero il Regno Unito dall'obbligo di dover sostenere maggiori costi di costruzione.

               (135)

               Una parte ha trasmesso una valutazione dei costi a riprova del fatto che vi è un notevole margine di decremento dei costi dopo la realizzazione della prima centrale, che sarebbero ridotti a 60-75 GBP per MWh entro il 2030. Essa ha altresì aggiunto che l'SP della misura notificata rientrerebbe nella gamma suggerita dall'analisi proposta, ossia fra gli 85 e i 100 GBP per MWh.

               (136)

               Varie parti hanno suggerito che solo un numero esiguo di tecnologie, tutte incapaci di generare quantità significative di elettricità in futuro, sono attualmente considerate più convenienti.

               (137)

               Varie parti hanno osservato che quando si considera l'intero sistema dei costi delle fonti di energia rinnovabili, l'energia nucleare risulterebbe un'opzione molto più conveniente al prezzo d'esercizio notificato dal Regno Unito.

               (138)

               Una parte ha affermato che qualora una decisione della Commissione impedisse ai progetti sull'energia nucleare di ricorrere ai meccanismi del tipo CfD, ciò potrebbe avere delle ripercussioni notevoli sulla capacità della NDA di apportare una soluzione alla questione del plutonio civile nel Regno Unito, aggiungendo inoltre che l'onere dei costi di smaltimento dei rifiuti per il contribuente sarebbe minimo/remoto, grazie al governo britannico.

               (139)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che l'aiuto agli investimenti non è dedotto dall'aiuto al funzionamento.

               (140)

               Una parte interpellata ha osservato che tutti i contratti e le eventuali modifiche agli stessi che influiscano sul finanziamento, o gli accordi pratici concernenti la disattivazione, la gestione e lo smaltimento dei rifiuti e del combustibile esaurito, devono essere disponibili al pubblico e sottoposti al vaglio del parlamento. Essa ha altresì osservato che le informazioni fondamentali sulla modellazione dei costi non sono state divulgate.

               (141)

               Varie parti hanno espresso la propria preoccupazione che il Regno Unito possa concedere ulteriori aiuti a NNBG, anche sotto forma di un regime che limita la responsabilità civile degli operatori del settore nucleare. Alcune parti hanno anche considerato che le tecnologie alternative al nucleare si addosserebbero la piena responsabilità, mentre la tecnologia nucleare godrebbe di un regime di responsabilità limitata.

               (142)

               Un altro tipo di sostegno che non si è ritenuto sia stato compreso nella misura di aiuto notificata sarebbe la stima per difetto dei costi di gestione e smaltimento dei rifiuti nucleari ai sensi del Contratto di trasferimento dei rifiuti cui il Regno Unito intende vincolare i nuovi gestori dei siti nucleari. Analogamente, talune parti hanno osservato che l'asserita mancata totale considerazione dei costi di disattivazione violerebbe il principio «chi inquina paga».

               (143)

               Una parte interpellata ha espresso le proprie preoccupazioni in merito agli eventuali sovraccosti, sulla base dell'esperienza dei modelli di reattore europeo pressurizzato (European Pressurised Reactor, EPR) realizzati in Finlandia e Francia.

               (144)

               Gli attuali operatori del nucleare nel Regno Unito riceverebbero già sostegno finanziario tramite una serie di strumenti finanziari, fra cui le limitazioni della responsabilità, la sottoscrizione di soluzioni di copertura dei rischi commerciali, le sovvenzioni per abbattere i costi di smaltimento dei rifiuti nucleari e quelle di sostegno ai costi per l'antiterrorismo.

               (145)

               Svariate parti hanno osservato che l'aiuto comporterebbe il riversamento del rischio economico dell'impresa sui contribuenti e a un blocco che causerebbe un incremento dei prezzi dell'energia per i prossimi 35 anni.

               (146)

               Svariate parti hanno sostenuto che l'SP è troppo elevato e che HPC è la centrale elettronucleare più costosa mai realizzata. Le distorsioni provocherebbero ulteriori costi.

               (147)

               Una parte ha osservato che la valutazione di proporzionalità non può essere definitiva fintanto che le disposizioni sulla condivisione degli utili e sulla riapertura delle negoziazioni opex non saranno notificate nel loro complesso.

               (148)

               Una parte ha suggerito che l'SP sarebbe maggiore di quello pagato in Germania per le centrali eoliche onshore.

               (149)

               Una parte ha osservato che sarebbe legittimo ipotizzare che non ci si può ragionevolmente aspettare che i costi dell'EPR possano diminuire in modo significativo, se sono sovvenzionati, e che il reattore in esame non si qualificherebbe come tecnologia emergente.

               (150)

               Varie parti hanno affermato che diverse tecnologie emergenti da fonti rinnovabili si possono rivelare molto più interessanti di HPC dal punto di vista del rapporto costi-benefici, e che una recente relazione di Carbon Connect (18) stima che la remunerazione di EDF e di altri investitori del progetto HPC sarà ben maggiore di quella di altri progetti, con una previsione di rendimenti del capitale proprio dell'ordine di circa il 19-21 per cento, maggiore di quella attesa con progetti d'iniziativa di finanza privata. Inoltre, se si tenesse conto del costo dell'assicurazione contro tutti i rischi di disastro nucleare, l'argomento economico a sostegno dell'energia nucleare rispetto ad altre fonti a basse emissioni risulterebbe notevolmente indebolito. Infine, una recente relazione stilata dalla commissione sui conti pubblici del parlamento britannico e dall'Agenzia per lo smantellamento delle centrali nucleari indica che i costi ereditati dal passato impiego dell'energia nucleare ammonterebbero a oltre 2,5 miliardi di GBP l'anno, ovvero il 42 per cento di tutto il bilancio del ministero dell'Energia britannico.

               (151)

               Varie parti hanno sostenuto che si potesse ragionevolmente supporre un eccesso di compensazione.

               (152)

               Una parte ha calcolato che convertendo l'SP su 35 anni in un SP equivalente su 15 anni, questo corrisponderebbe a circa 117 GBP per MWh in termini reali del 2012, vale a dire un importo superiore di oltre il 20 per cento ai dati corrispondenti per la produzione eolica onshore e superiore del 10-15 per cento a quelli per la conversione della biomassa. Inoltre, si potrebbe ipotizzare che i costi dell'eolico onshore possano subire un'ulteriore diminuzione entro il 2023, in ragione dei maggiori livelli di sviluppo, rendendo tale differenza ancor più evidente.

               (153)

               Varie parti hanno osservato che i prezzi delle tecnologie alternative e di quelle rinnovabili in particolare, probabilmente subiranno una riduzione in futuro, con il conseguente relativo eccesso di compensazione del progetto HPC.

               (154)

               Una parte ha dichiarato che il Regno Unito non si sarebbe rivolto al mercato per reperire una capacità o produzione equivalente per lo stesso periodo di tempo. In Francia e Finlandia i prezzi della generazione elettronucleare si attestano sull'intervallo da 45 a 50 EUR per MWh. Stando alle relazioni degli analisti finanziari, EDF realizzerebbe un TIR fra il 25 e il 35 per cento annuo. Infine, i CfD agevolerebbero maggiormente il settore nucleare nel conseguire l'RP rispetto alle fonti di energia rinnovabile, e la combinazione fra prezzo minimo del carbonio e mercato della capacità sosterrebbe gli investimenti nel nuovo nucleare.

         3.6.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE POTENZIALI DISTORSIONI DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI FRA GLI STATI MEMBRI

               (155)

               Fra le risposte positive, varie parti hanno sostenuto che la misura non avrebbe effetti significativi sulla concorrenza o gli scambi fra gli SM, in quanto non avrebbe un impatto significativo sul benessere dei consumatori e non causerebbe l'aumento dei prezzi al dettaglio. Inoltre, NNBG sarebbe esposta alle forze e agli incentivi del mercato per concorrere sul mercato all'ingrosso dell'energia.

               (156)

               Varie parti hanno sostenuto la necessità di istituire eque condizioni di concorrenza fra tutte le tecnologie a basse emissioni di carbonio, così che i sussidi al nuovo nucleare siano coerenti con le attuali politiche di sostegno alle fonti rinnovabili. Varie parti hanno evidenziato la necessità di preservare la neutralità tecnologica, pertanto la tecnologia nucleare non dovrebbe essere discriminata.

               (157)

               Varie parti hanno osservato che le misure non dovrebbero soppiantare gli investimenti nel settore delle rinnovabili, in quanto anche queste beneficiano del sostegno dei CfD. Talune parti hanno altresì argomentato che l'aiuto, di converso, fungerebbe da catalizzatore per i nuovi investimenti nelle tecnologie di produzione dell'energia.

               (158)

               Una parte ha osservato che per HPC è prevista una capacità istallata di poco superiore ai 3 GW, mentre il mercato britannico nel suo complesso presto raggiungerà gli 80 GW. Alla luce di quanto esposto, la distorsione del mercato indotta dall'aiuto non sarebbe significativa (pari al 4 per cento).

               (159)

               Varie parti hanno osservato che le plusvalenze generate dalle alternative al nuovo nucleare non potrebbero garantire un livello di capacità sufficientemente elevata da farle ritenere opzioni praticabili. In particolare, non avendo certezza sugli utili generati dalla gestione della domanda, occorrerebbero ulteriori politiche a favore dell'efficienza energetica e l'interconnessione apporterebbe un contributo fondamentale all'uso efficiente delle risorse, ma i maggiori ostacoli da affrontare sarebbero di natura politica e regolamentare.

               (160)

               Diverse parti interpellate hanno affermato che le misure falserebbero la concorrenza, in quanto le tecnologie alternative verrebbero soppiantate e in particolare gli investimenti nelle tecnologie rinnovabili sarebbero discriminati o estromessi. Vi sarebbero inoltre distorsioni negli scambi nel mercato interno, poiché gli importatori non potrebbero concorrere con i prezzi sovvenzionati dell'energia nucleare, che causerebbero eccedenze artificiose in altri SM.

               (161)

               Una parte interpellata ha evidenziato che l'aiuto falserebbe la concorrenza fra le centrali nucleari esistenti e le nuove centrali nucleari, in quanto a queste ultime sono riconosciuti aiuti al funzionamento che le prime non ricevono. Un'altra parte ha rilevato la necessità di preservare la neutralità tecnologica, pertanto la tecnologia nucleare non dovrebbe essere discriminata.

               (162)

               Una parte ha osservato che i sussidi al nucleare probabilmente provocherebbero una contrazione della quota di mercato disponibile per le tecnologie rinnovabili e renderebbero ancora più difficile la realizzazione di nuove capacità di generazione con fonti rinnovabili nell'UE.

               (163)

               Una parte ha criticato lo studio specializzato del Prof Green e del Dr. Staffell, in particolare perché la metodologia utilizzata sarebbe inadeguata per effettuare analisi del benessere o valutazioni sulle distorsioni; le loro ipotesi sarebbero inappropriate a fronte delle inefficienze rilevate nel mercato finanziario; l'ipotesi della natura esogena del WACC non avrebbe fondamento e lo studio ignorerebbe l'effetto apprendimento, le esternalità del carbonio, la diversità degli approvvigionamenti e il potere di mercato.

               (164)

               Una parte ha osservato che l'aiuto aumenterebbe ulteriormente il divario fra la totalità dei costi di altre tecnologie energetiche e la tecnologia nucleare con ripercussioni negative sui consumatori e sul carico fiscale. Inoltre, EDF conquisterebbe una posizione dominante nel mercato dell'energia britannico, in particolare se fosse concessa un'estensione nella vita economica delle centrali nucleari esistenti.

               (165)

               Una parte ha asserito che il pagamento dei conguagli dei CfD sulla base della produzione conteggiata potrebbe falsare il mercato, in quanto i produttori potrebbero anche decidere di vendere l'elettricità a un prezzo negativo, potendo far conto sul CfD per recuperare le entrate.

               (166)

               Una parte ha affermato che la portata dell'aiuto minerebbe gli investimenti nei futuri interconnnettori, inclusi gli interconnettori fra Scozia e Islanda (elettricità prodotta da energia geotermica) e fra l'Inghilterra e i Paesi nordici (elettricità prodotta da energia geotermica, eolica e maremotrice).

         3.7.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA GARANZIA DI CREDITO

               (167)

               Diverse parti interpellate hanno osservato che l'eccesso di compensazione non può essere escluso, poiché il pacchetto di aiuti include una garanzia di credito accessoria al CfD.

         3.8.   ALTRE OSSERVAZIONI PERVENUTE

               (168)

               Diverse parti interpellate hanno riferito di livelli elevati di radiazioni rilevati nei maiali selvatici nel marzo 2013, 27 anni dopo l'incidente di Chernobyl. Diverse parti interpellate hanno chiesto che si tenesse una seconda consultazione, al termine della misura notificata.

               (169)

               Diverse parti interpellate hanno messo in evidenza che nel periodo pre-elettorale il governo britannico avrebbe promesso di non concedere sostegno pubblico all'industria nucleare.

               (170)

               Una parte ha osservato che il Regno Unito avrebbe continuato basarsi su ciò che definisce il completamento positivo dei processi inerenti la nuova costruzione, ma avrebbe ignorato le notevoli incertezze relative all'ubicazione, alla costruzione e al funzionamento di un impianto di stoccaggio geologico ai fini della progettazione e della determinazione dei costi. Essa criticava inoltre le attuali proposte britanniche sulla gestione e lo smaltimento dei rifiuti nucleari.

         4.   OSSERVAZIONI PERVENUTE DAL REGNO UNITO

               (171)

               Il Regno Unito ha trasmesso le proprie osservazioni sulla decisione d'avvio in data 31 gennaio 2014. La replica del Regno Unito includeva diverse analisi, incluse le seguenti:

                           a.

                           il lavoro di modellizzazione effettuato dal DECC e l'analisi degli scenari controfattuali;

                           b.

                           una relazione di Oxera sui fallimenti del mercato, la proporzionalità e le potenziali distorsioni della concorrenza;

                           c.

                           uno studio della società Pöyry sulle potenziali distorsioni del mercato interno e sulle alternative al nuovo nucleare;

                           d.

                           una relazione della società Redpoint sull'evoluzione del settore dell'elettricità nel Regno Unito;

                           e.

                           una descrizione del processo di acquisizione e controllo dei costi, curata dalle società KPMG e LeighFisher;

                           f.

                           una relazione di KPMG sulle potenziali distorsioni della concorrenza;

                           g.

                           un'analisi comparativa sul tasso di rendimento.

               (172)

               Nella sua replica, il Regno Unito ribadisce il larga misura la posizione assunta in sede di notifica. In particolare, il nuovo nucleare costituirebbe una parte importante del mix energetico del Regno Unito, in quanto contribuirebbe a conseguire, a costi sostenibili, un approvvigionamento elettrico decarbonizzato, sicuro e diversificato.

               (173)

               Le argomentazioni del Regno Unito saranno illustrate di seguito nel dettaglio.

         4.1.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ESISTENZA DI AIUTI DI STATO E SIEG

               (174)

               Il Regno Unito ha dichiarato che la misura notificata non costituisce aiuto secondo i criteri della sentenza Altmark, per quanto attiene al CfD, e secondo la Notifica di garanzia (19) per quanto concerne la garanzia. In alternativa, il Regno Unito ha ribadito la sua posizione secondo cui l'aiuto sarebbe compatibile ai sensi della disciplina SIEG. (20) In subordine, esso sarebbe compatibile ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE.

               (175)

               Per quanto concerne la prima condizione della sentenza Altmark, cioè l'esistenza di un servizio di interesse economico generale («SIEG»), le autorità britanniche affermano che la costruzione di HPC secondo un programma determinato e il suo esercizio nel quadro del CfD costituiscono un SIEG ai fini del perseguimento degli obiettivi di interesse generale del governo britannico.

               (176)

               Le autorità britanniche chiariscono la definizione di SIEG. Il SIEG consisterebbe nel garantire che l'investimento nella capacità di generazione del nuovo nucleare sia realizzato entro un periodo di tempo specifico. Nessun investitore privato che operi alle condizioni del mercato investirebbe in una nuova centrale nucleare nei tempi indicati nel CfD. A detta delle autorità britanniche vi sono sostanziali fallimenti del mercato relativamente alla costruzione di nuovi impianti nucleari che giustificano la costituzione del SIEG.

               (177)

               Stando alle autorità britanniche, la direttiva Elettricità (21) riconosce che gli obblighi relativi al servizio pubblico di cui all'articolo 3, paragrafo 2, possono contemplare l'esigenza di attuare una programmazione a lungo termine per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Non vi sarebbe ragione di limitare tale base agli obblighi di servizio pubblico per quanto concerne la fornitura di capacità di generazione di riserva. Il sito HPC contribuirebbe alla programmazione britannica volta a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento a lungo termine, fornendo una significativa capacità di generazione a lungo termine, come disposto dall'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva Elettricità, segnatamente per il periodo di 35 anni durante i quali sarebbero corrisposti i conguagli previsti dal CfD. Il fatto che la messa in attività di HPC possa non essere abbastanza tempestiva da affrontare eventuali cali di capacità prima del 2020 non sarebbe determinante se si raffrontano gli orientamenti a lungo e breve termine, a fronte dell'obiettivo di interesse generale. L'eventualità che il Regno Unito possa dover affrontare limitazioni della capacità prima della messa in attività di HPC non pregiudicherebbe le motivazioni che stanno alla base del progetto. Inoltre, in mancanza di ulteriori interventi, Il Regno Unito si troverebbe a dover continuamente fronteggiare limitazioni della capacità per tutto il decennio 2020 e oltre, con l'esigenza di dover ridefinire un mix energetico a fronte di tali continue criticità.

               (178)

               Con il suo apporto significativo verso il conseguimento da parte del Regno Unito della sicurezza degli approvvigionamenti a lungo termine tramite la produzione di elettricità a basse emissioni di CO2, l'investimento nella nuova capacità di generazione elettronucleare (da consegnare e gestire entro un periodo di tempo determinato) e il suo esercizio nel quadro del CfD è volto a perseguire un interesse generale o pubblico che si può configurare come un SIEG. Secondo il governo britannico, imprese operanti alle normali condizioni di mercato non realizzerebbero una nuova struttura di generazione del carico di base e nello specifico nuovi progetti nucleari entro termini sufficienti a soddisfare gli obiettivi di interesse generale del Regno Unito.

               (179)

               Le autorità britanniche hanno sostenuto che occorre considerare il CfD come lo strumento per imporre specifici obblighi di servizio pubblico a NNBG. La definizione precisa e la natura vincolante dell'obbligo di servizio pubblico nell'ambito della disciplina SIEG deriva dalla combinazione di clausole rigide (concepite per garantire che NNBG rispetti il programma temporale previsto) e una condizione che lascerà NNBG, una volta avviata la costruzione, «senza via d'uscita» alla luce degli enormi costi non recuperabili già sostenuti.

               (180)

               Per quanto concerne la seconda condizione della sentenza Altmark, le autorità britanniche affermano che i parametri per il calcolo dell'RP e gli eventuali adeguamenti all'SP sono stati concordati in linea di principio e saranno definiti nel CfD in modo trasparente e oggettivo prima dell'entrata in vigore del contratto.

               (181)

               Per quanto concerne la terza condizione della sentenza Altmark, le autorità britanniche sostengono che dalla giurisprudenza risulta che in considerazione dell'ampio margine di potere discrezionale che hanno gli Stati membri quanto alla definizione di ciò che essi considerano una missione SIEG e delle condizioni della sua attuazione, la definizione di necessità e proporzionalità della compensazione ai fini del soddisfacimento della terza condizione della sentenza Altmark può essere messa in discussione dalla Commissione solo in caso di errore manifesto (22). Le autorità britanniche ritengono che la misura sia proporzionata e che il meccanismo del CfD riduca automaticamente al minimo il livello di sostegno statale, perché non viene corrisposto il conguaglio se non quando l'RP del mercato è minore dell'SP e viceversa, si procede a un rimborso quando l'RP del mercato è maggiore dell'SP. Il CfD conterrà una serie di salvaguardie contro l'eccesso di compensazione.

               (182)

               Con riferimento alla quarta condizione della sentenza Altmark, le autorità britanniche ritengono che questo criterio sia volto a garantire che la compensazione concessa per l'erogazione di un SIEG corrisponda a ciò che sarebbe il normale corrispettivo di mercato per tale servizio. Nel caso in esame, la mancanza di un parametro adeguato di raffronto non dovrebbe causare l'inapplicabilità della quarta condizione Altmark. La Commissione dovrebbe valutare l'esistenza di un vantaggio con riferimento agli elementi oggettivi e verificabili che sono disponibili per il caso in questione. Le autorità britanniche ritengono che il lavoro di acquisizione e controllo dei costi effettuato da consulenti esterni per appurare che le stime dei costi sostenuti da NNBG nell'erogazione del SIEG sia ragionevole e dovrebbe essere sufficiente per soddisfare la quarta condizione della sentenza Altmark.

               (183)

               Per quanto attiene alla garanzia di credito, le autorità britanniche sono dell'avviso che questa non conferirà un vantaggio a un'impresa, in quanto sarà proposta a condizioni commerciali, conformemente con il principio dell'investitore operante in un'economia di mercato («MEIP»). Il governo britannico ritiene che la garanzia di credito e le condizioni del CfD abbiano obiettivi diversi. Il CfD avrebbe lo scopo di fornire un accordo contrattuale a lungo termine volto a ridurre l'incertezza dei prezzi sul mercato all'ingrosso, determinata dalle prestazioni dell'attivo sottostante. La garanzia di credito, così come le garanzie di credito commerciale costituite presso istituti di assicurazione finanziaria, agevolerebbe ulteriormente l'accesso ai mercati dei capitali di debito a lungo termine. La determinazione del prezzo e l'approvazione della garanzia di credito dipendono in misura decisiva dal rischio insito nel progetto sottostante nel suo complesso, incluse le condizioni del CfD. Tuttavia, non sarebbe vero il contrario: la presenza di una garanzia ridistribuisce il profilo di rischio fra coloro che investono in titoli di debito e il garante, invece di alterare il profilo di rischio del progetto. Il governo britannico non ritiene che la società di progetto riceverebbe sostegno supplementare combinando un CfD con una garanzia di credito.

               (184)

               Per quanto concerne l'accordo con il ministero sulla compensazione in caso di chiusura della centrale per motivi politici, il Regno Unito sostiene che tutti i CfD includeranno una disposizione sulla compensazione agli investitori in caso di «evento di chiusura ammesso», ad esempio una modifica legislativa che determinasse la chiusura permanente di tutta la struttura (a seconda della tecnologia) o il diniego da parte del governo britannico alla ripresa delle attività dell'impianto dopo un determinato periodo di chiusura. Questo strumento, stipulato direttamente fra il ministero e gli investitori di NNBG è invece un accordo aggiuntivo separato, che funge da meccanismo di protezione (backstop) rispetto alle disposizioni in materia di evento di chiusura ammesso. Se a seguito di chiusura della centrali per motivi politici l'ente controparte non dovesse adempiere ai suoi obblighi di indennizzo da versare agli investitori di NNBG, il ministero si farà carico di corrispondere loro gli importi concordati. L'accordo non prevede ulteriori indennizzi per NNBG o i suoi finanziatori.

               (185)

               Le autorità britanniche affermano altresì che l'accordo è stato necessario, in quanto l'energia nucleare è particolarmente a rischio di chiusura per ragioni politiche.

               (186)

               Le autorità britanniche sostengono che non è loro intenzione dar accompagnare ogni CfD da un accordo con il ministero: questo aspetto andrebbe considerato caso per caso, per ciascun progetto. Tuttavia, a detta delle autorità britanniche è possibile che le motivazioni per un accordo diretto possano essere applicabili ad altri progetti, anche per tecnologie diverse, e nello specifico ove si tratti di progetti particolarmente grandi e controversi, e/o per cui sono state previste disposizioni simili per la disattivazione.

               (187)

               Secondo le autorità britanniche, le compensazioni sarebbero intese, in effetti, a ricollocare gli investitori di NNBG nella loro posizione iniziale e non dovrebbero essere considerate aiuti di Stato.

               (188)

               Le autorità britanniche dichiarano inoltre che ove la misura dovesse comportare aiuti di Stato, essa sarebbe compatibile con il mercato interno ai sensi della disciplina SIEG.

               (189)

               L'investimento nella nuova capacità di generazione della centrale nucleare (da consegnare e gestire entro un periodo di tempo determinato e il suo esercizio conformemente al contratto d'investimento a fronte di un periodo di conguaglio di 35 anni costituisce un SIEG. Inoltre, le disposizioni del CfD sono corredate degli elementi necessari al conferimento di un mandato e definiscono gli obblighi di servizio pubblico pertinenti e i livelli di compensazione.

               (190)

               Poiché la durata del mandato (corrispondente ai 35 anni in cui vengono effettuati i conguagli) è più breve del periodo di ammortamento di HPC, pari a 60 anni, la durata del mandato sarebbe giustificata, tenuto conto del SIEG in questione.

               (191)

               Per quanto concerne i requisiti in materia di appalti pubblici, il governo del Regno Unito afferma che la Commissione dovrebbe partire dal presupposto della regolarità del processo di selezione e negoziazione, a meno che l'indagine non dimostri che il processo sia stato falsato. Il Regno Unito ritiene che le disposizioni sulle procedure di appalto ai sensi della direttiva 2004/17/CE (23) del Parlamento europeo e del Consiglio o della direttiva 2004/18/CE (24) del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alle procedure di aggiudicazione degli appalti pubblici di lavori, di forniture e di servizi non sarebbero applicabili alla misura in parola, in quanto questa non comporta aggiudicazione di forniture, lavori o servizi a favore del governo britannico o altro ente statale ai sensi delle succitate direttive. Per le medesime ragioni, il governo britannico ritiene che l'articolo 8 della direttiva Elettricità non sia applicabile alla misura notificata. Ciononostante, le autorità britanniche affermano che per individuare investitori adeguati nel quadro del programma di Riforma del mercato dell'elettricità (EMR), la procedura seguita finora dal governo britannico si è basata su un quadro chiaro, trasparente e non discriminatorio, equiparabile a una procedura di gara d'appalto in termini di trasparenza e non discriminazione. Inoltre, le condizioni dettagliate di un contratto come quello concernente HPC dovrebbero essere negoziate singolarmente per riflettere le caratteristiche dello specifico investimento.

               (192)

               Per quanto concerne la discriminazione, qualora il governo britannico dovesse affidare lo stesso SIEG per la nuova capacità di generazione elettronucleare a un'altra impresa, esso si accerterebbe che venga seguita la stessa metodologia per il calcolo dell'RP e dell'SP. Tuttavia, le condizioni precise di ciascun contratto d'investimento possono variare, in virtù delle caratteristiche uniche del prodotto. Eppure, tali eventuali variazioni sarebbero oggettivamente motivate e non costituirebbero una discriminazione.

               (193)

               Per quanto concerne i requisiti in merito alla compensazione, le autorità britanniche sostengono che l'SP è stato calcolato sulla base della proiezione dei costi di costruzione e d'esercizio di NNBG, incluso un ragionevole profitto non garantito, corredata di e confermata da una revisione indipendente dei costi di NNBG.

               (194)

               Le autorità britanniche ritengono che non sarebbero necessarie ulteriori prescrizioni riguardo alla misura, in quanto essa non rientra nel novero di nessuno dei casi contemplati dalla disciplina SIEG e non sussisterebbero altre ragioni per concludere che la misura possa comportare gravi distorsioni della concorrenza nel mercato interno, o che possa a incidere tal punto sugli scambi tra Stati membri. Servizi di questo tipo non verrebbero forniti in concorrenza con il SIEG, né è previsto che il settore privato li fornirà in un prossimo futuro. La Commissione avrebbe riconosciuto in una sua precedente decisione che il sostegno pubblico a favore del settore dell'elettricità in un paese geograficamente isolato (l'Irlanda), con interconnessione limitata con altre reti, ha un'incidenza limitata sugli scambi e non è contrario agli interessi dell'Unione europea (25). Lo stesso dovrebbe valere per il settore dell'elettricità nel Regno Unito.

               (195)

               Ulteriori commenti nella memoria delle autorità britanniche:

                           i)

                           le autorità britanniche chiariscono in svariate parti della memoria che lo scopo della misura è quello di incentivare o sbloccare gli investimenti a favore della generazione di energia a basse emissioni di CO2, in particolare delle nuove centrali nucleari.

                           ii)

                           Il CfD di HPC è stato concepito per affrontare e superare nel modo più efficiente possibile gli ostacoli al progetto, fra cui talune tutele a fronte di determinati rischi, soprattutto quelli relativi all'incertezza dei prezzi dell'elettricità in futuro.

                           iii)

                           Vi sono molti fattori per cui NNBG potrebbe sostenere costi più elevati di quanto previsto o avere entrate inferiori alle attese (ad esempio, se non consegue i livelli di generazione programmati o se i prezzi realizzati per la vendita dell'elettricità sono inferiori a quelli dei PR di mercato).

                           iv)

                           NNBG avrà facoltà di vendere l'elettricità prodotta, sul mercato spot o sulla base di un contratto. NNBG non ha l'obbligo di vendere unicamente sul mercato spot.

         4.2.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SUGLI OBIETTIVI D'INTERESSE COMUNE

               (196)

               Il Regno Unito afferma di perseguire gli obiettivi comuni dell'UE di decarbonizzazione, sicurezza degli approvvigionamenti e diversità degli approvvigionamenti ai minori costi e che, come altri Stati membri, affronta il difficile compito di conseguirli.

               (197)

               Il Regno Unito rileva che per quanto siano importanti e vengano perseguiti l'efficienza energetica, la gestione della domanda, l'interconnessione e un miglior funzionamento dei mercati di bilanciamento, questi aspetti non bastano, da soli, a conseguire i citati obiettivi. Al contempo, il Regno Unito afferma che la scelta del mix energetico è di competenza degli Stati membri e di aver determinato di inserire il nucleare nel suo mix energetico.

               (198)

               Il nucleare potrà contribuire a conseguire la decarbonizzazione, essendo una tecnologia a basse emissioni di CO2, e la valutazione del Regno Unito dimostrerebbe che si tratta di un elemento fra i più interessanti, in termini di rapporto costi-benefici, del percorso verso la decarbonizzazione, insieme con le fonti di energia rinnovabili e le centrali di generazione con tecnologia CCS (cattura, trasporto e stoccaggio di CO2).

               (199)

               Affidarsi unicamente ad altre tecnologie sarebbe rischioso. In particolare, il Regno Unito stima che senza il ricorso al nucleare, oltre alla capacità esistente o attualmente programmata il suo fabbisogno sarebbe di 14 GW di energia eolica onshore, o di 11 GW di energia offshore o di 5 GW prodotti dalle centrali CCGT (26) in più per soddisfare la domanda nello stesso lasso di tempo.

               (200)

               Il Regno Unito ritiene altresì che occorra un mix energetico diversificato per ottenere un sistema elettrico affidabile ed equilibrato.

               (201)

               Infine, il Regno Unito dichiara che la sua politica in materia di energia nucleare è coerente con il perseguimento di un obiettivo d'interesse comune ai sensi del trattato Euratom.

         4.3.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SUI FALLIMENTI DEL MERCATO E LA NECESSITÀ DELL'INTERVENTO STATALE

               (202)

               A detta del Regno Unito, vi è una combinazione di fallimenti del mercato che influisce sulla produzione di elettricità, quella a basse emissioni nello specifico, e la generazione delle nuove centrali nucleari in particolare.

               (203)

               In particolare, a detta del Regno Unito i seguenti fallimenti del mercato sarebbero caratteristici dei mercati elettrici in generale:

                           a.

                           esternalità residua del carbonio. Le attuali politiche (incluso il Sistema di scambio di quote d'emissione, Emission Trading Scheme, ETS, in ragione del basso prezzo della quota di emissioni di CO2) non fornirebbero sufficiente certezza a lungo termine o segnali sufficientemente forti riguardo ai prezzi da consentire di internalizzare completamente le esternalità negative tipiche della produzione di elettricità (cioè la simultanea produzione di emissioni di CO2), rendendo pertanto difficile agevolare nuovi investimenti nel nucleare;

                           b.

                           le esternalità positive che fanno abbassare il livello di sicurezza e di approvvigionamenti da parte del mercato. La disponibilità di elettricità avrebbe natura di bene pubblico, con la conseguenza di indurre alla formazione di prezzi che non rifletterebbero correttamente la scarsità del bene e, in ultima analisi, farebbero «perdere denaro», determinando livelli più bassi di produzione e minore sicurezza degli approvvigionamenti. Ciò, perché le decisioni degli investitori privati nella produzione di elettricità non tengono conto né dei costi sociali delle eventuali interruzioni, né dell'impatto della produzione disponibile sulla rete e su altri utenti della rete; di conseguenza, i rischi e i benefici delle singole tecnologie non sarebbero allineati con le condizioni ottimali dal punto di vista sociale, il che tenderebbe a favorire il gas e a penalizzare tutte le altre tecnologie, causando in ultima analisi una minore diversità di approvvigionamenti;

                           c.

                           incentivi insufficienti per conseguire i benefici di apprendimento dello sviluppo di tecnologie nuove e immature. Ciò avrebbe come conseguenza un minor afflusso di investimenti nelle FOAK e nelle nuove tecnologie; e

                           d.

                           i fallimenti dei mercati finanziari che riducono la disponibilità di finanziamento per i progetti infrastrutturali nel settore dell'energia. Non vi sarebbero finanze di progetto disponibili per la generazione elettronucleare, in quanto i mercati di trasferimento del rischio sarebbero incompleti e non esisterebbero strumenti di copertura di tali rischi. I contratti di fornitura elettrica a lungo termine avrebbero un orizzonte temporale più breve rispetto ai livelli di investimento, mentre la volatilità dei prezzi sarebbe molto elevata e le previsioni dei prezzi a lungo termine contraddistinte da un notevole grado di incertezza.

               (204)

               Il Regno Unito afferma inoltre che taluni altri fallimenti del mercato sono particolarmente presenti nel settore nucleare e rappresentano ulteriori ostacoli agli investimenti in questa tecnologia:

                           e.

                           l'esposizione al rischio politico; e

                           f.

                           un'esposizione senza copertura al rischio legato al prezzo dell'elettricità, che sarebbe una forma più marcata del più generale fallimento del mercato illustrato alla lettera d), in ragione dei livelli elevatissimi di investimenti richiesti per la generazione di energia nucleare.

               (205)

               Il Regno Unito osserva che tali fallimenti del mercato non sono puramente teorici, come proverebbe il fatto che nel Regno Unito non si effettuano investimenti in nuove centrali nucleari dalla liberalizzazione del mercato.

               (206)

               Il Regno Unito sostiene che il lavoro di modellizzazione citato dalla decisione di avvio, e in particolare le previsioni di Redpoint e del ministero britannico dell'Energia e del cambiamento climatico (Department for Energy e Climate Change, in prosieguo «DECC»), che indicavano il 2027 o il 2030 quali date di entrata in esercizio del nuovo nucleare, non sono affidabili.

               (207)

               Il Regno Unito ha aggiornato la propria modellizzazione con dati più recenti, che indicherebbero come prima data di avvio della fase commerciale del nuovo nucleare il 2032 ed eventualmente anche il 2050. Il Regno Unito ha sottolineato che la modellizzazione necessariamente semplifica la realtà e non può tener conto di tutti i rischi e le incertezze che devono affrontare gli investitori nel mondo reale.

               (208)

               Il Regno Unito conclude affermando che affidarsi alle sole forze di mercato significherebbe correre il rischio di far slittare di diversi anni il contributo del nuovo nucleare al conseguimento degli obiettivi del Regno Unito, con costi potenzialmente elevati. Rinvii anche brevi di tre o quattro anni comporterebbero una perdita in termini di benessere nazionale che il Regno Unito stima fino a 30 miliardi di GBP.

               (209)

               Infine, il Regno Unito contesta l'affermazione che altri progetti in mercati analoghi sarebbero sviluppati senza un certo livello di intervento o sostegno statale.

         4.4.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ADEGUATEZZA E L'EFFETTO DI INCENTIVAZIONE DELLE MISURE

               (210)

               Nella sua replica alla decisione di avvio, Il Regno Unito ribadisce la propria posizione: il CfD è lo strumento più appropriato per effettuare degli investimenti nella generazione di energia e basse emissioni di CO2, e nel nuovo nucleare in particolare.

               (211)

               Il CfD eliminerebbe l'impossibilità di ripartire efficacemente o trasferire il rischio di volatilità dei prezzi, per l'incompletezza dei mercati di trasferimento del rischio e la mancanza di adeguati strumenti di hedging basati sul mercato. I CfD attenuerebbero il rischio della volatilità dei prezzi all'ingrosso senza copertura, riducendo l'incertezza sul prezzo di vendita che riceverebbe NNBG per l'elettricità prodotta. In tal modo, il CfD dà la certezza che si realizzerà un livello accettabile di rendimento dopo l'investimento.

               (212)

               Il Regno Unito osserva che il CfD porrebbe rimedio ai fallimenti del mercato evidenziati comportando minori costi per i consumatori rispetto a meccanismi alternativi, come un normale premio di incentivazione, in quanto ottimizza i livelli di prezzo, riducendo quindi il sostegno statale nel momento in cui i prezzi all'ingrosso sono più alti di quello di esercizio. Un regime con un premio d'incentivazione fisso corrisponderebbe lo stesso importo per ciascuna unità di elettricità, a prescindere dal livello di prezzo all'ingrosso, mentre i CfD attenuerebbero il rischio di eccesso di compensazione in caso di scenari di prezzi all'ingrosso elevati.

               (213)

               Il Regno Unito evidenzia anche il fatto che il CfD sarebbe uno strumento basato sul mercato, dato che prevede che il beneficiario venda sul mercato all'ingrosso al prezzo prevalente. Esso pertanto preserverebbe gli incentivi commerciali di NNBG a vendere l'elettricità prodotta seguendo il normale funzionamento del mercato. In particolare, se NNBG dovesse discostarsi dall'RP, ad esempio vendendo l'elettricità a un prezzo inferiore all'RP, ridurrebbe le sue entrate, in quanto il conguaglio sarebbe calcolato sulla base dell'RP. I beneficiari sarebbero sempre esposti a un certo grado di pressione concorrenziale da parte di altri operatori sul mercato.

               (214)

               Il governo britannico ribadisce altresì la sua posizione sul fatto che la combinazione di CfD e garanzia di credito sia lo strumento adeguato.

               (215)

               A detta del Regno Unito, una garanzia di credito di per sé non ridurrebbe l'incertezza degli investitori sui futuri prezzi all'ingrosso, che secondo le autorità britanniche richiederebbe livelli di sostegno maggiori, con conseguenti ulteriori costi per i consumatori. La garanzia di credito sarebbe volta a superare le difficoltà di raccogliere credito sul mercato dei capitali nella ingente misura necessaria per investire nel nuovo nucleare.

               (216)

               La garanzia di credito non costituirebbe per gli azionisti un'ulteriore protezione contro i rischi di progetto rispetto a ciò che potrebbe probabilmente offrire il mercato, e pertanto non affronta l'esigenza di reperire investitori, i quali non sarebbero disposti a impegnare ingenti somme di danaro, sotto forma di capitale proprio e di capitale contingente, senza la certezza delle entrate garantita da un CfD.

               (217)

               Infine, il Regno Unito ha osservato che il progetto HPC è stato l'unico progetto nucleare nel Regno Unito giunto a un'adeguata fase di discussione, di conseguenza sarebbe stato difficile attuare una vera e propria procedura di gara.

         4.5.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA PROPORZIONALITÀ DELLE MISURE

               (218)

               Nella sua risposta, il Regno Unito ha ribadito la propria posizione, secondo cui l'SP era stato fissato al livello più basso possibile per incentivare gli investimenti richiesti, sulla base di un rigoroso processo di acquisizione e controllo dei costi, di una valutazione del livello di remunerazione ragionevolmente atteso dagli investitori del progetto HPC e di una delicata fase negoziale con EDF.

               (219)

               Il Regno Unito ha sostenuto che il CfD prevede che gli investitori del progetto HPC assumano rischi notevoli, in particolare quelli dei costi di costruzione, ma anche i rischi d'esercizio e quelli legati alla disponibilità dei volumi. Gli investitori si accollerebbero eventuali sovraccosti e ritardi nella costruzione, in quanto la fase di remunerazione del CfD sarà avviata solo al momento della vendita dell'elettricità, cioè quando la centrale sarà operativa. Qualora NNBG non dovesse costruire la centrale entro il periodo limite predeterminato di messa in attività, correrebbe anche il rischio di abbreviare la durata del CfD, calcolata a partire da quella data. Se la costruzione non venisse completata entro la data limite di scadenza, il Regno Unito avrebbe la facoltà di risolvere unilateralmente il CfD.

               (220)

               Inoltre, la garanzia di credito comporterebbe per gli investitori un ulteriore significativo apporto di capitali al progetto e la copertura dei sovraccosti, lasciando il capitale scoperto dalla garanzia contro tali rischi.

               (221)

               Il livello dell'SP sarebbe stato calcolato con riferimento ai costi di progetto previsti da NNBG, tenendo conto di un ragionevole margine di profitto. Tuttavia, il Regno Unito afferma che i costi potrebbero essere maggiori, o le entrate minori rispetto alle previsioni, il che esporrebbe NNBG a rischi sul margine di profitto.

               (222)

               Il Regno Unito osserva che il CfD tutela contro l'eccesso di compensazione, dato che quando i prezzi sul mercato all'ingrosso saranno maggiori dell'SP i produttori corrisponderanno un pagamento ai fornitori. Esso evidenzia anche le altre protezioni dai rischi di eccesso di compensazione, nella forma di un meccanismo di condivisione degli utili di costruzione e azionari, che garantirebbe, in caso di eventuali plusvalenze per NNBG, la loro condivisione con i fornitori e, in ultima analisi con gli utenti, lasciando al contempo incentivi sufficienti a NNBG per voler realizzare tali plusvalenze. Tuttavia, eventuali scenari sfavorevoli sarebbero totalmente a carico di NNBG.

               (223)

               Il Regno Unito sostiene che i futuri adeguamenti dell'SP, come quelli a seguito di una QCIL e della riapertura delle negoziazioni opex, si applicherebbe soltanto in talune circostanze limitate e predeterminate e concernerebbero solo alcuni costi limitati. La riapertura delle negoziazioni opex fungerebbe anche da freno agli eccessi di compensazione, poiché in caso di costi inferiori alle stime, l'SP sarebbe rettificato al ribasso.

               (224)

               Il Regno Unito ribadisce che la garanzia verrà fornita a condizioni commerciali, pertanto non comporterebbe aiuti di Stato.

         4.6.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE POTENZIALI DISTORSIONI DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI FRA GLI STATI MEMBRI

               (225)

               Il Regno Unito ha dichiarato che il CfD non ha un effetto significativo sulla concorrenza e gli scambi fra SM, fornendo a sostegno di quanto affermato le relazioni di KPMG, Oxera e Pöyry.

               (226)

               Lo strumento del CfD ridurrebbe al minimo eventuali distorsioni della concorrenza fra i produttori, mantenendo l'esposizione di NNBG alle forze di mercato nonché gli stimoli a concorrere sul mercato all'ingrosso dell'energia. NNBG non avrà la certezza di conseguire l'RP e dovrà vendere la propria produzione in concorrenza per ottenere il miglior prezzo possibile, affrontando gli stessi incentivi degli altri operatori del mercato.

               (227)

               Il Regno Unito ha affermato che il CfD non produce nessuna distorsione significativa della concorrenza, in quanto NNBG o EDF non potrebbero avere lo stimolo, né la capacità di attuare una strategia volta a influenzare l'RP sul quale vengono calcolati i conguagli. Qualora NNBG dovesse tentare di ridurre strategicamente l'RP, si discosterebbe dalla sua strategia di minimizzazione dei rischi, vale a dire cercare di realizzare l'RP. Il Regno Unito si chiede altresì se l'eventuale attuazione di una tale strategia apporterebbe a NNBG dei benefici sul mercato a monte, o a NNBG o EDF sui mercati al dettaglio a valle. Il Regno Unito ha ricordato che i regolatori britannici e i regimi di regolamentazione a livello dell'UE impedirebbero altresì a NNBG di agire in modo strategico e di influenzare l'RP.

               (228)

               Il CfD inoltre non ridurrebbe il benessere del consumatore né causerebbe l'aumento dei prezzi al dettaglio; in realtà, stabilizzando i prezzi all'ingrosso, esso renderebbe meno probabile che il fornitore possa trasferire i soli aumenti di costo.

               (229)

               Il Regno Unito ha riaffermato il suo impegno nell'interconnessione e precisato che il CfD non avrebbe ripercussioni significative sui flussi dell'interconnettore e gli incentivi a investire nell'interconnessione, in quanto questi settori saranno influenzati dai prezzi differenziati fra il Regno Unito e gli altri mercati.

               (230)

               L'analisi Pöyry indicherebbe che HPC influirà in modo limitato sui prezzi differenziati fra il Regno Unito e i mercati limitrofi, oggi connessi con il Regno Unito tramite interconnettori, di conseguenza il progetto non creerebbe distorsioni negli scambi fra SM.

               (231)

               Il Regno Unito ha inoltre ritenuto che il lieve calo dei prezzi al dettaglio che potrebbe causare la realizzazione di HPC non modificherebbe in modo sostanziale gli incentivi per l'efficienza energetica, e che l'eventuale risparmio energetico consentito da alternative al nuovo nucleare, come la gestione della domanda o l'efficienza energetica, non sarebbe abbastanza consistente da essere considerato un'opzione realistica.

         5.   OSSERVAZIONI PERVENUTE DA PARTE DI EDF

               (232)

               EDF, insieme con EDF SA e NNBG ha presentato le proprie osservazioni il 7 aprile 2014. Nella sua risposta, EDF ha fornito altri sostanziali elementi probatori e un'analisi a sostegno della sua argomentazione sull'infondatezza dei dubbi sollevati dalla Commissione nella sua decisione di avvio.

               (233)

               L'argomento principale avanzato da EDF sarà brevemente illustrato di seguito, anch'esso raggruppato secondo i principi della valutazione degli aiuti di Stato.

               (234)

               EDF sostiene che il CfD soddisfa i criteri della sentenza Altmark e pertanto la misura non costituisce aiuti di Stato ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE.

               (235)

               Per quanto concerne il primo criterio Altmark, EDF afferma che il SIEG di HPC non riguarda la fornitura di elettricità del carico di base da parte di NNBG. Il SIEG consiste piuttosto nell'investimento nella centrale nucleare di nuova generazione da consegnare entro un determinato periodo di tempo. Le preoccupazioni sollevate dalla Commissione riguardo al fatto che la fornitura di elettricità del carico di base possa o meno essere considerata come l'esercizio di un SIEG non sono pertanto pertinenti.

               (236)

               L'impianto HPC sarebbe infatti necessario per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione, sicurezza/diversità di approvvigionamento ed economicità energetica.

               (237)

               Per quanto attiene agli ultimi tre criteri Altmark, la misura non conferirebbe alcun vantaggio economico a NNBG. I parametri per il calcolo della compensazione saranno stabiliti dal CfD. Si eviterà l'eccesso di compensazione con vari metodi e, in particolare, tramite il processo formale di acquisizione e controllo dei costi avviato prima della determinazione dell'SP. Inoltre, l'analisi dettagliata dei parametri finanziari del CfD di HPC condotta dal governo britannico risponderebbe alle preoccupazioni che il livello di compensazione si basi sull'analisi dei costi che una tipica impresa, ben gestita e adeguatamente dotata dei mezzi necessari avrebbe dovuto affrontare.

               (238)

               Relativamente alla garanzia di credito, EDF sostiene che questa non comporta aiuti di Stato in quanto soddisfa il MEIP.

               (239)

               In merito all'accordo con il ministero sul rischio di chiusura per ragioni politiche, EDF dichiara che le disposizioni concernenti tale rischio non costituiscono aiuto.

               (240)

               A detta di EDF, i principi generali che stanno alla base della legislazione britannica e dell'UE fanno nascere il diritto alla compensazione laddove vi sia stata deprivazione di un diritto di proprietà. Questi principi generali si applicano a tutti gli operatori del mercato, per quanto talune modalità di richiesta d'indennizzo siano disponibili solo per gli operatori degli Stati membri dell'UE o di Stati firmatari del trattato sulla Carta dell'Energia. Le disposizioni pertinenti del CfD darebbero certezza contrattuale sull'applicazione dei principi generali. Su tale base, EDF conclude che il contratto non può configurarsi come aiuto di Stato.

         5.1.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SUGLI OBIETTIVI D'INTERESSE COMUNE

               (241)

               EDF ha dichiarato che fra il 2021 e il 2030 il fabbisogno del Regno Unito sarebbe pari a circa 60 GW di nuova capacità di generazione da immettere nel sistema per colmare il divario energetico derivante dalla chiusura di centrali esistenti alimentate con carburanti fossili e nucleari. A detta di EDF, non si potrebbe affrontare tale divario aumentando semplicemente l'interconnessione e l'efficienza energetica, ma occorrerebbe realizzare un numero significativo di nuove strutture di generazione.

               (242)

               EDF ha osservato che la modellazione del DECC dimostrerebbe che le problematiche di adeguamento della produzione insorgerebbero all'inizio degli anni 2020 e che HPC, che dovrebbe avviare la propria attività di produzione nel 2023, contribuirebbe a ridurre questo divario energetico.

               (243)

               EDF ha osservato che la nuova capacità dovrebbe rispondere in larga misura alle esigenze di produzione a basse emissioni, per poter contribuire al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione in linea con la Tabella di marcia per l'energia 2050 della Commissione (27). La tecnologia del nuovo nucleare sarebbe una componente cruciale nella decarbonizzazione efficace del settore elettrico sotto il profilo dei costi.

               (244)

               Infine, HPC apporterebbe anche il suo contributo al conseguimento dell'obiettivo di una maggior diversificazione degli approvvigionamenti energetici, contenendo la dipendenza europea dalle importazioni di gas da paesi extra UE. Ciò sarebbe in linea con il diritto che avrebbe il Regno Unito, esercitando il proprio margine discrezionale a norma dell'articolo 194 del TFUE, di includere il nucleare nel mix energetico futuro, insieme con altre forme di generazione a basse emissioni.

               (245)

               Questa decisione strategica sarebbe anche coerente con il trattato Euratom.

         5.2.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ESIGENZA DI INTERVENTO STATALE E I FALLIMENTI DEL MERCATO

               (246)

               EDF ha dichiarato che il mercato da solo non potrebbe garantire questi obiettivi comuni, in quanto gli investimenti necessari rappresentano il doppio degli investimenti effettuati nei due decenni successivi alla privatizzazione del 1990.

               (247)

               In particolare, relativamente all'elettrogenerazione e all'energia nucleare in particolare, si evidenzierebbe una combinazione di fallimenti del mercato residui. Per elaborare ulteriormente la presenza di questi fallimenti del mercato è stata presentata una relazione stilata da Compass Lexecon: (28)

                           a.

                           fallimento del mercato sulle emissioni di CO2, in quanto con l'ETS le tariffe delle emissioni di CO2 non sarebbero determinate in modo adeguato e il prezzo minimo del carbonio non sarebbe sufficiente, dato il rischio politico di riduzione futura delle tariffe.

                           b.

                           I fallimenti del mercato riguardo alla sicurezza e diversità degli approvvigionamenti, poiché gli investitori non valuteranno adeguatamente i benefici sociali legati a sicurezza e diversità. Non si effettuerebbero investimenti per la costruzione di grandi strutture di generazione sulla base dei rendimenti previsti nei periodi con le tariffe più elevate, data la loro imprevedibilità, il che causerebbe un problema di «mancanza di denaro» e una limitata diversità nel mix energetico.

                           c.

                           Incompletezza dei mercati di trasferimento del rischio, considerato che non vi sarebbe la certezza che i prezzi all'ingrosso dell'elettricità saranno correlati con i costi fissi degli impianti di produzione a basse emissioni di CO2. Il conseguente rischio di volatilità dei prezzi non sarebbe un fallimento in sé, ma lo diventerebbe qualora i rischi fossero trasferiti, condivisi o raggruppati in modo efficiente, cosa che le attuali condizioni di mercato non consentirebbero.

                           d.

                           I rischi politici e di «blocco», in ragione dei notevoli rischi a livello politico e normativo che potrebbero influire significativamente sui rendimenti ricavati dagli investitori del progetto, esponendo gli investitori delle nuove centrali nucleari a eventuali problemi di «blocco», in altri termini il rischio per i finanziatori che, pur avendo effettuato l'investimento, potrebbero trovarsi a non poter realizzare alcun profitto da tali investimenti a seguito di iniziative di governo.

                           e.

                           I rischi di finanziamento, dovuti ai vincoli derivanti dalle attuali condizioni dei mercati finanziari, in cui i finanziatori dimostrerebbero un'avversione al rischio rispetto al nuovo nucleare.

               (248)

               EDF conclude, da quanto sopra argomentato, che l'aiuto di Stato è necessario per il conseguimento degli obiettivi d'interesse comune.

         5.3.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULL'ADEGUATEZZA E L'EFFETTO DI INCENTIVAZIONE DELLE MISURE

               (249)

               EDF ha ritenuto che l'invito pubblico esteso dalle autorità britanniche nel dicembre 2011 alle imprese di costruzione di impianti a basse emissioni per avviare con il DECC le trattative su eventuali contratti d'investimento (per cui NNBG era stata l'unica società di costruzione della nuova centrale nucleare a rispondere), abbia garantito un processo negoziale adeguato fra le parti. Il Regno Unito avrebbe completato la necessaria due diligence del progetto tramite un processo di acquisizione e controllo dei costi, della durata di 18 mesi.

               (250)

               Inoltre, il CfD non rende NNBG indenne dai rischi del mercato. NNBG continuerebbe a vendere l'elettricità sul mercato all'ingrosso. Il conguaglio rappresenterebbe un importo equo calcolato sulla base dei costi del progetto. NNBG sarebbe incentivata a vendere la propria produzione sul mercato per conseguire l'RP e si accollerebbe il rischio di non essere in grado di farlo o di non poter produrre i volumi di elettricità programmati.

               (251)

               Inoltre, NNBG si accollerebbe rischi sostanziali, compresi quelli di costruzione, finanziari e di smaltimento dei rifiuti e disattivazione dell'impianto. I sovraccosti non sarebbero trasferiti ai consumatori ma sostenuti da NNBG.

               (252)

               Infine, il CfD sarebbe uno strumento appropriato, in quanto non solo garantirebbe il contratto a lungo termine a garanzia della stabilità dei prezzi, ma presenterebbe anche un miglior rapporto costi-benefici rispetto agli strumenti d'incentivazione a premio fisso. Inoltre, la combinazione di CfD e garanzia di credito sarebbe necessaria, in quanto il CfD affronterebbe il rischio di progetto di HPC, mentre la garanzia agevolerebbe l'accesso di NNBG al credito fornito a condizioni commerciali.

               (253)

               EDF ha sostenuto che senza il CfD e la garanzia di credito non si effettuerebbero investimenti in nuovi impianti nucleari in generale, e nel sito HPC in particolare, e ha accolto con favore le risultanze preliminari della Commissione sulla plausibilità dell'effetto incentivante della misura notificata.

         5.4.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLA PROPORZIONALITÀ DELLE MISURE

               (254)

               EDF ha dichiarato che i conguagli non avrebbero superato il livello necessario a rendere il progetto HPC sufficientemente redditizio. Il tasso interno di rendimento («TIR») auspicato, del [9,75–10,25] per cento sarebbe coerente con i criteri d'investimento del gruppo EDF e adeguato, considerati i rischi connessi col progetto, oltre che in linea con i rendimenti riconosciuti ad altri beneficiari CfD.

               (255)

               EDF ha fatto presente che la durata trentacinquennale del CfD sarebbe il minimo necessario per finanziare il progetto. Una sua riduzione comporterebbe modifiche alla struttura di finanziamento del debito, al profilo delle modalità di finanziamento in sede di disattivazione e al livello di entrate e di rischio politico.

               (256)

               Infine, EDF ha dichiarato che il CfD consterà di meccanismi contrattuali volti a impedire che si verifichi un'eccessiva compensazione a favore di NNBG e dei suoi finanziatori, in particolare sotto forma di clausola di condivisione degli utili.

         5.5.   OSSERVAZIONI PERVENUTE SULLE POTENZIALI DISTORSIONI DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI FRA GLI STATI MEMBRI

               (257)

               EDF ha osservato che gli investimenti privati in altre forme di capacità di generazione, incluse le fonti rinnovabili, non verrebbero soppiantati dal CfD, in ragione della proporzione relativamente contenuta della capacità che si andrà a impegnare.

               (258)

               Scoraggiare eventuali investimenti nella nuova generazione di carburanti fossili, secondo EDF, non potrebbe che andare nella direzione degli obiettivi di interesse comune ricercati dalla misura. Se non ci fosse HPC, il Regno Unito potrebbe aumentare il livello di sostegno ad altre tecnologie a basse emissioni di CO2, ma EDF ha considerato che tale scenario sarebbe meno efficace, dato che queste tecnologie sono un modo più oneroso e più incerto per soddisfare gli obiettivi di decarbonizzazione del Regno Unito.

               (259)

               Anche l'influenza sulla capacità d'interconnessione sarebbe limitata, poiché HPC non avrebbe ripercussioni sugli incentivi d'investimento nei progetti di interconnessione, non ridurrebbe gli investimenti per la gestione della domanda, guidata in primo luogo dalla struttura tariffaria, né ridurrebbe gli investimenti a favore dell'efficienza energetica, che si baserebbero in larga misura su sovvenzioni e sostegno finanziario specifici.

               (260)

               EDF ha altresì suggerito che il CfD non conferirebbe un vantaggio a EDF o NNBG che non sia anche disponibile per altre società di produzione di energia elettrica. I concorrenti potrebbero richiedere un CfD, e il CfD non annullerebbe lo stimolo per NNBG ad adottare decisioni per il dispacciamento efficiente e la riduzione dei costi.

               (261)

               Infine, il CfD non porrebbe NNBG nella posizione di manipolare l'RP, né lo indurrebbe a farlo o a escludere i concorrenti di EDF, dato che il mercato di riferimento sarebbe molto liquido e la produzione stagionale di NNBG rappresenterebbe solo una piccola proporzione dei volumi negoziati. Inoltre, i CfD fornirebbero delle salvaguardie contro eventuali distorsioni dell'RP. Per gli azionisti di NNBG, a parte EDF, sarebbe inaccettabile escludere i concorrenti dalla capacità del carico di base di HPC, così come non lo sarebbe per il Regno Unito nella sua veste di garante della garanzia di credito, o per i finanziatori del progetto.

         6.   RISPOSTA DEL REGNO UNITO ALLE OSSERVAZIONI PRESENTATE DA TERZI INTERESSATI

               (262)

               Il Regno Unito ha inviato la sua replica alle osservazioni dei terzi interessati in data 13 giugno e 4 luglio 2014.

               (263)

               Nel complesso, il Regno Unito ha ritenuto positive gran parte delle osservazioni e che la maggioranza delle questioni sollevate fossero già state affrontate nelle sue precedenti memorie. Le argomentazioni principali addotte dal Regno Unito in risposta alle questioni fondamentali sollevate dai terzi interessati saranno illustrate di seguito. Saranno evidenziate solo le risposte alle osservazioni più pertinenti in relazione all'aiuto di Stato.

         6.1.   ESISTENZA DELL'AIUTO E SIEG

               (264)

               Il Regno Unito ha ribadito la sua posizione sull'ampio margine di potere discrezionale che hanno gli Stati membri quanto alla definizione di ciò che essi considerano una missione SIEG. L'articolo 8 della direttiva Elettricità non sarebbe applicabile alla misura notificata.

               (265)

               Il Regno Unito ha altresì osservato che pur mancando una procedura di aggiudicazione formale, esso aveva ampiamente pubblicizzato la possibilità per le società di costruzione di presentarsi alle trattative sui Contratti d'investimento o sui primi CfD per la generazione a basse emissioni.

               (266)

               In relazione alla garanzia di credito, il Regno Unito ha continuato a sostenere l'assenza di aiuto, in quanto essa sarebbe stata fornita alle condizioni di mercato e sarebbe disponibile anche per altri progetti. Il Regno Unito afferma che il regime di garanzia dello IUK è disponibile per i grandi progetti d'investimento del Regno Unito, compresi quelli a favore delle fonti rinnovabili, alla stessa stregua dei progetti per l'energia nucleare.

               (267)

               Per quanto concerne la compensazione, le autorità britanniche sostengono che l'SP è stato determinato sulla base di quanto segue: i) un rigoroso processo di acquisizione e controllo dei costi per valutare i costi del progetto HPC, condotto con il sostegno di consulenti finanziari e tecnici esterni; ii) una valutazione approfondita del livello di rendimento ragionevolmente atteso dagli investitori relativamente al progetto HPC tramite un'analisi comparativa di progetti simili; e iii) una delicata fase negoziale corroborata da un'analisi sul segmento superiore dell'SP che il governo britannico ha ritenuto adeguato per HPC, messo anch'esso a confronto con i costi di altre forme di produzione dell'energia elettrica. Il governo britannico ha effettuato anche una valutazione in base all'offerta economicamente più vantaggiosa, arrivando alla conclusione che: i) il ROI del progetto HPC era equo e non avrebbe prodotto un eccesso di compensazione per NNBG; ii) l'SP era concorrenziale in termini di costo rispetto a fonti di generazione a basse emissioni di CO2 e al gas non decarbonizzato; e iii) nel complesso, HPC avrebbe apportato netti benefici sociali e risposto ai vincoli di economicità imposti dal governo britannico.

               (268)

               Con riferimento all'accordo con il ministero, le autorità britanniche affermano che la ragione di tale ulteriore accordo è che le attività di una centrale nucleare sono particolarmente soggette ai mutamenti del sostegno politico all'energia nucleare. In tali circostanze, il ministero si è impegnato a versare un indennizzo (ove il pagamento non sia effettuato dalla controparte del CfD) per ricollocare gli investitori di NNBG nella stessa posizione che avrebbero avuto se non si fosse verificata la chiusura della centrale per ragioni politiche.

               (269)

               Il Regno Unito ritiene che l'accordo col ministero non limiti la facoltà del governo britannico di chiudere le centrali nucleari: insieme con il CfD esso riconoscerebbe la facoltà del governo britannico di poter sempre agire in tal senso, proprio perché comunque corrisponderebbe un indennizzo qualora HPC fosse chiusa per ragioni politiche. Le autorità britanniche sostengono che non sarebbe possibile per l'attuale governo britannico impegnare i governi futuri a mantenere in attività le centrali nucleari.

         6.2.   OBIETTIVI DI INTERESSE COMUNE

               (270)

               Riguardo all'osservazione che il trattato Euratom non può definire un obiettivo comune, fatti salvi quei casi in cui esso è sostenuto dalla politica della Commissione, il Regno Unito ha sottolineato che il trattato Euratom continua ad essere parte del corpus costituzionale dell'UE e non è stato abrogato; sarebbe quindi infondato sostenere che le politiche della Commissione in materia di nucleare avrebbero un'influenza su quanto disposto dal trattato o sulla sua interpretazione, dato che la Commissione non ha il potere di modificare unilateralmente il trattato.

               (271)

               Il Regno Unito ha espresso il suo disaccordo con le osservazioni che contestavano il contributo dell'energia nucleare alla decarbonizzazione e i commenti che suggerivano che l'energia nucleare avesse un impatto negativo sull'ambiente. L'energia nucleare sarebbe una forma riconosciuta di generazione a basse emissioni di CO2 che contribuisce alla decarbonizzazione. In particolare, il contributo di HPC agli obiettivi di decarbonizzazione sarebbe stato ammesso dalla Commissione nel contesto del processo di consultazione di cui agli articoli da 41 a 43 del trattato Euratom.

               (272)

               Il nucleare garantirebbe una capacità del carico di base stabile, contribuendo pertanto alla sicurezza degli approvvigionamenti in modo molto più prevedibile delle tecnologie a generazione intermittente.

         6.3.   I FALLIMENTI DEL MERCATO E LA NECESSITÀ DELL'INTERVENTO STATALE

               (273)

               Il Regno Unito ha espresso il suo disaccordo con le osservazioni secondo cui il mercato avrebbe fornito gli investimenti necessari al nuovo nucleare anche in assenza di aiuti. Di converso, ha convenuto con chi suggeriva che la generazione nucleare sia particolarmente soggetta a svariati fallimenti del mercato che le impediscono di conseguire un livello efficiente di decarbonizzazione e sicurezza degli approvvigionamenti in mancanza di intervento statale. I tre principali fallimenti del mercato che pregiudicano gli incentivi all'investimento nella generazione nucleare sono 1) il fallimento del mercato della decarbonizzazione, 2) il fallimento del mercato della sicurezza e della diversità dell'approvvigionamento, e 3) le imperfezioni dei mercati finanziari (incompletezza dei mercati di trasferimento del rischio, e i blocchi).

               (274)

               Il Regno Unito ha ribadito che l'EPR è una tecnologia nuova e che nel Regno Unito non si investe nel settore del nucleare da 30 anni. In altri paesi nuovi progetti nucleari riceverebbero il sostegno statale. Senza il sostegno dello Stato, non sarebbe stato commissionato nessun impianto a tecnologia EPR nel Regno Unito.

               (275)

               Il Regno Unito ha anche ribadito che altri meccanismi sarebbero insufficienti per conseguire gli obiettivi comuni. Gli operatori del settore sostenuti dal CfD non possono partecipare al mercato della capacità, e l'influenza del prezzo minimo del carbonio sui prezzi delle emissioni di CO2 sarebbe insufficiente per sostenere gli investimenti nel nuovo nucleare.

         6.4.   ADEGUATEZZA DELLO STRUMENTO ED EFFETTO INCENTIVANTE

               (276)

               Il Regno Unito non crede che i CfD per il settore nucleare siano più vantaggiosi di quelli per le fonti rinnovabili, in quanto conterrebbero clausole aggiuntive più restrittive (ad esempio, sulla condivisione degli utili). Inoltre, e in concomitanza con la proporzionalità della misura, vi è la questione della sua durata, che si potrebbe ritenere eccessiva, in quanto da considerarsi come la minore durata possibile per promuovere l'investimento.

               (277)

               La misura avrebbe un effetto incentivante, fra l'altro, in quanto spronerebbe NNBG a costruire la centrale prima di ricevere qualsiasi compensazione.

         6.5.   PROPORZIONALITÀ DELLA MISURA

               (278)

               Il Regno Unito ha ribadito le argomentazioni a sostegno della sua posizione che le misure sono proporzionate. I livelli di rendimento del capitale suggeriti in alcune osservazioni non sarebbero realistici e il meccanismo di condivisione degli utili impedirebbe l'eccesso di compensazione non appena venisse raggiunta la soglia del 15 per cento.

               (279)

               EDF non sarebbe in grado di avere potere di mercato o di usufruire di guadagni eccezionali alla fine del CfD, in quanto le sue centrali nucleari esistenti verrebbero chiuse prima della nuova centrale ed entrerebbero nel mercato nuovi impianti di generazione a basse emissioni nonché altri operatori del settore nucleare.

               (280)

               I prezzi dell'energia nucleare nel mercato all'ingrosso in Finlandia e Francia non sarebbero un parametro di comparazione adeguato, in virtù delle particolari condizioni di questi due SM, in particolare la Francia, dove il prezzo riflette la condizione delle centrali esistenti, il cui investimento sarebbe già ampiamente ammortizzato.

               (281)

               Il Regno Unito ritiene altresì che i costi per una gestione prudente dei rifiuti e per la disattivazione siano stati integrati nell'analisi su cui si fonda la valutazione di opportunità dell'investimento, tenuto conto delle previsioni di fornitura di un impianto di stoccaggio permanente e dei servizi annessi per la gestione e lo smaltimento dei rifiuti nucleari.

         6.6.   DISTORSIONI DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI FRA STATI MEMBRI

               (282)

               Il Regno Unito ha dichiarato che l'aiuto non sarebbe all'origine delle distorsioni del mercato evidenziate dai terzi interessati. NNBG e EDF non sarebbero in grado di manipolare l'RP, e EDF non godrebbe di potere di mercato o della posizione dominante sui mercati dell'elettricità britannici.

               (283)

               Il Regno Unito ha ribadito che HPC non avrebbe un impatto negativo sugli investimenti nella nuova capacità di interconnessione, e che ha intenzione di espandere tale capacità. Inoltre, l'elettricità prodotta da HPC può essere esportata, sostenendo in tal modo gli investimenti nei nuovi interconnettori.

               (284)

               L'aiuto non influenzerebbe negativamente altre fonti a basse emissioni, dato che anche queste godono di sostegno da parte del Regno Unito, e non sussiste discriminazione nei confronti delle tecnologie rinnovabili. L'aiuto sosterrebbe effettivamente gli investimenti in una vasta gamma di iniziative nel settore dell'energia.

         6.7.   ALTRE OSSERVAZIONI

               (285)

               Il Regno Unito ha replicato alla questione dei oneri concernenti responsabilità civile, disattivazione e gestione dei rifiuti, in particolare affermando che gli aspetti relativi a tali costi non avrebbero comportato ulteriore sostegno da parte dello Stato.

               (286)

               In particolare, il regime di responsabilità per gli incidenti nucleari, a norma della legge sulle installazioni nucleari (Nuclear Installations Act 1965) non consentirebbe l'accesso agli aiuti di Stato, in quanto il Regno Unito non fornirebbe a NNBG una garanzia a fronte dei suoi obblighi per gli incidenti nucleari. A norma dei paragrafi 16 e 18 del Nuclear Installations Act 1965, la responsabilità per gli incidenti nucleari ricade tanto sull'operatore che sullo Stato: il primo è responsabile fino a un certo importo e il secondo è responsabile da quel dato importo fino a un importo successivo.

               (287)

               Inoltre, il Regno Unito ha ribadito che la disposizione che limita la responsabilità dell'operatore e dello Stato è conforme agli articoli 6 e 7 della Convenzione di Parigi e agli articoli 2 e 3 della Convenzione di Bruxelles, pertanto tali limiti deriverebbero da obblighi del diritto internazionale, recepiti dall'UE e in particolare dalle raccomandazioni della Commissione 65/42/Euratom e 66/22/Euratom.

         7.   ESISTENZA DI AIUTO DI STATO

   7.1.   AIUTO DI STATO AI SENSI DELL'ARTICOLO 107, PARAGRAFO 1, DEL TRATTATO

               (288)

               Ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del trattato, si intendono per aiuti di Stato gli aiuti concessi da uno Stato membro 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.

         7.2.   LA DECISIONE DI AVVIO

               (289)

               Il Regno Unito nella sua notifica ha sostenuto che la misura notificata non costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE, in particolare, poiché l'intervento non conferisce un vantaggio economico a un'impresa secondo i criteri della sentenza Altmark
                   (29).

               (290)

               Nella decisione di avvio, la Commissione ha osservato che la tecnologia nucleare è, e può essere considerata in via generale, un'attività commerciale redditizia. Inoltre, data la scadenza fissata per la costruzione di HPC, la Commissione ha ritenuto improbabile che HPC potesse far fronte, dopo la sua realizzazione, alle questioni di sicurezza degli approvvigionamenti che si prevede il Regno Unito dovrà affrontare nel 2020. La Commissione ha altresì espresso i suoi dubbi sul fatto che NNBG avesse ricevuto un mandato per la fornitura di particolari obblighi di servizio pubblico.

               (291)

               La Commissione ha anche espresso i suoi dubbi sul fatto che le condizioni imposte a NNBG potessero essere ritenute obblighi di servizio pubblico o che NNBG avesse ricevuto il mandato di erogare un SIEG.

               (292)

               Non essendo stata ancora stabilita una serie di elementi essenziali relativi alla compensazione, oggetto di ulteriori trattative, la Commissione ha ritenuto, nella decisione di avvio, di non essere ancora in grado di appurare se i parametri negoziati sarebbero stati definiti in modo oggettivo e trasparente, volto a evitare di conferire un vantaggio economico che avrebbe favorito l'impresa beneficiaria rispetto alle imprese concorrenti.

               (293)

               Per quanto concerne la possibilità di un eccesso di compensazione, la Commissione ha osservato che all'epoca della decisione di avvio non era possibile valutare se NNBG avrebbe pagato un tasso d'interesse per la garanzia e ha sollevato una serie di dubbi sull'eventualità che il meccanismo del CfD potesse causare eccessi di compensazione.

               (294)

               Nella decisione di avvio, la Commissione ha espresso altresì dubbi sul fatto che il livello di profitti utilizzato per definire l'SP corrispondesse al tasso di rendimento di una tipica società che stesse valutando l'eventualità di fornire o meno il SIEG per l'intera durata del periodo di mandato, tenuto conto del livello di rischio.

               (295)

               Per quanto concerne l'accordo con il ministero, la Commissione si è chiesta se ciò si potesse configurare come aiuto di Stato.

         7.3.   IL CONTRATTO PER DIFFERENZA: ESISTENZA DI UN VANTAGGIO

               (296)

               La Commissione osserva che il CfD tutela NNBG contro la volatilità dei prezzi nel mercato dell'elettricità, poiché NNBG percepisce sempre l'SP predefinito quando vende a prezzi al di sotto di questo livello. Ciò garantisce a NNBG un flusso stabile di entrate per i primi 35 anni di attività di HPC, che altri operatori non beneficiari del CfD non ricevono. Pertanto, la Commissione ritiene che il CfD comporti un vantaggio selettivo per NNBG.

               (297)

               Le autorità britanniche sono dell'avviso che le misure notificate non comportino un vantaggio per NNBG, in quanto soddisferebbero i criteri Altmark.

               (298)

               La Corte di giustizia ha fissato i criteri Altmark per chiarire in quali circostanze le compensazioni degli obblighi di servizio pubblico («SIEG») erogati da un'autorità pubblica costituiscano aiuti di Stato ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE. (30)

               (299)

               In particolare, la Corte ha precisato che affinché la compensazione erogata per un SIEG non costituisca aiuti di Stato, devono essere soddisfatti tutti e quattro i criteri. Tali condizioni cumulative sono illustrate di seguito:

               (300)

               l'impresa beneficiaria deve essere stata effettivamente incaricata dell'adempimento di obblighi di servizio pubblico e detti obblighi devono essere stati definiti in modo chiaro;

               (301)

               i parametri sulla base dei quali viene calcolata la compensazione devono essere previamente definiti in modo obiettivo e trasparente per evitare di conferire un vantaggio economico che possa favorire l'impresa beneficiaria rispetto alle imprese concorrenti;

               (302)

               la compensazione non può eccedere quanto necessario per coprire interamente o in parte i costi originati dall'adempimento degli obblighi di servizio pubblico, tenendo conto dei relativi introiti nonché di un margine di utile ragionevole per il suddetto adempimento; e

               (303)

               quando, in un caso specifico, la scelta dell'impresa da incaricare dell'adempimento di obblighi di servizio pubblico non venga effettuata nell'ambito di una procedura di appalto pubblico, o che consenta di selezionare il candidato in grado di fornire tali servizi al costo minore per la collettività, il livello della necessaria compensazione deve essere determinato sulla base di un'analisi dei costi che un'impresa media, gestita in modo efficiente e adeguatamente dotata dei mezzi necessari al fine di poter soddisfare le esigenze di servizio pubblico pertinenti, avrebbe dovuto sopportare per adempiere tali obblighi, tenendo conto dei relativi introiti e di un margine di utile ragionevole per l'adempimento di detti obblighi.

               (304)

               La Commissione ha inoltre chiarito le condizioni alle quali la compensazione degli obblighi di servizio pubblico va considerata aiuto di Stato nella sua Comunicazione sull'applicazione delle norme dell'Unione europea in materia di aiuti di Stato alla compensazione concessa per la prestazione di servizi di interesse economico generale (la comunicazione sugli aiuti ai SIEG) (31).

         7.4.   PRESENZA DI UN SIEG

               (305)

               Il Regno Unito ritiene che il primo criterio sia soddisfatto, in particolare in quanto il servizio prestato da NNBG sarà chiaramente definito e non fornito dal mercato. Il SIEG consisterebbe nel garantire l'investimento nella nuova capacità di generazione nucleare da consegnare entro un periodo determinato.

               (306)

               Per quanto concerne la nozione di SIEG, la giurisprudenza ha determinato che «deve essere ribadito che nella normativa [UE] e al fine dell'applicazione delle norme per la concorrenza di cui al trattato [FUE], non esiste una chiara e precisa definizione regolamentare del concetto di missione SIEG né un concetto giuridico che fissi in modo definitivo le condizioni che devono essere soddisfatte perché uno Stato membro possa appropriatamente invocare la presenza e la protezione di una missione SIEG, sia nell'ambito della prima condizione della sentenza Altmark e sia ai sensi dell'articolo [106, paragrafo 2, del TFUE] (32)». In mancanza di norme specifiche a livello dell'UE, gli Stati membri hanno un ampio margine di discrezione nella definizione della presenza di SIEG. Tuttavia, vi sono dei limiti a tale discrezione. Pertanto, per quanto la Commissione non sia competente nella definizione di quale tipo esatto di servizio si possa configurare come SIEG e quale possa non esserlo, essa è in grado, il linea di principio — di ritenere che uno Stato membro abbia commesso un errore manifesto (33) di valutazione nella qualifica di un servizio come SIEG. Uno Stato membro non può, ad esempio, attribuire obblighi di servizio pubblico a servizi che sono già forniti o che possono essere forniti in modo soddisfacente e a condizioni coerenti con il pubblico interesse, come definito dallo Stato, da imprese che operano alle normali condizioni di mercato.

               (307)

               La Commissione ha confermato in diverse occasioni (34) la natura del CfD quale mezzo per erogare aiuti di Stato nell'ambito della riforma britannica del mercato dell'elettricità (Electricity Market Reform,«EMR»). La Commissione ha ritenuto che il CfD sia uno strumento adeguato per concedere aiuti di Stato per la produzione di energia elettrica, ammesso e compatibile con il mercato interno, a norma dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c). Pertanto, non sussistono ragioni per cui la Commissione dovrebbe discostarsi dalla valutazione formulata in tali occasioni e ritenere che il sostegno alla produzione di energia elettrica tramite un CfD possa essere oggetto di un SIEG.

               (308)

               In svariati punti della loro memoria le autorità britanniche ricordano che lo scopo della misura è quello di incentivare o sbloccare gli investimenti nella produzione di energia a basse emissioni, in particolare le nuove centrali nucleari. Questo obiettivo politico è proporzionato all'obiettivo d'interesse comune per cui è ammessa la concessione di aiuti di Stato piuttosto che configurarsi come l'affidamento di un SIEG.

               (309)

               Il CfD di HPC è stato concepito per affrontare e superare nel modo più efficiente possibile gli ostacoli al progetto, fra cui talune tutele a fronte di determinati rischi, soprattutto quelli relativi all'incertezza dei prezzi dell'elettricità in futuro. Questo approccio è coerente con l'erogazione degli aiuti di Stato ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE e non costituirebbe un SIEG.

               (310)

               Per quanto concerne l'eventualità che le norme in materia di appalti pubblici siano d'applicazione nel progetto in esame, le autorità britanniche ammettono che la misura non comporta alcuna aggiudicazione di forniture, lavori o servizi a favore del governo britannico, il che contraddice la loro affermazione sulla natura di SIEG della misura.

               (311)

               Il primo criterio della sentenza Altmark prevede inoltre che l'impresa debba essere stata incaricata dell'adempimento di obblighi di servizio pubblico. Pertanto, al fine di rispettare la giurisprudenza Altmark, occorre una concessione di servizio pubblico che definisca gli obblighi delle imprese in questione e dell'autorità. (35)

               (312)

               Per quanto concerne la natura vincolante degli obblighi di servizio pubblico nel caso in parola, il Regno Unito sembra affermare che questi saranno assicurati dalla combinazione di clausole rigide (concepite per garantire che NNBG rispetti il programma temporale previsto) e una condizione che lascerà NNBG, una volta avviata la costruzione, «senza via d'uscita» alla luce degli enormi costi non recuperabili che dovrà affrontare. In effetti, pare che il CfD preveda una serie di clausole rigide per indurre NNBG ad assolvere ai propri obblighi ai sensi del contratto lasciando al contempo alle autorità britanniche la facoltà di risolvere il contratto, qualora non fossero rispettati taluni obblighi. Inoltre, la natura del progetto comporta costi irrecuperabili estremamente elevati che potrebbero in tutta probabilità scoraggiare l'abbandono del progetto. Tuttavia, malgrado la natura speciale del progetto, le disposizioni del contratto rispecchiano i tipici obblighi contrattuali che ogni parte cercherebbe di inserire in un simile accordo, piuttosto che un obbligo di servizio pubblico imposto dalle autorità britanniche. NNBG non è, in effetti, obbligata a costruire la centrale nucleare, né a farlo entro una data determinata. Le autorità britanniche non possono far valere l'obbligo in tal senso, bensì semplicemente risolvere il contratto.

               (313)

               Inoltre, HPC non ha l'obbligo di produrre elettricità, di farlo con determinati volumi o di rendere disponibile sul mercato la sua produzione. In effetti, secondo il CfD, la centrale HPC sarà particolarmente incentivata a produrre il maggior volume possibile per incrementare i profitti, ma non è obbligata a farlo. Per quanto concerne la vendita di elettricità, HPC potrà vendere sul mercato spot o tramite contratti bilaterali, non essendo né obbligata né incentivata a fornire l'elettricità al pubblico.

               (314)

               La Commissione ritiene che tali condizioni non possano essere considerate come obblighi di servizio pubblico, né che dimostrino che NNBG abbia ricevuto un mandato di SIEG.

               (315)

               Pertanto, la Commissione conclude che il primo criterio Altmark non è soddisfatto, in quanto garantire l'investimento nella nuova capacità di produzione di energia nucleare da consegnarsi entro una determinata scadenza non costituisce un vero e proprio SIEG e NNBG non ha ricevuto dal Regno Unito il mandato di erogare obblighi di servizio pubblico.

         7.5.   CONCLUSIONE DELLA VALUTAZIONE AI SENSI DELL'ARTICOLO 107, PARAGRAFO 1, DEL TFUE SULLA BASE DEI CRITERI ALTMARK

               (316)

               Poiché i criteri Altmark sono cumulativi e il primo criterio non è soddisfatto, la Commissione non ritiene necessario valutare gli altri criteri. Sulla base degli argomenti definiti dalla sezione da 7.1 alla sezione 7.5 di cui sopra, la misura non supera la verifica delle condizioni «Altmark». Pertanto, la Commissione ritiene che le misure conferiranno a NNBG un vantaggio selettivo.

         7.6.   ESISTENZA DI AIUTI DI STATO AI SENSI DELL'ARTICOLO 107, PARAGRAFO 1, DEL TFUE: COMPENSAZIONE IN CASO DI CHIUSURA DELLA CENTRALE PER RAGIONI POLITICHE (ACCORDO CON IL MINISTERO)

               (317)

               Il Regno Unito intende concedere a NNBG una compensazione qualora l'impianto HPC dovesse essere chiuso per ragioni non direttamente imputabili alle sue attività e in particolare dovute a un mutamento della politica governativa.

               (318)

               Il Regno Unito non sembra considerare questo indennizzo come aiuto.

               (319)

               Il Regno Unito dichiara che tutti i CfD includeranno una disposizione sulla compensazione agli investitori in caso di «evento di chiusura ammesso», ad esempio una modifica legislativa che determinasse la chiusura permanente di tutta la struttura (a seconda della tecnologia) o il diniego da parte del governo britannico alla ripresa delle attività dell'impianto dopo un determinato periodo di chiusura. Questo strumento, stipulato direttamente fra il ministero e gli investitori di NNBG è un accordo aggiuntivo separato, che funge da meccanismo di protezione riguardante le disposizioni in materia di definizione dell'evento di chiusura, necessarie in ragione della particolare situazione dell'energia nucleare e dei maggiori rischi di chiusura degli impianti per ragioni politiche.

               (320)

               A detta di EDF, i principi generali che stanno alla base della legislazione britannica e dell'UE fanno nascere il diritto alla compensazione laddove vi sia stata deprivazione di un diritto di proprietà. Questi principi generali si applicano a tutti gli operatori del mercato, per quanto talune modalità di richiesta d'indennizzo siano disponibili solo per gli operatori degli Stati membri dell'UE o di Stati firmatari del trattato sulla Carta dell'Energia.

               (321)

               In effetti, pare che tutti i CfD comprendano delle disposizioni relative a un evento di chiusura ammesso, ma non tutti godono di uno speciale accordo separato con il ministero. La Commissione ammette che si potrebbe affermare che il settore nucleare corre maggiori rischi di chiusura per ragioni politiche rispetto ad altre tecnologie; tuttavia, non sembra che altre centrali nucleari nel Regno Unito beneficino di simili accordi con il ministero.

               (322)

               In effetti, come sostiene EDF, i principi generali su cui si fondano il diritto britannico e quello dell'UE prevedono il diritto di ricevere una compensazione laddove vi sia stata deprivazione di un diritto di proprietà; tuttavia, un accordo speciale che salvaguardi una certa società da tale rischio in modo specifico sembra sollevare tale società dal dispendio di tempo e denaro cui incorrerebbe nell'esercizio dei propri diritti, sanciti dai principi generali del diritto britannico e dell'Unione, per via giudiziale o stragiudiziale. Riservare specificamente per contratto un diritto sancito giuridicamente sembra apportare un vantaggio all'entità che ne beneficia, specialmente se questa parrebbe essere l'unica in tale situazione.

               (323)

               Pertanto, la Commissione ritiene che l'accordo con il ministero comporti taluni vantaggi selettivi per NNBG.

         7.7.   CFD E ACCORDO CON IL MINISTERO: RISORSE STATALI E IMPUTABILITÀ ALLO STATO

               (324)

               L'accordo con il ministero è stipulato con un ente pubblico che vincola la responsabilità di tale pubblica autorità. I vantaggi che ne derivano, provengono da risorse statali.

               (325)

               Poiché il CfD è dovuto allo Stato, il vantaggio nel quadro del CfD è imputabile allo Stato.

               (326)

               Affinché si possano configurare come aiuti ai sensi dell'articolo 107 del TFUE, i vantaggi devono essere concessi direttamente o indirettamente mediante risorse statali. Ciò significa che entrambi gli aiuti concessi direttamente dallo Stato e quelli concessi da enti pubblici o privati ch'esso istituisce o designa sono compresi nel concetto di risorse statali ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE (36). In tal senso, l'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE ricomprende tutti gli strumenti pecuniari che il settore pubblico può realmente usare per sostenere imprese, a prescindere dal fatto che questi strumenti appartengano o meno permanentemente al patrimonio dello Stato (37). Conseguentemente, anche se le somme corrispondenti alla misura in questione non sono permanentemente in possesso dell'Erario, il fatto che restino costantemente sotto il controllo pubblico, e dunque a disposizione delle autorità nazionali competenti, è sufficiente perché siano qualificate risorse statali (38).

               (327)

               Le autorità britanniche non contestano che il CfD sia finanziato con risorse soggette al controllo statale.

               (328)

               La Commissione ritiene, sulla base degli elementi di seguito illustrati, che il vantaggio conferito nel quadro del CfD sarà finanziato da un ente pubblico o privato designato dallo Stato.

               (329)

               Il CfD sarà finanziato tramite un prelievo a carico dei fornitori e in tali circostanze si deve concludere che qualsivoglia vantaggio pagato nell'ambito del CfD è imputabile allo Stato ed è altresì finanziato con risorse poste sotto il controllo dello Stato.

               (330)

               Primo, l'SP e il prelievo saranno stabiliti dallo Stato.

               (331)

               Secondo, la controparte sarà, in linea di principio, una società privata partecipata dal governo e in ogni caso designata dallo Stato. Lo statuto della controparte non può essere emendato senza il consenso del ministero.

               (332)

               Terzo, la controparte nominata dallo Stato amministrerà il regime di pagamenti, che comprende la riscossione del prelievo presso i fornitori e la riscossione dei pagamenti presso le società di produzione quando il prezzo di mercato è superiore all'SP. Saranno inclusi anche i pagamenti alle società di produzione e i pagamenti ai fornitori, in taluni casi.

               (333)

               Quarto, l'Energy Bill doterà la controparte di poteri di imposizione fiscale che le consentiranno di riscuotere dai fornitori i fondi necessari per effettuare i pagamenti ai produttori di energia del CfD e verranno istituiti dei meccanismi da parte dello Stato per garantire la certezza dei pagamenti ai produttori del CfD in caso di insolvenza di un fornitore. Questi meccanismi comprenderanno l'obbligo, per i fornitori di fornire garanzie collaterali, un fondo di riserva contro il rischio insolvenze e la nomina di un Fornitore di ultima istanza. La riserva contro il rischio insolvenze fornirà alla controparte i fondi a copertura del mancato pagamento del prelievo da parte di un fornitore per il periodo in cui viene esperita la sua garanzia e fino alla nomina di un fornitore supplente, secondo il meccanismo del Fornitore di ultima istanza disciplinato da Ofgem.

               (334)

               Quinto, la controparte presenterà allo Stato una relazione sull'attuazione. A tal riguardo, è inteso che la controparte sarà disciplinata da un documento quadro, che definisca fra le altre cose la relazione fra la controparte e lo Stato, i principi d'esercizio della controparte, le questioni riservate agli azionisti, i ruoli e le responsabilità della controparte, le responsabilità di gestione e finanziarie e i requisiti di comunicazione e vigilanza. Il documento definirà altresì i parametri entro i quali la controparte deve adempiere alle proprie funzioni in relazione ai CfD.

               (335)

               Sulla base di tali elementi, si può concludere che il vantaggio conferito nel quadro del CfD sarà finanziato mediante contributi imposti dallo Stato e gestito e ripartito conformemente con le disposizioni di legge da un ente designato dallo Stato e da questo controllato.

         7.8.   LA GARANZIA DI CREDITO: ESISTENZA DI UN VANTAGGIO FINANZIATO CON RISORSE STATALI E IMPUTABILE ALLO STATO

               (336)

               Il governo britannico ritiene che la garanzia di credito e i termini del CfD assolvano a diversi scopi. La determinazione del costo della garanzia di credito e la sua approvazione dipendono fortemente dal rischio insito in tutto il progetto sottostante, anche i termini del CfD. Tuttavia, non sarebbe vero il contrario: la presenza di una garanzia ridistribuisce il profilo di rischio fra gli investitori in titoli di debito e il garante, invece di alterare il profilo di rischio del progetto. Il governo britannico non ritiene che la società che realizza il progetto riceverebbe ulteriori sostegni dalla combinazione di un CfD e una garanzia di credito.

               (337)

               Ciononostante, gli interventi statali relativi a HPC devono essere considerati come un'unica misura d'aiuto in considerazione della mole d'indebitamento necessaria al progetto, non ottenibile senza l'intervento statale, la scadenza degli interventi pubblici che si verificano in concomitanza e il collegamento fra il rating di NNBG, la determinazione del costo della garanzia e le disposizioni del CfD. Il CfD, l'accordo con il ministero e la garanzia di credito, pur essendo strumenti diversi fra loro, fanno parte della medesima decisione di investimento delle autorità britanniche e hanno il medesimo scopo, promuovere e rendere possibile l'investimento nella nuova centrale nucleare. Le tre misure sono interconnesse, essendo tutte necessarie per la costruzione di HPC.

               (338)

               La garanzia di credito è la struttura portante del finanziamento del progetto che ha un valore senza pari. L'esistenza della garanzia di credito è altresì essenziale per il progetto per attirare finanziamenti dall'esterno. Non vi sono esempi di simili garanzie per simili progetti sul mercato, in quanto non ne sono state fornite altre. Data la natura senza precedenti del progetto, del finanziamento e della garanzia per cui non vi sono parametri di riferimento precisi, anche se si dovesse considerare che la remunerazione riduce al minimo il sostegno, la Commissione ritiene che il prezzo pagato da NNBG per la garanzia di credito non si possa considerare un prezzo di mercato, poiché il mercato non fornisce e non fornirebbe un simile strumento.

               (339)

               La garanzia di credito è offerta da un ente pubblico del Regno Unito e comporta risorse del Regno Unito. Pertanto, la Commissione ritiene che la garanzia di credito del Regno Unito a copertura dell'indebitamento di NNBG comporti aiuti di Stato.

         7.9.   DISTORSIONE DELLA CONCORRENZA ED EFFETTO SUGLI SCAMBI

               (340)

               Il CfD, l'accordo con il ministero e la garanzia di credito potrebbero falsare la concorrenza e incidere sugli scambi fra Stati membri. La Commissione osserva a tal riguardo che la produzione e la fornitura di energia elettrica sono liberalizzate. Poiché nel caso in esame le misure notificate consentiranno lo sviluppo di un grande volume di capacità che avrebbe potuto altrimenti essere oggetto di investimenti privati da parte di altri operatori tramite tecnologie alternative, provenienti dal Regno Unito e da altri Stati membri, le misure notificate possono incidere sugli scambi fra gli Stati membri e falsare la concorrenza.

               (341)

               La Commissione ritiene che le misure di aiuto potrebbero falsare le decisioni di investimento e scoraggiare gli investimenti alternativi. Poiché EDF è già presente sul mercato della produzione di energia del Regno Unito, l'aiuto potrebbe falsare il funzionamento del mercato a valle e anche portare a eventuali riduzioni di liquidità nel mercato all'ingrosso.

         7.10.   CONCLUSIONI GENERALI SULL'ESISTENZA DI AIUTO

               (342)

               La Commissione conclude pertanto che il CfD, l'accordo con il ministero e la garanzia di credito in quanto misure diverse concernenti un intervento statale, comportano aiuti di Stato a norma dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE.

         8.   VALUTAZIONE DELLA MISURA A NORMA DELL'ARTICOLO 106, PARAGRAFO 2, DEL TFUE

               (343)

               La Commissione ha precisato la sua interpretazione dell'articolo 106, paragrafo 2, del TFUE in sede di valutazione di una misura notificata che comporta aiuti di Stato e l'erogazione di un SIEG, nella sua Comunicazione «Disciplina dell'Unione europea relativa agli aiuti di Stato concessi sotto forma di compensazione degli obblighi di servizio pubblico» («la disciplina SIEG») (39). La Commissione ha concluso precedentemente al punto (315) che la misura notificata non costituisce un vero e proprio SIEG, condizione essenziale per la valutazione della misura ai sensi dell'articolo 106, paragrafo 2, del TFUE. Pertanto, la Commissione non considera necessario valutare il resto dei criteri indicati dalla disciplina SIEG per concludere che la misura notificata non può essere ritenuta compatibile con il mercato interno sulla base di quanto disposto dall'articolo 106, paragrafo 2, del TFUE.

         9.   VALUTAZIONE DELLA MISURA DI AIUTO A NORMA DELL'ARTICOLO 107, PARAGRAFO 3(c), DEL TFUE

               (344)

               A titolo preliminare, la Commissione osserva che le misure che comportano aiuti al funzionamento sono in linea di principio incompatibili, a norma dell'articolo 107, paragrafo 3, del TFUE (40). Tuttavia, le misure notificate, e In particolare il CfD, sono equivalenti agli aiuti agli investimenti, per le ragioni di seguito illustrate.

               (345)

               Lo scopo delle misure, e in particolare del CfD, è quello di consentire a NNBG di impegnarsi a investire nella costruzione della centrale HPC. Il CfD in effetti offre uno strumento di copertura del rischio sotto forma di meccanismo di stabilizzazione dei prezzi, garantendo stabilità e certezza delle entrate per un lungo periodo di tempo tale da rendere possibile a NNBG l'investimento degli ingenti finanziamenti necessari per la costruzione della centrale HPC.

               (346)

               In effetti, la centrale HPC corre maggiori e più sostanziali rischi durante la fase di costruzione che in quella d'esercizio. La lunga durata di vita dell'impianto HPC comporta che le misure di sostegno previste ne tengano debito conto. Dal punto di vista di questo tipo particolare di progetto, la Commissione ritiene che la misura d'aiuto sia di fatto equivalente all'erogazione di un aiuto agli investimenti che tenga conto delle caratteristiche e del profilo di rischio del progetto e, pertanto, riduca al minimo l'ammontare di aiuti necessari e le successive misure essenziali come incentivo all'investimento. Da un punto di vista della modellazione finanziaria, si potrebbe considerare il valore netto attualizzato dei pagamenti dell'SP come l'equivalente di una somma forfetaria che consente a NNBG di sostenere i costi di costruzione.

               (347)

               La Commissione conclude pertanto che in questo contesto specifico, in virtù della peculiarità del progetto, l'aiuto ha le caratteristiche di un aiuto agli investimenti e la sua compatibilità sarà valutata di conseguenza. Le specifiche distorsioni alla concorrenza causate dall'aiuto saranno oggetto della valutazione di cui alla sezione IX.6.

         9.1.   COMPATIBILITÀ CON LA NORMATIVA ESISTENTE IN MATERIA DI REGOLAMENTAZIONE DEL MERCATO

               (348)

               La Commissione ha preso in esame la questione dell'eventuale compatibilità delle misure con la normativa esistente in materia di regolamentazione del mercato interno.

               (349)

               In particolare, taluni terzi interessati hanno espresso la preoccupazione che l'aiuto possa violare l'articolo 8 della direttiva Elettricità. Alcune parti interpellate si sono anche chieste se le misure fossero conformi alle norme dell'UE in materia di appalti pubblici (41).

               (350)

               La Commissione ritiene che le due questioni siano in una certa misura collegate. In particolare, le norme in materia di appalti pubblici oggetto della direttiva 2004/17/CE e della direttiva 2004/18/CE non sono d'applicazione alla misura in parola, in quanto essa non comporta appalti di forniture, lavori o servizi.

               (351)

               Le direttive 2004/18/CE e 2004/18/CE disciplinano l'acquisizione, tramite appalto pubblico, di lavori, forniture o servizi da parte di una o più amministrazioni aggiudicatrici o enti di operatori economici scelti da tali amministrazioni aggiudicatrici o enti, a prescindere dal fatto che i lavori, le forniture o i servizi abbiano una finalità pubblica o meno. Ciò comporta, fra gli altri aspetti, la stipula di un contratto che prevede obblighi vincolanti per le parti, in cui l'esecuzione dei lavori, delle forniture o dei servizi è soggetta a requisiti specifici, giuridicamente vincolanti, definiti dall'autorità o dall'ente contraente.

               (352)

               Di converso, gli atti pubblici quali autorizzazioni o concessioni, sulla base dei quali lo Stato membro o l'ente pubblico stabilisce le condizioni per l'esercizio di un'attività economica, compresa quella di condurre una determinata operazione, concessa, normalmente, su richiesta dell'operatore economico e non su iniziativa dell'autorità aggiudicatrice o dell'ente aggiudicatore e da cui l'operatore economico ha la facoltà di ritirarsi, rinunciando alla fornitura di lavori o di servizi, non si configura come appalto.

               (353)

               Analogamente, il puro e semplice finanziamento di un'attività, in particolare tramite sovvenzioni che spesso si ha l'obbligo di rimborsare nella misura degli importi non utilizzati per gli scopi cui erano diretti, non rientra nell'ambito di applicazione delle succitate direttive.

               (354)

               Sulla base delle informazioni disponibili, non è possibile concludere che il CfD concerne l'acquisizione di lavori, servizi o forniture e pertanto si configuri come appalto pubblico o pubblica concessione.

               (355)

               In primo luogo, il CfD non stabilisce requisiti particolari di fornitura, all'autorità aggiudicatrice o a terzi, di qualsiasi tipo di servizi, beni o lavori. Questi contratti comportano soltanto un impegno generale, da parte di NNBG, a investire nella centrale HPC, costruirla e gestirne l'esercizio. Inoltre, come già indicato al paragrafo 315, di cui sopra, la Commissione ritiene che il servizio fornito non costituisca un servizio di interesse economico generale.

               (356)

               Secondo, i contratti non prevedono obblighi vincolanti per le parti il cui adempimento possa essere richiesto in giudizio. Al contrario: i contratti prevedono soltanto scadenze relative alla fase di costruzione dei reattori nucleari, ciascuna rappresentativa per NNBG del rischio di risoluzione del contratto (cfr. paragrafo 219).

               (357)

               Terzo, non sussiste selettività sul numero di operatori economici in grado di stipulare un CfD, a parte quella derivante dal numero limitato di siti disponibili per la costruzione di centrali nucleari. Come evidenziato dalle autorità britanniche, il sistema resta aperto a tutti i terzi eventualmente interessati.

               (358)

               La Commissione conclude pertanto che il CfD per HPC definisce le condizioni per l'esercizio dell'attività di elettrogenerazione tramite il ricorso alla tecnologia nucleare e non si configura come appalto pubblico o procedura di gara d'appalto.

               (359)

               Se anche si dovesse concludere che l'articolo 8 della direttiva Elettricità è d'applicazione per la misura notificata, la Commissione ritiene che non sussista violazione della stessa.
               L'articolo 8 della direttiva Elettricità non prevede il ricorso a una procedura di gara, e contempla la possibilità di esperire procedure equivalenti in termini di trasparenza e non discriminazione, sulla base dei criteri pubblicati. Il Regno Unito ha esteso un invito a manifestare interesse per individuare i soggetti idonei a investire nel nucleare.

               (360)

               In particolare, nel dicembre 2011 il DECC ha pubblicato un invito a manifestare interesse rivolto a eventuali investitori in progetti che soddisfino le caratteristiche necessarie, come indicate nel documento pubblicato. (42)

               (361)

               In seguito, il 29 novembre 2012 sono stati pubblicati il Quadro operativo dei CfD e l'Energy Bill
                   (43). Il Quadro operativo ha chiarito in che modo il CfD intendesse sostenere gli investimenti nella produzione di elettricità a basse emissioni, proponendo degli esempi sulle modalità di presentazione della domanda di CfD da parte dei costruttori, i termini di stipula di tali contratti e il quadro istituzionale di riferimento.

               (362)

               L'unica società di produzione di energia nucleare a rispondere all'invito e provvista di un progetto per una nuova centrale nucleare sufficientemente avanzato da poter essere considerato ammissibile all'avvio delle trattative è stata NNBG, la quale con lettera del 22 marzo 2012 ha presentato i suoi criteri di ammissibilità. Nella sua risposta del 22 maggio 2012, il DECC ha confermato l'ammissibilità del progetto.

               (363)

               Nel luglio 2012 il Regno Unito ha confermato di essere in trattative con altri costruttori di nuove centrali nucleari oltre a NNBG (44). A seguito dell'approvazione interna del governo britannico, il 15 febbraio 2013 sono stati avviati negoziati formali con NNBG sulle eventuali condizioni di un contratto d'investimento.

               (364)

               La Commissione conclude che la procedura di selezione utilizzata dal Regno Unito per reperire un contraente CfD idoneo a sostenere gli investimenti nella nuova centrale nucleare si è basata su una disciplina chiara, trasparente e non discriminatoria, che si può considerare equivalente a una procedura d'appalto in termini di trasparenza e non discriminazione.

               (365)

               Pertanto, non è necessario stabilire se una potenziale violazione delle norme che disciplinano il mercato interno configurerebbe l'aiuto come incompatibile.

         9.2.   OBIETTIVI DI INTERESSE COMUNE

               (366)

               Nella decisione di avvio, la Commissione ha espresso dubbi su tre degli obiettivi comuni formulati dal Regno Unito, ossia la diversificazione, la sicurezza degli approvvigionamenti e la decarbonizzazione.

               (367)

               La decisione di avvio ha riconosciuto che la sicurezza degli approvvigionamenti si configura come un obiettivo comune, ma nutriva dei dubbi sul fatto che in questo caso particolare la misura di aiuti potesse contribuire a risolvere il problema, in quanto non sembra esservi corrispondenza fra la prevista insufficienza nella domanda e il momento in cui la struttura HPC sarà disponibile. Inoltre, non era chiaro alla Commissione se le tecnologie alternative potessero soddisfare il fabbisogno di nuova capacità di energia.

               (368)

               Infine, la diversificazione è stata considerata un aspetto importante della sicurezza degli approvvigionamenti, ma non tanto da essere ritenuta un obiettivo di interesse comune in quanto tale.

               (369)

               Tuttavia, la Commissione ha ammesso la conformità della misura con il trattato Euratom.

               (370)

               Come riconosciuto in precedenti decisioni della Commissione (45), lo scopo fondamentale del trattato Euratom 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 […]».

               (371)

               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. La Commissione è tenuta a verificare il rispetto delle disposizioni del trattato.

               (372)

               Conformemente all'articolo 2, lettera c), del trattato Euratom, gli Stati membri devono «agevolare gli investimenti ed assicurare, particolarmente incoraggiando le iniziative delle imprese, la realizzazione degli impianti fondamentali necessari allo sviluppo dell'energia nucleare nella Comunità.» L'articolo 40 dello stesso trattato prevede che la Commissione pubblichi dei programmi a carattere indicativo «riguardanti in particolare obiettivi di produzione di energia nucleare e gli investimenti […] richiesti.»

               (373)

               Sulla base della valutazione della Commissione, la misura contribuisce alla sicurezza degli approvvigionamenti nel lungo periodo, basati in particolare sulle previsioni di capacità e sul ruolo svolto dalla fornitura di elettricità da parte della centrale HPC nel momento in cui si prevede saranno avviate le attività.

               (374)

               La Commissione pertanto ritiene che le misure di aiuto volte a promuovere l'energia nucleare perseguano un obiettivo di interesse comune e, al contempo, possano apportare un contributo agli obiettivi di diversificazione e sicurezza degli approvvigionamenti.

         9.3.   I FALLIMENTI DEL MERCATO E LA NECESSITÀ DELL'INTERVENTO STATALE

               (375)

               Nella sua decisione di avvio, la Commissione contestava l'opinione che l'energia nucleare debba necessariamente patire un fallimento di mercato.

               (376)

               La Commissione si riferiva in particolare all'esistenza di altri strumenti volti alla decarbonizzazione (come l'ETS) e alla manifesta redditività commerciale dell'energia nucleare. La Commissione ha anche ricordato che ove si rilevasse la presenza di un fallimento del mercato, questo sarebbe da riferirsi agli ostacoli posti all'aumento del livello di finanziamenti necessari, in ragione degli ingenti costi che l'investimento comporta, che sembrerebbero adeguatamente superati con la concessione di una garanzia di credito, senza dover ricorrere ad altri strumenti.

               (377)

               La Commissione ha valutato la questione di eventuali fallimenti del mercato esaminando gli elementi probatori trasmessi dai terzi interpellati e corredati di un'analisi economica approfondita (46).

               (378)

               L'affermazione delle autorità britanniche sull'esistenza di un fallimento del mercato residuale nelle emissioni di CO2 a lungo termine è fondata, in quanto non vi sono indicazioni sui prezzi a lungo termine del carbonio e manca un quadro regolamentare sufficientemente preciso e stabile sulla riduzione delle emissioni di CO2 a lungo termine. Questa argomentazione giustifica una qualche forma di intervento governativo per stimolare la generazione a basse emissioni, fra cui si annovera anche il nucleare.

               (379)

               Inoltre, sembrano ragionevoli le argomentazioni secondo cui la sicurezza degli approvvigionamenti di elettricità non sia adeguatamente valutata e le decisioni di investimento privato nella produzione di energia elettrica possano attestarsi al di sotto dell'ottimo sociale.

               (380)

               Tuttavia, questi due potenziali fallimenti del mercato non sembrano riguardare tanto nello specifico l'eventuale investimento nella produzione nucleare, quanto più genericamente sia gli investimenti rivolti alla produzione a basse emissioni sia i rimedi volti a internalizzare le esternalità positive della disponibilità di elettricità. Il secondo fallimento di mercato è affrontato precisamente con la creazione di un meccanismo di capacità. La Commissione ha autorizzato la misura del Regno Unito relativa al mercato delle capacità con la decisione del 23 luglio 2014. (47)

               (381)

               Tuttavia, si rilevano due fallimenti del mercato più pertinenti e specifici dell'energia nucleare.

               (382)

               Innanzitutto, gli investimenti nel nucleare sono soggetti a un rischio notevole, considerata la combinazione di alti costi in conto capitale in fase di avvio del progetto, i lunghi tempi di realizzazione e il lungo periodo di esercizio necessario per recuperare i costi d'investimento. La mancanza di strumenti finanziari o di altri tipi di contratto da reperire sul mercato per coprire i notevoli rischi illustrati costituisce un fallimento di mercato che è proprio di poche tecnologie, fra cui quella nucleare. Gli strumenti attualmente disponibili sul mercato non prevedono orizzonti temporali che vadano oltre i 10 o 15 anni, sia sotto forma di contratti a lungo termine che di strumenti di copertura del rischio.

               (383)

               In particolare, la produzione di energia nucleare presenta dei cicli di vita estremamente lunghi e complessi, diversamente dalla maggior parte delle altre infrastrutture di produzione di energia nonché, in effetti, dalla maggior parte degli investimenti infrastrutturali in generale. Di norma occorrono dagli otto ai dieci anni per costruire una centrale nucleare e occorre sostenere dei costi prima di percepire delle entrate, con rischi unicamente in capo all'investitore. Il ciclo di vita utile di 60 anni è caratterizzato dalle entrate generate, ma queste dipendono dai prezzi all'ingrosso, la cui evoluzione è incerta. Il periodo di disattivazione che segue può durare quarant'anni, ed è necessario prevedere un fondo di accantonamento per la chiusura dell'impianto. Infine, i rifiuti nucleari ad alta attività sono di solito trattati e stoccati in loco prima di essere trasferiti in un deposito dove dovrebbero rimanere per centinaia di anni.

               (384)

               Secondo, sussiste un rischio (prevalentemente politico) di «blocco», una volta effettuato l'investimento, e l'investitore si trova ad avere poca forza contrattuale. Data la natura controversa della tecnologia nucleare, i governi che si succedono possono adottare posizioni diverse sulla desiderabilità di tale opzione, il che può rappresentare un ulteriore elemento di incertezza per gli investitori privati. La Commissione non è convinta che tale questione possa configurarsi come un fallimento del mercato, ma riconosce che può essere un fattore peggiorativo delle condizioni d'investimento nei nuovi impianti nucleari, in particolare considerati i lunghi periodi necessari per la costruzione, l'esercizio e la disattivazione delle centrali.

               (385)

               Tali problematiche sono peculiari alla tecnologia nucleare. Tutte le tecnologie possono, in linea di principio, subire un «blocco» politico; tuttavia, in considerazione del maggior orizzonte temporale e della maggior portata degli investimenti impegnati, si può prevedere che i progetti nucleari ne saranno toccati in misura maggiore. Inoltre, l'impossibilità di condividere in modo adeguato i rischi derivanti da importanti investimenti tramite strumenti di mercato produce un impatto sproporzionato e ben maggiore sul nucleare rispetto ad altre tecnologie.

               (386)

               La Commissione ha anche esaminato l'eventualità che gli investimenti potessero confluire verso il settore del nuovo nucleare anche in assenza di aiuti. Il lavoro di modellazione intrapreso ha utilizzato una serie di scenari controfattuali, con diverse ipotesi riguardo ai prezzi dei combustibili fossili e al panorama politico eventualmente prevalente in assenza di un CfD per il nuovo nucleare (48). Mentre il Regno Unito ribadisce che la modellizzazione in sé e per sé (e in particolare con tali orizzonti temporali di lunga durata) può fornire solo utili indicazioni sulla base della necessaria semplificazione delle dinamiche del mondo reale, la Commissione stima utile questo lavoro di modellizzazione per chiarire la sua posizione sugli aspetti fondamentali della valutazione.

               (387)

               Nello scenario in cui i CfD sono disponibili per le tecnologie rinnovabili e CCS, ma non per il nucleare, secondo il modello gli investimenti privati nel nuovo nucleare non hanno convenienza economica fino al 2046. Nello scenario privo di CfD e dotato del Mercato della capacità, sulla base delle ipotesi di prezzo centrali sui combustibili fossili formulate dal DECC, non sono presenti iniziative di investimento privato nel nuovo nucleare fino al 2037. In un contesto caratterizzato da prezzi dei combustibili fossili elevati, le decisioni di investimento nel nuovo nucleare si presentano nel 2032, mentre in uno scenario caratterizzato da prezzi bassi dei combustibili fossili e prezzi del carbonio piatti, vi è la completa assenza di questi investimenti fino alla fine dell'orizzonte di modellizzazione, nel 2049.

               (388)

               Sono stati sottoposti a modellizzazione altri otto scenari, ciascuno dei quali è stato quindi modificato fino a otto varianti. Una sintesi dei risultati principali estrapolati dalla selezione degli scenari è illustrata nella Tabella 9 riportata nell'allegato.

               (389)

               Dal lavoro di modellizzazione effettuato è emersa una risultanza fondamentale: si evidenzia un'incertezza significativa sull'eventualità che si verifichino investimenti privati nel nuovo nucleare in assenza di aiuti di Stato, con date che vanno dai primi anni 2030 a non prima del 2049. Inoltre, la dotazione del CfD per il nuovo nucleare sembra contribuire al miglioramento del benessere per la società nel suo complesso e per i consumatori nello specifico, con l'eccezione per lo scenario in cui vi sia l'abbandono degli obiettivi di decarbonizzazione e prezzi bassi dei combustibili fossili.

               (390)

               L'analisi effettuata dalla Commissione conferma che sussiste un elevato grado di incertezza sull'eventualità che il mercato fornisca investimenti nel nuovo nucleare entro un periodo di tempo realistico. Per quanto gli elementi di prova forniti e l'analisi effettuata non siano definitivi, essi indicano con un livello di ragionevolmente elevato di attendibilità ed entro gli inevitabili vincoli imposti dalle previsioni su questo orizzonte temporale, che gli investimenti puramente commerciali nel nuovo nucleare non arriveranno in tempo per rispondere al fabbisogno energetico che sta attualmente affrontando il Regno Unito in mancanza di aiuti di Stato.

               (391)

               Inoltre, i meccanismi alternativi non bastano a incentivare gli investimenti nel nuovo nucleare. Né il prezzo minimo del carbonio, né il Mercato della capacità sono sufficienti a promuovere gli investimenti nel nucleare. In particolare, gli operatori del nucleare possono essere ammessi al Mercato delle capacità solo dopo aver rinunciato ad altre forme di sostegno, fra cui un CfD o una garanzia di credito e il Mercato delle capacità prevede una scadenza che sarebbe troppo ravvicinata per garantire un investimento nell'energia nucleare. Il prezzo minimo del carbonio non assicura sufficiente certezza sui futuri prezzi all'ingrosso per investimenti della portata e della durata del nuovo nucleare tali da indurre a procedere. Secondo il lavoro di modellizzazione effettuato, altre forme di sostegno non sarebbero sufficienti per garantire gli investimenti nel nuovo nucleare entro un orizzonte temporale realistico e che soddisfi le esigenze del Regno Unito. Nessuna delle misure di sostegno affronta l'elevata incertezza dei prezzi all'ingrosso e la mancanza di possibilità di garantire e stipulare contratti a lungo termine.

               (392)

               Per le ragioni evidenziate in precedenza, e nella misura in cui gli investimenti nel nuovo nucleare mirano all'obiettivo degli interessi comuni dell'UE evidenziati alla sezione 9.2 di cui sopra, la Commissione conclude pertanto che le misure di aiuti di Stato proposte sono necessarie, sulla base di questo tipo specifico di investimento nel nuovo nucleare e sulla base dello stato e del funzionamento dei mercati finanziari osservabili nel Regno Unito al momento della presente decisione.

         9.4.   STRUMENTI ADEGUATI ED EFFETTO INCENTIVANTE

               (393)

               Nella sua decisione di avvio, la Commissione ha posto la questione se il CfD potesse essere considerato uno strumento adeguato per erogare aiuti di Stato, poiché elimina i segnali trasmessi dal prezzo e interferisce con l'attuale assetto del mercato, secondo cui l'elettrogenerazione rappresenta un mercato competitivo e gli investimenti si effettuano sulla base delle previsioni sulle entrate, derivate dalla vendita dell'elettricità a livello di mercato all'ingrosso.

               (394)

               La Commissione ha altresì contestato la durata della misura e la protezione che la stessa garantisce sulle entrate, tanto da eliminare il rischio legato ai prezzi, a maggior ragione quando al CfD si aggiunge una garanzia di credito. Infine, la Commissione ha sollevato dubbi sulla mancanza di un processo di aggiudicazione aperto e trasparente, che, fra le altre cose, ha violato la neutralità tecnologica consentendo trattative private fra il Regno Unito e EDF su un progetto basato su una tecnologia specifica.

               (395)

               Le argomentazioni del Regno Unito a sostegno del CfD sono collegate ai principali fallimenti del mercato evidenziati alla sezione 9.3 di cui sopra, principalmente l'incapacità degli investitori privati di condividere in modo efficace, o trasferire, il rischio di volatilità dei prezzi, a causa dell'incompletezza dei mercati di trasferimento del rischio, alle attuali circostanze.

               (396)

               Stante la presenza di tali fallimenti del mercato dei capitali a lungo termine, la costituzione di una garanzia di credito non sarebbe sufficiente, in sé, per portare a compimento gli investimenti nel nuovo nucleare, in quanto essa affronta unicamente l'esigenza di indebitamento del progetto, ma non le difficoltà insite nel nucleare, come la peculiarità dei rischi derivanti dalla costruzione e da un ciclo di vita utile lungo e complesso. La garanzia di credito consente agli investitori di raccogliere capitale di debito, mentre il CfD porta gli investitori a impegnare il capitale di rischio nel progetto, tanto più che la garanzia di credito in sé si basa sull'esistenza del CfD ed è intrinsecamente collegata ad esso, poiché il rating del progetto tiene conto dell'esistenza del CfD. Solo le entrate garantite del CfD potrebbero compensare il profilo di rischio a lungo termine del progetto.

               (397)

               La Commissione ha già riconosciuto, nella decisione del 23 luglio 2014, che i CfD possono essere uno strumento idoneo a sostenere le tecnologie a basse emissioni e in particolare quelle rinnovabili (49).

               (398)

               Il CfD affronta apertamente l'esigenza di dare stabilità e prevedibilità dei prezzi rispetto ai tassi di rendimento del progetto e degli azionisti, che sono di particolare importanza con investimenti di queste dimensioni e durata e perciò essenziali perché l'investimento abbia luogo. In tal senso, il CfD affronta i principali fallimenti del mercato individuati in precedenza.

               (399)

               Gli altri termini specifici del CfD per HPC e dell'accordo con il ministero, in particolare le compensazioni concesse in caso di forme politiche o legislative di penalizzazione discriminatoria della tecnologia nucleare, affrontano altri rischi che potrebbero essere considerati come specifici del nucleare, come la possibilità di blocchi dell'investimento a causa di modifiche del quadro normativo, ad esempio per ragioni politiche.

               (400)

               Dato l'obiettivo delle misure di aiuto, cioè perseguire un investimento nell'energia nucleare, la Commissione ritiene che un bando di gara aperto alla partecipazione di più tecnologie per l'elettrogenerazione non sarebbe stato appropriato, considerato il periodo di tempo richiesto dal Regno Unito.

               (401)

               All'invito a manifestare interesse del Regno Unito ha risposto solo EDF con una proposta d'investimento. Il Regno Unito ha trasmesso elementi (50) comprovanti che nessun altro progetto era pronto a concorrere con HPC all'epoca delle trattative con EDF. Date le specificità della tecnologia nucleare, i costi preliminari all'impegno di spesa sono notevoli, e sono pochi gli operatori in possesso delle conoscenze e della solidità finanziaria necessarie per affrontare investimenti della portata di HPC. Il Regno Unito ha spiegato che avrebbe preferito trovarsi in una situazione di tensione competitiva fra gli offerenti, ma che non c'è stata nessun'altra impresa a presentare un'offerta per il nuovo nucleare.

               (402)

               La Commissione riconosce che, in generale, il nucleare si trova in una situazione differente rispetto ad altre tecnologie, per quanto concerne i requisiti che gli investitori devono soddisfare. Semplicemente, non vi sono progetti paragonabili a quello di una centrale nucleare in termini di durata e portata dell'investimento. Il progetto HPC è molto particolare. Si tratta di un progetto infrastrutturale di dimensioni quasi mai raggiunte, nel settore dell'energia come in altri settori. Pertanto, la Commissione riconosce che una procedura d'appalto nel caso in esame non avrebbe consentito di ottenere risultati significativi, dati i vincoli del progetto.

               (403)

               La Commissione ritiene altresì che il CfD offerto agli investimenti nel nuovo nucleare non discrimini eccessivamente le altre tecnologie, né che sia più favorevole al nuovo nucleare di quanto non lo sia con le altre tecnologie. In effetti, anche le altre tecnologie possono ricevere pari sostegno dai CfD, utilizzando lo stesso tipo di strumento, fatti salvi gli adeguamenti eventualmente necessari per le differenze fra le varie tecnologie (come l'accordo con il ministero e la riapertura delle negoziazioni opex).

               (404)

               Inoltre, la natura intermittente di molte tecnologie rinnovabili non le rende una valida alternativa alla tecnologia del carico di base come l'energia nucleare. Come illustrato al precedente paragrafo 199, la sostituzione della capacità che si prevede dovrebbe coprire il progetto HPC corrisponde a 14 GW di energia eolica onshore, ovvero a 11 GW di energia eolica offshore, volumi che sarebbe irrealistico pensare di poter fornire nello stesso lasso di tempo.

               (405)

               Inoltre, il CfD per il nuovo nucleare non discrimina gli impianti nucleari esistenti, che non necessitano di incentivi alla costruzione e che sono stati realizzati in circostanze diverse da quelle odierne, ad esempio, prima della liberalizzazione del mercato.

               (406)

               Di conseguenza e nei limiti del caso e del progetto specifici, la Commissione conclude che il CfD, in combinazione con la garanzia di credito e l'accordo con il ministero, come strutturati nelle misure notificate, sono strumenti appropriati a fornire aiuti e offrire un effetto d'incentivazione adeguato al beneficiario.

         9.5.   PROPORZIONALITÀ

               (407)

               Nella decisione di avvio, la Commissione si è interrogata sulla proporzionalità del tasso di rendimento, data la combinazione di CfD, garanzia di credito e altri elementi di attenuazione del rischio forniti dalla misura, che pare essere compatibile con tassi di rendimento sostanzialmente inferiori a quelli concessi a NNBG in ragione del minor rischio. In particolare, l'impianto del CfD essenzialmente elimina il rischio dei prezzi di mercato, mentre la misura è volta a tutelare l'investitore da svariati eventi, erogando una compensazione.

               (408)

               La decisione di avvio ha sollevato dubbi anche su fatto che il tasso di rendimento fosse elevato e sulla possibilità che il beneficiario ricavasse ingenti profitti in caso di ipotesi errate.

               (409)

               Vi sono essenzialmente tre ordini di problemi nelle misure volute dal Regno Unito in relazione alla proporzionalità, pertinenti per la valutazione della Commissione.

               (410)

               In primo luogo, considerando la combinazione di CfD e garanzia come notificati, si è ritenuto che il tasso di rendimento previsto fosse elevato, tanto da non poter escludere un eccesso di compensazione. In particolare, una volta costruito l'impianto, si può considerare che operi effettivamente come un asset regolamentato per la durata del CfD, con un flusso di entrate relativamente stabile.

               (411)

               Secondo, il CfD svincola il tasso di rendimento dall'ammontare dell'aiuto. L'SP può essere fissato a un livello che consenta a NNBG di coprire i costi e conseguire un ragionevole profitto, ma ciò non determina l'ammontare di aiuti che sarà alla fine erogato e che dipende anche dai prezzi all'ingrosso. Si crea pertanto l'esigenza di interpretare la verifica dell'eccesso di compensazione come verifica del tasso di rendimento, piuttosto che fare riferimento al livello di aiuti in assoluto.

               (412)

               Terzo, non vi è certezza che eventuali utili conseguiti dopo la costruzione e superiori alle attese andranno a beneficio degli utenti, riducendo il tasso di rendimento al minimo e ottimizzando il benessere generale.

               (413)

               Tali questioni saranno esaminate nelle sezioni successive per quanto concerne la garanzia di credito, il CfD e il tasso di rendimento, prima di trarre le conclusioni finali sul pacchetto nel suo complesso.

         9.5.1.   La garanzia di credito

               (414)

               Le obbligazioni da emettersi da parte dell'emittente saranno assistite dalla garanzia di credito come descritta alla sezione 2.2 di cui sopra.

               (415)

               La Commissione ha valutato la metodologia della garanzia di credito seguita inizialmente dallo IUK. Secondo tale metodologia, la commissione di garanzia risulterebbe dalla media di tre indicatori al momento della chiusura del prezzo commerciale dell'intero finanziamento, ma comunque pari almeno a 225 punti base. Il Regno Unito ha dichiarato che il 21 agosto 2014, a fine giornata il tasso della commissione di garanzia sarebbe stato fissato a 250 punti base (valore medio fra 263, 243 e 245, rispettivamente) (51).

               (416)

               Non essendo possibile rilevare direttamente i prezzi applicati sul mercato per garanzie di credito (sufficienti) a coprire rischi di questo genere, è necessario ricorrere ad approcci alternativi per definire quale sia il tasso della commissione di garanzia in condizioni di mercato. Un primo approccio è il cosiddetto approccio delle perdite attese, che mette in relazione il piano aziendale della società alla sua struttura patrimoniale, sulla base di diversi scenari da cui deriverà una probabilità di insolvenza. In alternativa, è possibile effettuare un'analisi comparativa della garanzia sulla base dei prezzi di mercato rilevati per strumenti paragonabili con analoghi rischi di credito.

               (417)

               Sulla base dei documenti trasmessi dal Regno Unito e della sua analisi, la Commissione ha stabilito vi fossero fondati motivi per ritenere che il tasso minimo inizialmente proposto per la commissione (225 punti base) e il tasso al 26 agosto 2014 (250 punti base) fossero inferiori ai valori di mercato. Tale conclusione si è basata su due ordini d'indagine: innanzitutto, le metodologie utilizzate per determinare la commissione; in secondo luogo, il rating proposto dal Regno Unito per il dispositivo di garanzia.

         9.5.1.1.   Le metodologie di calcolo della commissione di garanzia

               (418)

               In mancanza di prezzi di mercato per strumenti analoghi, per valutare la commissione di garanzia sono state proposte alla Commissione due modalità di valutazione.

               (419)

               La prima è il cosiddetto approccio del parametro di riferimento dei prezzi, illustrato con maggior dettaglio nelle risposte del tesoro britannico del 26 agosto, 5 settembre, 12 settembre e 19 settembre 2014. Il punto di partenza dell'analisi è il credit score con un rating equivalente a BB+/Ba1 in fase di costruzione. Lo IUK ritiene che in virtù dei dispositivi di tutela del debito insiti negli accordi di finanziamento, il progetto HPC dovrebbe poter ottenere un rating equivalente a BB+/Ba1 durante la costruzione (52).

               (420)

               Come illustrato nell'allegato B (informazioni di riferimento), che presenta una visione d'insieme di ciascuna serie di parametri, la commissione varia fra i 243 punti base (secondo i parametri di indebitamento societario) e i 263 punti base (secondo i mutui bancari della finanza di progetto).

               (421)

               Inoltre, lo IUK ha presentato i margini differenziali della mediana dei CDS di sette entità con rating BB+ inserite nell'indice iTraxx Europe XOver (con scadenza decennale) (53), fra cui sessanta componenti da intendersi al limite del rendimento di qualità elevata (investment grade) ma che comprendono entità con rating che vanno da BBB (con outlook negativo) a CCC. Il margine differenziale medio delle sette entità BB+ è stato calcolato a circa 250 punti base alla data in cui è stata trasmessa l'informativa alla Commissione. Lo IUK ha considerato questo dato una conferma che la commissione di garanzia sarebbe stata di 250 punti base se fosse stata calcolata alla data relativa.

               (422)

               Tuttavia, non è chiaro se tali indici non possano essere considerati appieno come punti di riferimento per la garanzia di credito costituita per HPC. Mentre l'indice iTraxx Europe XOver potrebbe essere utilizzato come punto di partenza per desumere il valore della commissione di garanzia per Hinkley Point C, le società selezionate per l'indice sono solo le «migliori» società speculative grade (a rischio elevato); la scadenza dell'indice è a dieci anni, valore non conforme all'agevolazione concessa a HPC; inoltre un ventaglio esteso di singoli margini differenziali sui CDS evidenzia differenze nella qualità del credito.

               (423)

               Pertanto, la valutazione dello IUK non ha pienamente convinto la Commissione, sia per il numero limitato di parametri della finanza di progetto, sia per i dubbi che i criteri di selezione prescelti sollevano in merito all'analisi comparativa. La Tabella 16 dell'allegato B presenta un quadro d'insieme dei parametri della finanza di progetto.

               (424)

               La seconda modalità è l'approccio delle perdite attese. L'approccio completo delle perdite attese mette in relazione il modello aziendale con la struttura del capitale secondo diversi scenari e desume le probabilità di insolvenza e i tassi di recupero corrispondenti per ciascun anno di progetto, dove le probabilità di insolvenza riflettono l'eventualità che la società non sia in grado di sostenere il pagamento degli interessi o del capitale. Tuttavia, nel caso del progetto in esame questo non è stato fatto, e il modello espone invece il valore attuale netto della garanzia secondo quello che viene considerato uno scenario punitivo (54).

               (425)

               Partendo dall'ipotesi di una commissione di garanzia a 250 punti base e i suddetti presupposti di partenza, il modello proxy dell'approccio delle perdite attese evidenzia che la garanzia è caratterizzata da un livello positivo di VAN.

               (426)

               La Commissione non è stata pienamente convinta neanche dai risultati di questo secondo approccio. In particolare, il modello non mette in relazione il piano aziendale con le probabilità di insolvenza, quando queste ultime sono imposte e prese come dato di partenza per i calcoli del VAN.

               (427)

               Di conseguenza, la Commissione ha deciso di considerare queste metodologie come uno strumento utile per chiarire la sua valutazione, ma non per giustificare completamente la commissione proposta di 250 punti base.

         9.5.1.2.   Incertezze sul rating interno BB+/Ba1

               (428)

               I due approcci evidenziati in precedenza sono necessari per determinare la commissione e il credit score dello strumento. I rating possono essere utilizzati per mettere a confronto diversi parametri degli strumenti finanziari, compresi il livello di rischio e, cosa fondamentale, il prezzo.

               (429)

               Lo IUK ritiene che per questo progetto si possa ottenere un rating equivalente a BB+/Ba1. Il rating indicato non deriva né da una classificazione esterna, né da un punteggio corroborato da una relazione sul credito.

               (430)

               Tuttavia, la valutazione della Commissione è stata che si potesse prendere come punto riferimento solo il rating BB+, a causa delle incertezze che accompagnano il rating di uno strumento così complesso.

               (431)

               Una delle principali incertezze è data dal notevole rischio sui tassi d'interesse cui è soggetto il progetto. Poiché verranno emesse delle obbligazioni nei primi sette anni della fase di costruzione, vi è una notevole incertezza sul tasso dei gilt al momento dell'emissione (55). I rendimenti delle obbligazioni emesse dal governo britannico (i gilt) con scadenza decennale, ventennale e trentennale indicano che ci troviamo in un momento in cui i rendimenti sono tra i livelli storicamente più bassi (cfr. il grafico 1, allegato B). Le proiezioni della Banca d'Inghilterra sui tassi di rendimento dei gilt (le curve dei tassi forward) indicano un incremento atteso dei tassi dei titoli di Stato.

               (432)

               Una seconda incertezza è data dalle varie scadenze delle obbligazioni collegate a HPC, rispetto ai parametri forniti. In particolare, si prevede che la durata del debito garantito avrà una vita media ponderata (WAL) di 27,4 anni, a fronte di durate variabili delle obbligazioni da 8 a 41 anni. La garanzia del Regno Unito sarà valida fino alla scadenza finale, 41 anni dopo la data di chiusura del finanziamento. Tuttavia, l'analisi comparativa si incentra su strumenti con scadenze fino a 10-15 anni, principalmente perché la disponibilità dei parametri di determinazione dei prezzi arriva fino a quel punto. Lo IUK è stato informato dai sottoscrittori delle obbligazioni del fatto che la curva del differenziale di rendimento è piatta e spesso invertita fra le scadenze dai dieci ai trent'anni.

               (433)

               Di conseguenza, la Commissione non ha ritenuto che il rating proposto dallo IUK fosse corroborato da sufficienti elementi di prova, e ha stabilito di considerare i rating proposti solo come punto di riferimento; anche in questo caso il risultato ha portato alla conclusione che la commissione proposta a 250 punti base come inizialmente notificata non poteva considerarsi pienamente giustificata.

         9.5.2.   Il livello dell'SP e il conseguente tasso di rendimento

               (434)

               Come discusso nella decisione di avvio, la versione notificata del Modello finanziario (versione 5.1) indicava un tasso di rendimento del progetto del [9,75 a 10,25] per cento al netto delle imposte e in termini nominali, sulla base di un SP di 92,50 GBP per MWh. Questo valore sarebbe stato ridotto di 3 GBP per MWh (o di una somma forfetaria di pari valore in termini di VAN) se fosse stata adottata la decisione di costruire un'ulteriore centrale nucleare a Sizewell C, in quanto in tal modo EDF avrebbe potuto ripartire i costi FOAK (in particolare quelli di progettazione e ingegneria) dei reattori EPR fra le due centrali.

               (435)

               Il Regno Unito ha sempre sostenuto che per NNBG sarebbe ragionevole l'obiettivo di un tasso di rendimento del 10 per cento circa (valore nominale al netto delle imposte), anche a fronte dei tassi di rendimento dell'eolico offshore e di altri progetti messi a confronto.

               (436)

               Nel corso dell'indagine condotta dalla Commissione sono stati trasmessi diversi ulteriori aggiornamenti del Modello finanziario, che tenevano conto degli aggiornamenti nelle ipotesi di modellizzazione e delle previsioni sulla struttura finanziaria del progetto.

         9.5.2.1.   Modello finanziario e analisi di scenario

               (437)

               Il Regno Unito ha esaminato il Modello finanziario di EDF e l'ha utilizzato per ricavare il tasso di rendimento del progetto. La Commissione ha esaminato il Modello finanziario ed ha condotto un lavoro approfondito di verifica della sensibilità per ricavarne i principali indicatori di prestazione finanziaria per il progetto HPC.

               (438)

               Per stabilire se il tasso di rendimento del [9,75 10,25] per cento (valore nominale al netto delle imposte) non fosse eccessivo, Il Regno Unito ha trasmesso la relazione stilata da un consulente di KPMG che prendeva in considerazione cinque metodi per valutare il livello di rendimento adeguato per NNBG in relazione a HPC. Questi metodi e la gamma dei rendimenti corrispondenti sono riassunti nell'allegato A, Tabella 4.

               (439)

               La relazione ha evidenziato tassi di rendimento (nominali al netto delle imposte) fra il 6 e il 14,5 per cento. Il Regno Unito ha dichiarato che il tasso di rendimento del progetto stimato inizialmente, pari al [9,75-10,25] per cento era a un livello ragionevole all'interno di tale gamma.

               (440)

               La Commissione ha espresso tre riserve di fondo sull'analisi presentata dal Regno Unito e i suoi consulenti riguardo al tasso di rendimento ammissibile (56).

               (441)

               In primo luogo, la metodologia di KPMG sembra aver ampiamente ignorato la differenza significativa fra il rischio in fase di costruzione e le fasi operative del progetto. Secondo, la Commissione ha posto la questione se i parametri proposti fossero comparabili al progetto HPC, in termini di livello e struttura di rischio, rapporto d'indebitamento e misure di sostegno correlate, quali le garanzie e altri strumenti di salvaguardia. Terzo, la Commissione ha formulato dei dubbi sul fatto che la commissione sulla garanzia di credito fosse stata definita alle condizioni di mercato. Una commissione di garanzia fissata a livelli più bassi di quelli di mercato influirebbe sul costo del debito relativo al progetto, e con esso sulla validità dei confronti coi vari parametri dei tassi di rendimento, nella misura in cui detti parametri si basano su un costo del debito non sovvenzionato.

               (442)

               La Commissione ha quindi effettuato diverse verifiche di sensibilità utilizzando un aggiornamento successivo del Modello finanziario (versione 9.8) (57).

               (443)

               Poiché sembra che la parte più consistente del rischio sia correlata con la fase di costruzione, la Commissione ha verificato gli scenari che tengono conto di tali rischi apportando una modifica percentuale ai flussi di cassa nominali del progetto (al netto degli effetti fiscali) durante tutta la fase di costruzione, rispetto all'ipotesi di riferimento (58). I dati sono stati attualizzati applicando dei tassi commisurati con i rischi che si affrontano nella fase operativa, dato che la centrale era già costruita. I risultati sono illustrati nell'allegato A, Tabella 5.

               (444)

               La Commissione ha quindi indagato in che misura si sia tenuto conto dei rischi nei flussi di cassa nelle varie versioni del Modello finanziario presentato. In particolare, la Commissione ha esaminato il documento «Acquisizione e controllo dei costi — Relazione di valutazione (ottobre 2013)» presentato dal DECC per valutare in che misura i flussi di cassa abbiano tenuto conto di rischi, incertezze e contingenze nel Modello finanziario presentato.

               (445)

               Il DECC ha avviato l'attività di acquisizione e controllo dei costi (CD&V) partendo dalla stima dei costi di NNBG per la centrale HPC basata sul progetto EDF/Areva per un reattore nucleare EPR. La relazione sulla CD&V ha presentato analisi comparative multiple, fra cui un'analisi comparativa dei dati sui costi stimati per HPC a fronte dei dati sui costi disponibili al pubblico, scoprendo che «la gamma delle analisi comparative delle stime dei costi in conto capitale sembra andare dai 10 ai 18 miliardi di GBP, con un costo medio inferiore ai 13 miliardi di GBP.»

               (446)

               La Commissione ha anche esaminato la relazione di NNBG «Stima TESLA4 — Volume 2 — Valutazione dei rischi finanziari (spese di costruzione)» (59) («TESLA4»). Sulla base dell'analisi dei rischi effettuata internamente a NNBG, la relazione ha presentato le stime della distribuzione di probabilità dei costi totali di realizzazione del progetto HPC per la data di base a novembre 2014, come illustrato nell'allegato A, Tabella 3.

               (447)

               Sulla base dell'analisi dei documenti CD&V e TESLA4, la Commissione ha stimato che i costi totali di realizzazione pari a circa […] miliardi di GBP (in termini del 2010) probabilmente si attesteranno nel segmento superiore della previsione di costo. Tale conclusione ha permesso di chiarire la valutazione della Commissione sul tasso di rendimento del progetto, tanto in termini di TIR del progetto che in termini di TIR degli azionisti.

               (448)

               Il Modello finanziario distingue fra il TIR degli azionisti calcolato in base all'«utilizzo» e quello calcolato in base all'«impegno». Nel modello, il TIR degli azionisti (utilizzato) è calcolato sulla base degli importi di capitale proprio utilizzato, senza considerare i costi relativi all'accantonamento del capitale contingente.

               (449)

               Dalla Tabella 6 (allegato A) emerge che nello scenario del «caso di base NNBG» con la garanzia di credito fissata a 250 punti base, il progetto dovrebbe produrre un TIR degli azionisti pari all' [11,5–12] per cento (valore nominale al netto delle imposte, impegnato).

         9.5.2.2.   Analisi comparativa dei tassi di rendimento

               (450)

               Il più recente Modello finanziario del progetto HPC valutato dalla Commissione (60) ha evidenziato un TIR del progetto pari al [9,25–9,75] per cento e un TIR degli azionisti pari all' [11,5–12] per cento. Questi due tassi di rendimento corrispondono al medesimo risultato finanziario e sono intrinsecamente coerenti.

               (451)

               Per affermare in modo ragionato se il progetto e il tasso di rendimento del capitale proprio risultanti dal Modello finanziario di EDF per HPC siano o meno appropriati, è opportuno valutare i rischi connessi, vale a dire i rischi di progetto (per il TIR del progetto) e i rischi che devono affrontare gli azionisti (per il TIR degli azionisti). A tal fine, la Commissione ha tenuto conto di svariati parametri, che andranno considerati alla luce dei i) rischi connessi, ii) del coefficiente di indebitamento, iii) del costo del debito, iv) dell'orizzonte temporale dell'investimento, v) della portata dell'investimento, vi) della presenza o assenza di meccanismi di protezione delle entrate, vii) della presenza o assenza di meccanismi di condivisione degli utili e viii) della presenza o assenza di capitale contingente.

               (452)

               Oltre ai tassi di rendimento di riferimento compilati da KPMG per la notifica del caso in esame (cfr. paragrafo 436 e allegato A, tabella 4), il Regno Unito e NNBG hanno presentato diversi ulteriori parametri a supporto dell'appropriatezza del tasso di rendimento previsto, che concernevano primariamente recenti operazioni infrastrutturali, altri progetti di produzione di energia nucleare, altri progetti di produzione di energia, imprese regolamentate e installazioni di recente regolamentazione. (61) Questi sono illustrati all'allegato A, Tabella 3, e da Tabella 10 a Tabella 14.

               (453)

               La Commissione ha anche valutato le informazioni disponibili al pubblico sulle stime dei costi in conto capitale per società analoghe, come illustrato nell'allegato A, Tabella 15. Essa ha infine considerato gli scenari di costo e le relative probabilità, riassunte nell'allegato A, Tabella 6 (62), per stabilire se i costi di costruzione fossero stati adeguatamente modellizzati nonché il livello di rischio che ha caratterizzato il progetto.

               (454)

               Sulla base delle prove documentali e delle valutazioni effettuate la Commissione ha ritenuto che il TIR del progetto HPC del [9,25–9,75] per cento (in valore nominale al netto delle imposte) rientri nella gamma di tassi di rendimento comparabili, data la valutazione dei rischi e dei relativi parametri (63).

               (455)

               Tuttavia, la Commissione ha altresì ritenuto che il rendimento degli azionisti possa essere in questo caso particolare una migliore modalità di valutazione del potenziale eccesso di compensazione, in quanto misura dell'utile finanziario diretto degli azionisti, rispetto alla misurazione del rendimento sulla generalità del progetto.

               (456)

               Il TIR di un progetto evidenzia il tasso di rendimento che si stima produrrà il progetto, tenuto conto di tutta la struttura del capitale utilizzato per finanziarlo. In particolare, il TIR del progetto tiene tipicamente conto sia del capitale proprio apportato dagli azionisti, sia del capitale di debito raccolto presso i finanziatori. Il costo del capitale proprio è normalmente superiore a quello del capitale di debito, in quanto gli azionisti si attendono una maggior remunerazione dal capitale impegnato rispetto a quella richiesta dai finanziatori, in ragione dei diversi livelli di rischio annessi all'operazione. Gli azionisti corrono un rischio maggiore quando si impegnano ad apportare fondi, dato che potrebbero subire una perdita totale o parziale, qualora il progetto non producesse i risultati attesi. D'altro canto, i finanziatori normalmente affrontano un rischio di insolvenza da parte del debitore, e di solito godono di un livello di protezione anche contro queste eventualità.

               (457)

               Il TIR del progetto pertanto si desume dal costo medio degli elementi di capitale sottostanti a tutta la struttura finanziaria. A seconda della rapporto fra indebitamento e capitale proprio (il coefficiente di indebitamento) e delle condizioni di finanziamento, il TIR del progetto varierà così come il TIR degli azionisti. I due valori dovrebbero normalmente evolvere in parallelo, sulla base del coefficiente di indebitamento e della conformità dell'indebitamento con le condizioni di mercato.

               (458)

               L'unicità e rischiosità del progetto giustifica un TIR del progetto pari al [9,25–9,75] per cento. Tuttavia la Commissione ha espresso la sua preoccupazione per il fatto che il TIR degli azionisti, stimato all' [11,5–12] per cento nell'ultimo Modello finanziario e sulla base della commissione di garanzia proposta a 250 punti base, potrebbe aver subito notevoli evoluzioni, in particolare dopo la costruzione, quando ci si può aspettare che il costo del debito diminuisca significativamente. Per un progetto della portata di HPC, anche leggere modifiche nei tassi di remunerazione potrebbero comportare notevoli differenze nei livelli assoluti di compensazione del capitale proprio, che suscitano preoccupazioni in termini di eventuale eccesso di compensazione a favore degli azionisti di NNBG.

         9.5.3.   Valutazione e conclusioni sulla proporzionalità delle misure

               (459)

               La Commissione ha avviato una valutazione approfondita sulla proporzionalità dell'influenza esercitata congiuntamente da commissione di garanzia e tasso di rendimento del progetto, sulla base dell'approccio delineato nelle precedenti sezioni 9.5.1 e 9.5.2.

               (460)

               Come osservazione preliminare, la Commissione rileva che qualsiasi altro aiuto che possa essere erogato a centrali nucleari esistenti o nuove e che non fa parte del pacchetto di misure deve essere notificato dal Regno Unito e richiederebbe una valutazione a sé stante. Ciò è particolarmente vero per gli aiuti erogati in relazione ai costi collegati alla responsabilità civile, alla disattivazione o ai rifiuti.

               (461)

               La Commissione osserva che il Modello finanziario per HPC comprende già le voci di costo per le spese relative alla gestione e allo smaltimento dei rifiuti, gli oneri per la responsabilità civile e la disattivazione. A tal riguardo, il progetto come notificato copre già i costi pertinenti per tali attività, come stimato al momento della presente decisione. La Commissione si attende che tutti gli ulteriori elementi di aiuto non compresi nelle misure notificate vengano comunicati separatamente, e fa notare che il Regno Unito ha avviato delle trattative con la Commissione su potenziali aiuti di Stato relativi ai suoi progetti per la realizzazione di un impianto permanente di stoccaggio geologico e in merito all'obbligo di stipula per gli operatori del nuovo nucleare di un contratto sui rifiuti. (64)

               (462)

               Nella sezione che segue, la Commissione illustrerà le sue conclusioni sulla proporzionalità della commissione di garanzia e del tasso di rendimento del progetto.

         9.5.3.1.   Valutazione e conclusioni sulla commissione di garanzia

               (463)

               Sulla base delle condizioni allegate alle misure notificate dal Regno Unito, la Commissione ha riconosciuto la difficoltà nel determinare il prezzo di uno strumento finanziario come la garanzia di credito per HPC, tenuto conto dell'orizzonte temporale e della complessità del progetto; tuttavia ha anche ritenuto che, considerati gli elementi probatori disponibili e le argomentazioni di cui alla sezione 9.5.1, il tasso minimo proposto inizialmente per la commissione di garanzia (225 punti base) e il tasso indicato dalla metodologia del Regno Unito (250 punti base) sarebbero stati probabilmente inferiori ai tassi di mercato.

               (464)

               La Commissione è dell'opinione che la scelta di un livello adeguato di commissione di garanzia da parte dello IUK, che riflette adeguatamente i rischi propri all'erogazione di un tale strumento, dovrebbe tener conto dell'uso di entrambi gli approcci per il calcolo della commissione descritti nella sezione 9.5.1.1.

               (465)

               La Commissione conclude di non poter accettare il rating specifico di valutazione dello strumento di garanzia inizialmente proposto dal Regno Unito, ovvero BB+/Ba1. Tuttavia, in considerazione dei parametri forniti dallo IUK e delle due metodologie utilizzate (cioè l'approccio del parametro di riferimento dei prezzi e l'approccio delle perdite attese, come illustrati nella sezione 9.5.1.1), la Commissione è del parere che un credit score nella classe di rating (principale) BB/Ba possa considerarsi adeguato per questo strumento.

               (466)

               In particolare, questo rating è in linea con la gamma dei rapporti di copertura del servizio del debito (Debt Service Coverage Ratios, DSCR) che caratterizza lo strumento finanziario. Il DSCR misura la capacità del beneficiario di rimborsare le obbligazioni in essere (in termini di capitale e di interessi). Un livello inferiore a 1 indica che il debitore non rispetterà gli impegni, e pertanto sarà necessario attivare la garanzia.

               (467)

               Per NNBG la Commissione ha ricevuto documenti comprovanti che in uno scenario finanziario di stress, il DSCR minimo si abbassa a un livello congruo con un rating BB (cioè da 1.2 a 1.4), e in taluni scenari più ottimistici è notevolmente al di sopra di tale livello. Lo scenario di base è caratterizzato da un DSCR minimo di […].

               (468)

               L'ampio rating di BB è coerente anche con i requisiti rigorosi in termini di capitale di base e capitale contingente imposti agli azionisti di NNBG (cfr. paragrafo 54 e infra). I requisiti relativi al capitale proprio prevedono una copertura patrimoniale a tutela del garante in caso di insolvenza, il che contribuisce a innalzare il rating.

               (469)

               Come discusso nella sezione 9.5.1.2, una commissione a 250 punti base può essere ritenuta troppo bassa per uno strumento finanziario relativo all'ampia classe di rating BB/Ba. La Commissione pertanto ha ritenuto che la commissione di garanzia debba subire un adeguamento verso l'alto, coerente con tale gamma di rating.

               (470)

               In risposta alle preoccupazioni della Commissione in merito alla sottovalutazione dei rischi, la commissione di garanzia è stata rettificata a 295 punti base, ovvero di 45 punti base maggiore di quella inizialmente determinata dallo IUK. Questa sarà indicata come la commissione di garanzia rettificata nella parte restante della decisione.

               (471)

               Si può mettere a confronto il costo a 295 punti base con quello a 291 punti base, che corrisponde alla media di 102 CDS corporate europei nella classe di rating BB (al 9 settembre 2014). La Commissione ritiene che la mediana di 286 punti base per la stessa classe, aumentata per riflettere l'effetto della scadenza discusso nella sezione 9.5.1.2, rappresenti egualmente un parametro pertinente per la valutazione e che giustifichi la commissione di garanzia rettificata.

               (472)

               La commissione di garanzia rettificata contempla gli elementi di preoccupazione espressi dalla Commissione riguardo all'affidabilità creditizia del progetto, la scadenza eccezionalmente lunga delle obbligazioni da emettere, nonché l'incertezza del tasso d'interesse dei gilt al momento dell'emissione delle obbligazioni. Il prezzo della commissione di garanzia rettificata corrisponde a un valore commerciale che riflette il livello di rischio del progetto, tenendo peraltro conto del grado di rischio di cui si farà carico il garante.

               (473)

               In particolare, la Commissione ha potuto esaminare parte degli elementi finanziari del contratto concordati alla data odierna per quanto concerne il finanziamento del progetto HPC. A seguito dell'esame, la Commissione ha potuto valutare in che misura le perdite intaccherebbero il capitale proprio prima che sia il garante a subirle.

               (474)

               Sulla base di tale valutazione, la Commissione conclude che, per lo meno fino al momento in cui verrà soddisfatta la condizione di base, il garante correrà rischi limitati. In seguito, sono predisposte una serie di salvaguardie per circoscrivere il rischio del garante. La Commissione riconosce peraltro la flessibilità di cui gode il garante in caso di esecuzione della garanzia, che sembra adeguata tenuto conto della natura particolare del progetto e dei suoi requisiti particolari in materia di sicurezza.

               (475)

               La commissione di garanzia rettificata e la metodologia da cui deriva forniscono effettivamente un valore prossimo a quello di un tasso di mercato ipotetico per uno strumento finanziario che il mercato non offre. In particolare, il nuovo livello della commissione impedisce un indebito trasferimento del rischio dagli azionisti al garante, e tenta di approssimarsi a strumenti finanziari comparabili alle iniziative del mercato nella classe di rating BB/Ba.

               (476)

               Di conseguenza, la Commissione è dell'avviso che la commissione di garanzia rettificata limiti l'aiuto al minimo e sia pertanto proporzionata.

               (477)

               Una volta fissata la commissione di garanzia in modo da riflettere i prezzi del mercato per questo progetto, la Commissione ha valutato se il prezzo di esercizio notificato e il tasso di rendimento sottostante potessero ritenersi commisurati al livello di rischio del progetto.

         9.5.3.2   Valutazione e conclusioni sul prezzo di esercizio e sul tasso di rendimento

               (478)

               Come discusso alla sezione 9.5.2 di cui sopra, il TIR del progetto può considerarsi in linea con il tasso di rendimento che ci si può attendere di conseguire con un progetto di queste dimensioni e caratterizzato da un tale grado di incertezza. La Commissione osserva che il TIR del progetto è più basso di quello che viene di solito concesso ai grandi progetti di generazione nel settore dell'energia, o ai produttori di energia rinnovabile finanziati con aiuti di Stato, (65) per quanto le caratteristiche di tali progetti siano molto differenti.

               (479)

               La Commissione in particolare è dell'avviso che il tasso di rendimento proposto per il progetto sia anche coerente con il complesso di misure che lo disciplinano. Mentre talune di queste, come il meccanismo di compensazione per le QCIL, la riapertura delle negoziazioni opex e l'accordo con il ministero conferiscono un vantaggio a NNBG, oltre all'effetto prodotto dal CfD, il TIR del progetto, tenendo conto degli elementi summenzionati, è coerente con il bilancio generale dei rischi e delle tutele concesse al beneficiario.

               (480)

               Tuttavia, la Commissione nutriva ancora delle perplessità, in quanto il progetto doveva anche fornire un'adeguata struttura d'incentivazione rispetto al TIR, sia del progetto sia del capitale proprio.

               (481)

               In particolare, gli azionisti del progetto HPC dovrebbero essere adeguatamente incentivati a diminuire i costi e produrre efficienze, ma non dovrebbero nemmeno essere nella posizione di trarre indebitamente vantaggio da eventuali utili sull'investimento collegati unicamente alla struttura finanziaria. In termini di TIR, ciò significherebbe assicurare a NNBG incentivi sufficienti per contenere i costi e conseguire l'efficienza, garantendo al contempo che gli utili finanziari siano adeguatamente ripartiti fra i beneficiari e la controparte del CfD.

               (482)

               I TIR relativi al progetto possono variare per ragioni collegate ai livelli complessivi di efficienza di un progetto, mentre i TIR degli azionisti possono crescere dopo una ricapitalizzazione del progetto, quindi attraverso modifiche alla struttura del capitale. In particolare, come indicato al paragrafo (458) di cui sopra, è concepibile che un progetto caratterizzato dal livello di rischio che affronterà HPC nella fase iniziale di costruzione (che però ci si può attendere diminuisca durante la fase operativa, quando NNBG potrà beneficiare di entrate relativamente stabili e certe) possa richiamare operazioni di rifinanziamento di una certa entità. È ad esempio concepibile che una parte dell'indebitamento assunto durante la fase di costruzione possa essere rifinanziato, dopo la realizzazione della centrale, a tassi inferiori rispetto a quelli praticati inizialmente, per riflettere in modo puntuale il minor livello di rischio che l'indebitamento di NNBG affronterebbe dopo la fase di costruzione. In altri termini, il TIR del progetto può attestarsi sugli stessi livelli, mentre il TIR degli azionisti può evolvere a seguito dei cambiamenti intervenuti nel rapporto capitale di debito/capitale di rischio e del mutato costo del debito.

               (483)

               Mentre il TIR del progetto del [9,25–9,75] per cento può essere considerato proporzionato, il TIR degli azionisti dell'[11–11,5] per cento (sulla base della commissione di garanzia rettificata) potrebbe evolvere fino a costituire un notevole vantaggio per gli azionisti di NNBG. Ciò solleva una questione di potenziale eccesso di compensazione, dato che variazioni minime nel TIR degli azionisti potrebbero comportare remunerazioni importanti, in termini assoluti, nel caso di un progetto delle dimensioni di HPC e che tali remunerazioni sarebbero finanziate mediante l'aiuto.

               (484)

               Inoltre, la Commissione ha espresso la sua preoccupazione in merito al fatto che fossero state stabilite quote fisse nella condivisione degli utili di costruzione, senza tener conto dei potenziali risparmi realizzati.

               (485)

               La Commissione pertanto ha chiesto l'applicazione di un meccanismo di condivisione degli utili azionari più rigoroso, in particolare per quanto concerne la condivisione degli utili azionari, rispetto a quello inizialmente notificato dal Regno Unito.

         9.5.3.3.   Impegni di condivisione degli utili

               (486)

               Il Regno Unito si è impegnato a modificare sostanzialmente i meccanismi di condivisione degli utili inizialmente proposti per tener conto delle preoccupazioni formulate dalla Commissione.

               (487)

               Il nuovo strumento di condivisione degli utili di costruzione (66) dispone quanto segue:

                           a.

                           il primo […] miliardo di GBP dell'utile di costruzione (valore nominale) sarà ripartito sulla base del 50:50, con il 50 per cento dell'utile a favore della controparte del CfD e il 50 per cento a favore di NNBG; e

                           b.

                           ogni altro utile di costruzione eccedente […] miliardi di GBP (valore nominale) sarà ripartito su una base 75:25 con il 75 per cento dell'utile a favore della controparte del CfD e il 25 per cento a favore di NNBG.

               (488)

               Le modifiche più significative sono state apportate allo strumento di condivisione degli utili azionari. Nella notifica la soglia originaria di condivisione degli utili azionari era stata fissata al 15 per cento, che il Regno Unito si è impegnato a rettificare con una soglia adeguata. Ciò implica che NNBG debba ripartire immediatamente gli utili conseguiti al di sopra del livello di TIR degli azionisti che si attende di realizzare al momento della decisione. Nello specifico l'adeguamento apportato al meccanismo di condivisione è il seguente (66):

                           a.

                           una prima soglia fissata al livello della previsione del TIR degli azionisti conseguito al momento della presente decisione dall'ultimo Modello finanziario, (67) ovvero l'11,4 per cento del capitale proprio impegnato, in termini nominali. L'utile eccedente tale soglia sarà ripartito fra controparte del CfD e NNBG nella misura del 30 per cento e del 70 per cento rispettivamente.

                           b.

                           Una seconda soglia fissata al punto massimo fra il 13,5 per cento in termini nominali e l'11,5 in termini reali (IPC-deflazionato), sulla base dello stesso modello di cui al precedente punto a). L'utile eccedente tale soglia sarà ripartito fra controparte del CfD e NNBG nella misura del 60 per cento e del 40 per cento rispettivamente.

                           c.

                           Il meccanismo di condivisione degli utili azionari sarà in vigore per tutto il ciclo di vita dell'impianto HPC, rispetto alla sola durata della misura.

               (489)

               Estendendo la durata del periodo di condivisione degli utili azionari a tutto il ciclo di vita del progetto si affrontano le preoccupazioni relative all'eccesso di compensazione dopo i 35 anni di durata del CfD, il che è coerente con l'opinione che la misura fornisca aiuti all'investimento.

               (490)

               Inoltre, la soglia di condivisione degli utili azionari è quella che deriva dall'aumento della commissione di garanzia a 295 punti base — in particolare, il TIR degli azionisti all' [11–11,5] per cento, calcolato sulla base della commissione rettificata a 295 punti base, è inferiore al TIR degli azionisti inizialmente proposto dell'[11,5–12] per cento, calcolato sulla base della commissione proposta a 250 punti base. (68) Pertanto, il meccanismo di condivisione degli utili azionari è attivato per qualsiasi livello di TIR degli azionisti superiore a quello stimato alla data della presente decisione.

               (491)

               I guadagni della controparte del CfD si rifletteranno in un adeguamento dell'SP. In particolare per la condivisione degli utili azionari, la rettifica del meccanismo probabilmente si tradurrà in cali significativi dell'SP, con conseguenti minori livelli di sostegno da parte dei fornitori, e in ultima istanza da parte degli utenti del servizio di erogazione dell'elettricità per tutto il periodo di esercizio della centrale. (69)

               (492)

               Inoltre, tanto la condivisione degli utili azionari quanto quella degli utili sulla costruzione garantiscono la continuità di incentivi all'efficienza per NNBG per tutta la durata di vita del progetto, in quanto gli investitori di NNBG tratterranno parte dei guadagni.

               (493)

               Sulla base delle soglie concordate per la condivisione degli utili azionari e sulla costruzione, e tenuto conto della commissione di garanzia rettificata e di tutta la misura nel suo complesso, la Commissione conclude che le misure sono proporzionate.

               (494)

               A seguito delle modifiche concordate con la Commissione, gli indicatori di prestazione finanziaria del progetto con e senza tali impegni sono illustrati nella Tabella 2.

                  Tabella 2

                  Indicatori di prestazione finanziaria del progetto HPC prima e dopo le modifiche concordate con la Commissione

                           (%)

                           Modello finanziario versione 21.10

                           29 agosto 2014
                           Minore commissione di garanzia e maggiore soglia di condivisione degli utili azionari

                           19 settembre 2014

                           TIR del progetto

                           [9,25 – 9,75]

                           [9,25 – 9,75]

                           TIR degli azionisti (capitale utilizzato)

                           [12,75 – 13,25]

                           [12,25 – 12,75]

                           TIR degli azionisti (capitale impegnato)

                           [11,50 – 12,00]

                           [11,00 – 11,50]

         9.6.   DISTORSIONE POTENZIALE DELLA CONCORRENZA E DEGLI SCAMBI

               (495)

               Perché l'aiuto sia considerato compatibile con il mercato interno, i suoi effetti in termini di distorsione della concorrenza e incidenza sugli scambi tra Stati membri devono essere limitati e controbilanciati da effetti positivi in termini di contributo al conseguimento dell'obiettivo di comune interesse. In particolare, una volta stabilito l'obiettivo dell'aiuto, è imperativo minimizzare gli effetti potenzialmente negativi sulla concorrenza e sugli scambi.

               (496)

               Nella sua decisione di avvio la Commissione ha suggerito che il progetto potesse falsare la concorrenza in tre modi. Primo, l'aiuto può falsare le decisioni d'investimento e scoraggiare gli investimenti alternativi. Secondo, potrebbe falsare il funzionamento del mercato a valle, in particolare tramite l'incidenza dell'SP, non chiara, sui mercati al dettaglio e all'ingrosso; tramite un comportamento strategico da parte del beneficiario volto a influenzare l'RP; tramite altri tipi di comportamento strategico resi possibili dai grandi volumi di produzione che NNBG e EDF Energy, così come il fornitore incaricato della vendita della produzione di NNBG possono offrire, quali la manipolazione dei prezzi sui mercati a termine o la limitazione della capacità di fornitori alternativi di acquistare elettricità in modo indipendente. Infine, rappresenta un'ultima distorsione la distribuzione del benessere fra gli utenti finali e NNBG (discussa in precedenza nel merito della proporzionalità). Oltre a quanto esposto nei punti succitati, la Commissione ha valutato attentamente quattro distorsioni della concorrenza a valle che la misura potrebbe causare.

               (497)

               Primo, la possibilità che EDF o NNBG alterino l'RP tramite la vendita strategica sui mercati presi come riferimento per il calcolo del prezzo. Ad esempio, non è chiaro quale sia l'effetto degli incentivi per EDF a presentare sui mercati (e in particolare quelli di riferimento) un'offerta di capacità al di sotto di un prezzo molto basso, se non addirittura negativo, in una situazione in cui EDF riceve un premio corrispondente alla differenza fra l'RP prevalente (anche negativo) e l'SP nel periodo di riferimento precedente. L'alterazione dell'RP influenzerebbe i conguagli per tutte le altre tecnologie del CfD, inclusi gli impianti EDF che beneficiano di altri CfD.

               (498)

               Secondo, lo stesso gruppo EDF potrebbe manipolare i mercati a termine vendendo, o trattenendo grossi quantitativi di elettricità prodotta dalla centrale HPC a beneficio delle posizioni di negoziazione o di hedging del gruppo. EDF è un operatore a integrazione verticale attivo sul mercato della generazione (a monte), della fornitura (a valle) e della negoziazione. Nel quadro di un CfD, potrebbe avere un incentivo a favorire le sue controllate a valle. Ad esempio, se il gruppo dovesse beneficiare di prezzi, maggiori o minori, di 10 anni prima, HPC potrebbe essere strumentale nel conseguire tali risultati.

               (499)

               Terzo e in relazione col punto precedente, HPC potrebbe aumentare la redditività di EDF consentendole di diminuire i costi di copertura, in particolare qualora il fornitore fosse in grado di «compensare» le posizioni di negoziazione interne utilizzando la vasta e stabile produzione proveniente da HPC.

               (500)

               Quarto, il progetto potrebbe influenzare negativamente la liquidità del mercato all'ingrosso, poiché aggiungerebbe al settore della generazione gli attivi di una società a integrazione verticale, con l'eventuale esito di precludere il mercato ai fornitori indipendenti o porre degli ostacoli all'ingresso di possibili nuovi fornitori.

               (501)

               Le sezioni di seguito valuteranno ciascuna di tali ipotesi.

         9.6.1.   Distorsione degli investimenti e del flusso di scambi

               (502)

               La Commissione ha esaminato la questione se l'aiuto potesse falsare i flussi dell'energia o i prezzi dell'elettricità.

               (503)

               Come osservazione preliminare, la Commissione osserva che un uso esteso dei CfD può sostanzialmente interferire, o direttamente eliminare, il ruolo dei prezzi in quanto segnali d'investimento, e portare effettivamente alla regolazione dei prezzi dell'elettrogenerazione sui livelli decisi in sede governativa.

               (504)

               La Commissione riconosce che i CfD chiedono ai produttori di vendere sul mercato, preservando in tal modo alcuni degli incentivi che si applicano agli operatori di mercato non sovvenzionati. Tuttavia, tali incentivi si mantengono principalmente a livello operativo e non a livello di decisioni sugli investimenti, che è probabile siano determinate dalla stabilità e dalla certezza delle entrate garantite dal CfD.

               (505)

               Ad ogni modo, le distorsioni del mercato che derivano dal CfD a livello operativo sono molto limitate per le società di produzione del settore nucleare, che evidenziano bassi costi marginali d'esercizio e pertanto probabilmente venderanno sul mercato senza considerare i livelli dei prezzi e che, come illustrato di seguito, occupano le prime posizioni nella curva di merito delle forniture.

               (506)

               Per quanto attiene all'interconnessione costruita e alla direzione e intensità del flusso di scambi, l'analisi della Commissione conferma che dalle stime si rileva che l'erogazione dell'aiuto e la conseguente costruzione della centrale HPC, influenzeranno minimamente i prezzi all'ingrosso sul mercato britannico.

               (507)

               In particolare, il lavoro di modellizzazione effettuato (70) indica che i prezzi GB subiranno un calo inferiore allo 0,5 per cento a causa della messa in servizio della centrale HPC. Ciò si tradurrà a sua volta in una diminuzione cumulativa e complessiva nelle entrate provenienti dall'interconnessione, pari a meno del 1,7 per cento fino al 2030. Questo risultato deriva dal fatto che il costo marginale dell'elettricità prodotta nel sito HPC sarà inferiore al prezzo delle centrali esistenti, ma la sua capacità complessiva non rappresenterà che una piccola frazione di tutta la capacità della Gran Bretagna.

               (508)

               Questo risultato si basa sullo scenario peggiore, poiché in mancanza di HPC, presumibilmente il Regno Unito perseguirebbe altri tipi di produzione a basse emissioni, fin dove possibile (e non a concorrenza della capacità totale fornita da HPC, i cui volumi sarebbero troppo estesi per poterli sostituire unicamente con fonti a basse emissioni, come indicato al paragrafo 199). Pertanto, è prevedibile che si verificherà un calo nei prezzi all'ingrosso e delle entrate dell'interconnessione anche in mancanza di HPC.

               (509)

               In termini di distorsioni degli scambi, la Commissione ha ritenuto che HPC incida in modo trascurabile sui prezzi non GB, quantificati al massimo allo 0,1 per cento, il che si tradurrebbe in un calo dei flussi transfrontalieri inferiore all'1 per cento.

               (510)

               Infine, la Commissione ha effettuato la modellizzazione di scenari alternativi che non prevedono la realizzazione del progetto HPC. I risultati di tale analisi suggeriscono che gli investimenti alternativi sarebbero scoraggiati solo in modo limitato. In particolare, la prevista contrazione dell'offerta lascia ampio margine ad altri produttori e altre tecnologie di elettrogenerazione per entrare nel mercato e/o aumentare la capacità a prescindere dall'investimento HPC, in particolare considerata la tempistica di chiusura delle centrali nucleari e a carbone esistenti. Il Regno Unito avrà un fabbisogno di circa 60 GW di nuova capacità di generazione da immettere in rete fra il 2021 e il 2030, cui HPC contribuirà per 3,2 GW. Sarebbe impossibile per le fonti a basse emissioni colmare da sole questo divario.

               (511)

               La Commissione conclude pertanto che l'aiuto ha un'incidenza significativa sul flusso di scambi, sui prezzi e sugli investimenti

         9.6.2   Tentativi di manipolare l'RP

               (512)

               La Commissione ha inizialmente espresso delle perplessità che NNBG o EDF potessero avere incentivi ad agire strategicamente e tenere basso l'RP per ottimizzare i conguagli.

               (513)

               Nella sua risposta alla decisione di avvio, il Regno Unito ha presentato una relazione di KPMG (71) che esaminava l'eventuale interesse e capacità da parte di NNBG o EDF nel ridurre strategicamente l'RP nel modo contemplato dalla Commissione.

               (514)

               NNBG avrebbe un incentivo a far diminuire l'RP solo se fosse in grado di vendere volumi importanti a un prezzo maggiore dell'RP. Se NNBG vende l'elettricità a un prezzo inferiore all'RP, i conguagli potrebbero non compensarlo completamente a concorrenza del prezzo di esercizio.

               (515)

               La Commissione ritiene che la strategia di NNBG per minimizzare il rischio sarà quella di vendere la capacità prodotta da HPC sui mercati della stagione prima, in modo che il prezzo sia avvicini quanto più possibile a quello di riferimento. Cercare di ridurre strategicamente l'RP aumenterà il rischio di vendere la capacità di HPC a un prezzo inferiore all'RP, facendo discostare così NNBG dalla sua strategia di minimizzazione dei rischi.

               (516)

               Anche se EDF e NNBG avessero interesse a perseguire una strategia di riduzione dell'RP, la loro capacità di manovra è limitata. Questo perché le forze di mercato e l'arbitraggio di altri operatori dell'elettricità agiranno per controbilanciare qualsiasi riduzione strategica dell'RP. Se l'RP dovesse essere più basso, altri produttori di energia sarebbero indotti a vendere la loro capacità su altri mercati.

               (517)

               La Commissione ha verificato in che misura EDF potesse sistematicamente realizzare prezzi più elevati sul mercato. Come illustrato al punto 11, la curva dell'RP si basa su prezzi di una stagione (sei mesi) prima della consegna, ovvero sul prezzo «della stagione prima». Poiché il nucleare è una tecnologia del carico di base con un profilo di produzione regolare e affidabile a confronto con altre tecnologie, in teoria HPC potrebbe vendere grandi volumi di elettricità ben prima di una stagione in anticipo. Se i prezzi praticati ben prima di una stagione in anticipo risultano in modo sistematico e significativo più elevati dei prezzi della stagione prima, che sono la base della curva dell'RP, allora HPC potrebbe mediamente realizzare un prezzo effettivo a MWh più alto di quello d'esercizio.

               (518)

               Per valutare questa possibilità, la Commissione ha chiesto al Regno Unito di applicare la formula illustrata al punto 11 alle condizioni di mercato storiche (prezzi e quantità) per il periodo Inverno 2012–Inverno 2014 per generare la simulazione di una curva RP storica. La Commissione ha confrontato la curva RP ottenuta con i dati sui prezzi dell'elettricità di una e due stagioni prima per le date di consegna nello stesso intervallo di tempo (72). Il risultato è indicato nella Figura 2, allegato A.

               (519)

               La Figura 2 dimostra che nonostante talvolta vi siano stati giorni di negoziazione in cui il prezzo del carico di base di due stagioni prima può essere stato maggiore di quello di una stagione prima e dell'RP, non sembra né che la differenza sia particolarmente grande, né che tale relazione sia sistematica. Inoltre, per realizzare sistematicamente maggiori profitti rispetto all'RP, con tutta probabilità EDF dovrebbe vendere la maggior parte della sua produzione al di fuori del mercato di riferimento. Così facendo, EDF si assumerebbe un maggior rischio rispetto alle vendite effettuate sul mercato di riferimento, il che renderebbe meno redditizia la decisione di adottare una simile strategia.

         9.6.3.   Eventuale incentivo per EDF a limitare la propria capacità

               (520)

               In teoria, la limitazione strategica della produzione può portare a maggiori profitti per i produttori, anche se hanno quote di mercato molto basse. I fattori chiave che consentono loro di esercitare un tale potere sul mercato è la loro posizione sulla curva dell'ordine di merito. Poiché EDF è proprietaria di centrali flessibili e del carico di base, la messa in attività di HPC può consentire a EDF di limitare la capacità di produzione degli impianti flessibili al fine di far salire i prezzi all'ingrosso e ottenere prezzi migliori per la vendita dell'elettricità prodotta negli impianti del carico di base (fra cui HPC).

               (521)

               Il Regno Unito ha dichiarato (73) che HPC non conferirebbe a EDF né la capacità, né gli incentivi per limitare la capacità flessibile.

               (522)

               In particolare, Il Regno Unito sostiene che entro il 2025 la quota di mercato di EDF nel settore della generazione a capacità flessibile sarà solo del 6,5 per cento (tenendo conto della chiusura di una centrale a carbone che si sta avvicinando alla fine del suo ciclo di vita utile, nonché dell'eventuale apertura di una nuova centrale). Dopo aver riconosciuto che le quote di mercato possono rappresentare un debole indicatore della capacità di un produttore di influenzare i prezzi limitando la capacità, sono stati calcolati vari indici di «cardinalità» (la misura in cui una particolare unità di produzione o società può soddisfare la domanda, che rende tale unità o società potenzialmente in grado di influenzare il prezzo di mercato riducendo la capacità) a riprova del fatto che la capacità flessibile di EDF non si prevede avrà un'importanza cardinale nel 2025. Ipotizzando vari elementi controfattuali, è altresì dimostrato che la costruzione di HPC non aumenterà in alcun modo tale «cardinalità».

               (523)

               La Commissione ritiene che lo strumento CfD sia per sua natura atto ad arginare la spinta a limitare la produzione. In particolare, un effetto immediato del CfD sarà che la maggior parte dell'energia di HPC sarà venduta sul mercato di riferimento per minimizzare i rischi di base, in accordo con la strategia di copertura definita di concerto da NNBG e IUK. Di conseguenza, EDF Energy otterrebbe l'SP per la fornitura di HPC e le sue entrate non aumenterebbero se i prezzi sul mercato spot all'ingrosso dovessero subire un rialzo a seguito di una temporanea limitazione della capacità. In un tale contesto, è improbabile che la strategia di vendere un volume elevato di capacità sul mercato spot si riveli redditizia.

               (524)

               Tuttavia, date le specificità della curva di merito, la Commissione ritiene che per quanto una certa flessibilità di capacità non sia di cardinale importanza, essa potrebbe comunque influenzare il prezzo. A seconda della posizione occupata rispettivamente sulla curva dell'offerta, anche non immettendo una piccola quantità di capacità sul mercato, è possibile far spostare la curva dell'offerta verso sinistra portando all'equilibrio a prezzi più elevati. Dato che la costruzione di HPC può aumentare i potenziali guadagni derivanti dalla limitazione della capacità, EDF potrebbe essere maggiormente incentivata a farlo, in un periodo successivo a quello dell'erogazione degli aiuti.

               (525)

               La Commissione pertanto ha valutato in che misura EDF fosse indotta a limitare la propria capacità attraverso una simulazione prodotta dal Regno Unito sulla base della curva dell'ordine di merito del 2025.

               (526)

               La simulazione dimostra che, anche nell'ipotetico e irrealistico scenario che non dovesse tener conto dell'effetto del CfD, la messa in attività di HPC non rafforzerebbe in EDF Energy un'ipotetica spinta a limitare la propria capacità flessibile, anche in assenza del CfD. La simulazione del Regno Unito utilizza il mix della generazione prevista per il 2025 nel Regno Unito che è particolarmente in linea con gli scenari EMR del DECC. Questo esercizio evidenzia la bassa probabilità con cui si verificano i livelli di domanda che verosimilmente renderebbero redditizia una strategia di limitazione della capacità.

               (527)

               In conclusione, la Commissione ritiene che le distorsioni della concorrenza rispetto all'eventuale limitazione della capacità siano ridotte al minimo.

         9.6.4.   Il vantaggio di EDF tramite la riduzione dei costi di hedging

               (528)

               A causa delle particolari caratteristiche di domanda e offerta, i mercati all'ingrosso dell'elettricità sono caratterizzati dall'incertezza, tanto per i produttori che per i fornitori. Per avere maggiore certezza sulle entrate provenienti dalla vendita di elettricità e sui costi di produzione, generalmente fornitori e produttori acquistano o vendono l'elettricità a termine e utilizzano i mercati spot e a breve per aggiustare le loro posizioni.

               (529)

               Le negoziazioni a termine (o hedging) sono quindi utilizzate per fornire un grado di protezione contro la volatilità dei prezzi. I costi di hedging sono determinati primariamente dal tasso differenziale denaro/lettera sui prezzi a termine, che è la differenza fra il corso d'acquisto (il prezzo che gli acquirenti sono disposti a pagare) e il prezzo d'offerta (il prezzo a cui i venditori intendono vendere). Maggiore è il numero di partecipanti e di volumi negoziati, minore sarà il tasso differenziale denaro/lettera e quindi minori i costi dell'operazione per venditori e acquirenti.

               (530)

               La Commissione ha espresso in via preliminare la preoccupazione che la capacità del carico di base supplementare fornita da HPC e ceduta da EDF Energy potesse consentire a quest'ultima di abbassare i costi di hedging, ottenendo un vantaggio competitivo sui propri omologhi, in particolare considerata la sua migliore capacità potenziale di ottimizzare il portafoglio di rischio. La Commissione ha espresso un'ulteriore preoccupazione in via preliminare che EDF Energy potesse trovarsi in una posizione privilegiata per incrementare la sua quota di segmenti specifici, come quello degli utenti energivori.

               (531)

               La Commissione ha valutato gli elementi probatori prodotti da EDF in termini di capacità fornita nello scenario post-aiuto. EDF ha già una generazione netta di 22,9 TWh nel 2013, che equivale alla differenza fra il volume generato tramite i propri impianti e il volume venduto tramite le operazioni al dettaglio. Essa stima che nel 2020 avrà una posizione di generazione netta di […] TWh e nel 2025 una posizione di generazione netta di […] TWh con HPC.

               (532)

               La Commissione conclude pertanto che non si prevede una variazione dei costi di hedging a seguito dell'aiuto.

               (533)

               Inoltre, la fornitura di elettricità a clienti non domestici, inclusi gli utenti energivori, può essere considerata concorrenziale. La quota di mercato di EDF è inferiore al 25 per cento, nonostante l'elevata capacità di generazione del carico di base che detiene attualmente. Nella sua recente audizione presso l'Autorità garante della concorrenza e del mercato riguardo a un'indagine completa sui mercati dell'elettricità, l'Ofgem (74) ha escluso in particolare il settore non domestico, in base al fatto che tale settore potrebbe essere considerato largamente concorrenziale. (75)

               (534)

               Nonostante le incertezze insite nella previsione di strategie e risultati di mercato su un orizzonte temporale relativamente lungo, e segnatamente fino al momento in cui HPC sarà in attività, la Commissione ritiene tali argomenti sufficientemente solidi da dissipare le preoccupazioni relative a questo tipo particolare di potenziale distorsione della concorrenza.

         9.6.5.   Potenziali riduzioni nella liquidità del mercato all'ingrosso

               (535)

               Il mero fatto di poter accedere a elettricità supplementare di proprietà può avere come esito un'incidenza negativa sui livelli di liquidità del mercato all'ingrosso, che a loro volta potrebbero ripercuotersi negativamente sui fornitori indipendenti. Per quanto questo non implichi che l'integrazione verticale debba portare automaticamente a mercati meno liquidi o alla preclusione, laddove la maggior parte della capacità di generazione è detenuta dai fornitori, i mercati affrontano il rischio di una sempre minore liquidità.

               (536)

               La Commissione ha espresso in via preliminare talune preoccupazioni, in merito al fatto che avendo un maggiore accesso alla propria capacità di generazione, EDF potesse aver di conseguenza meno bisogno di accedere ai mercati a termine per ottenere capacità. Nel periodo post-aiuti, l'eventuale necessità di effettuare negoziazioni da parte di EDF sarà compensata dalla sua capacità di aver accesso alla produzione di HPC.

               (537)

               In risposta alle domande della Commissione concernente l'eventuale incidenza di HPC sulla liquidità del mercato, EDF ha risposto che non avrebbe né gli incentivi, né la capacità per ridurre tale incidenza.

               (538)

               EDF Energy sostiene che la sua attività di approvvigionamento è totalmente indipendente dalla costruzione o dalle altre attività di HPC (76). Come illustrato nella sezione precedente, la politica dell'attività di generazione e approvvigionamento di EDF è volta a ridurre il rischio connesso con la variazione dei prezzi di mercato. EDF non persegue una politica di sistematici approvvigionamenti interni, in quanto non sarebbe il modo migliore per ridurre il rischio connesso con la variazione dei prezzi di mercato. Al contrario, il modo migliore per ridurre il rischio connesso con la variazione dei prezzi di mercato. è acquistare e vendere sul mercato (o al prezzo di mercato).

               (539)

               EDF Energy ha spiegato inoltre che la sua attività non è rivolta a compensare i volumi fra fornitura e generazione, al punto che EDF non identifica nemmeno nello specifico le negoziazioni effettuate fra le strutture di generazione e quelle di fornitura senza passare per il mercato.

               (540)

               A dimostrazione di quanto affermato sulla limitazione delle compensazioni interne, EDF ha presentato i dati sui volumi negoziati e sugli importi in rotazione (77). Infine, EDF ha spiegato che a seguito dei recenti sviluppi in ambito normativo, non ha nemmeno la capacità di ridurre la liquidità del mercato all'ingrosso. Infatti, per migliorare la liquidità di una gamma di segmenti di mercato, l'Ofgem ha introdotto un adempimento vincolante di market making nelle licenze dei sei maggiori fornitori di energia del Regno Unito, compresa EDF Energy. L'obbligo prevede di indicare le quotazioni di acquisto/vendita nel mercato, per agevolare la determinazione dei prezzi e garantire opportunità regolari agli scambi.

               (541)

               La Commissione ha valutato fino a che punto la misura potesse avere come esito una minore liquidità nei mercati all'ingrosso.

               (542)

               Essa ha osservato che il rapporto dei volumi negoziati da EDF Energy in confronto al volume generato è diminuito regolarmente, passando da un tasso di rotazione (volumi negoziati/generazione) pari a 3 nel 2010 a un tasso di rotazione pari a 2 nel 2014. Inoltre, tale rapporto è il più basso registrato fra i sei maggiori produttori di energia a integrazione verticale che operano nel Regno Unito (78).

               (543)

               La Commissione osserva che gli adempimenti di market making imposti da Ofgem potrebbero limitare la possibilità dei fornitori a integrazione verticale di attuare — volente o nolente — strategie che avrebbero come esito minori livelli di liquidità. Tuttavia, non è chiaro alla Commissione quale orizzonte temporale abbiano tali prescrizioni, o se possano effettivamente prevenire la compensazione di posizioni interne (ossia l'uso delle proprie strutture di generazione per fornire i propri clienti).

               (544)

               La Commissione pertanto ha chiesto ulteriori salvaguardie, al fine di fugare ogni preoccupazione in relazione al danno eventualmente arrecato alla liquidità del mercato in uno scenario post-aiuti.

               (545)

               In particolare, EDF ha convenuto di migliorare la trasparenza con cui acquista e vende l'elettricità sul mercato, contenendo in tal modo il suo margine di manovra per aumentare indebitamente la redditività e incidere negativamente sulla liquidità.

               (546)

               In quanto fornitore unico di NNBG sul mercato per la produzione HPC prevista, EDF h si è impegnata (79) a fare quanto segue:

                           a.

                           registrare le negoziazioni relative alla produzione HPC prevista in un registro NNBG separato;

                           b.

                           tenere le negoziazioni sui prezzi della produzione HPC prevista alla quotazione di mercato per il relativo prodotto al momento della contrattazione;

                           c.

                           avviare, alla quotazione di mercato, tutte le negoziazioni bilaterali concernenti la produzione HPC prevista con qualsiasi altro portafoglio di attivi detenuto o oggetto di negoziazione da parte di EDF; e

                           d.

                           trasmettere ogni anno alla controparte del CfD e alla Commissione europea una relazione che evidenzi il rispetto degli impegni assunti di cui sopra.

         9.6.6.   Conclusioni sulla distorsione della concorrenza

               (547)

               In conclusione, la Commissione ritiene che nel complesso il potenziale distorsivo della concorrenza è limitato, sulla base delle considerazioni fatte alle sezioni 9.6.1, 9.6.2, 9.6.3, 9.6.4 e 9.6.5 di cui sopra, e tenendo conto degli impegni assunti da EDF.

               (548)

               Dopo un'approfondita ponderazione e considerazione degli impegni che EDF si è offerta di assumere, la Commissione è giunta alla conclusione che le distorsioni della concorrenza che derivano dalla messa in attività di HPC sono mantenute al minimo necessario e compensate dagli effetti positivi delle misure.

               (549)

               Per quanto concerne l'osservanza di quanto disposto dagli articoli 30 e110 del TFUE, il Regno Unito si è impegnato, fintanto che il CfD non sarà aperto a produttori di elettricità ubicati oltre i confini della Gran Bretagna, ad adeguare le modalità di calcolo dei pagamenti dei CfD relativamente alle responsabilità dei fornitori di elettricità, in modo che l'elettricità nucleare ammissibile generata negli Stati membri al di fuori del territorio della Gran Bretagna e fornita all'utenza britannica non sia conteggiata e inclusa nelle quote di mercato dei fornitori. Il Regno Unito provvederà a levare tale esenzione quando i produttori non britannici saranno ammessi a partecipare ai CfD.

         10.   CONCLUSIONI

               (550)

               Sulla base della valutazione condotta e alla luce delle circostanze specifiche del caso in esame, la Commissione è dell'opinione che il pacchetto di misure notificato dal Regno Unito comporti un aiuto di Stato che, a seguito delle modifiche previste dagli impegni assunti, è compatibile con il mercato interno ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE.

               (551)

               La Commissione osserva di aver ricevuto per valutazione gli elementi finanziari di base concordati ad oggi relativamente al finanziamento del progetto HPC. Le autorità britanniche hanno dichiarato che la parte restante dei termini e delle condizioni nonché i documenti definitivi del finanziamento conterranno clausole standard che qualsiasi investitore richiederebbe per progetti simili. Poiché la Commissione non ha avuto l'opportunità di verificare questo elemento, ove i documenti definitivi apportassero delle modifiche alla misura nella forma presentata alla Commissione, in qualsivoglia sua parte, si invitano le autorità britanniche a notificarlo alla Commissione. Tuttavia, qualora i documenti finanziari definitivi contenessero ulteriori elementi di aiuti di Stato, rebus stantibus, non potranno essere approvati in quanto il presente pacchetto di misure statali rappresenta tutto l'aiuto necessario affinché il progetto d'investimento relativo a HPC sia realizzato,

         HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
   Articolo 1
   L'aiuto a Hinkley Point C nella forma di un Contratto per differenza, dell'accordo con il ministero e della garanzia di credito, nonché tutti gli elementi correlati, al quale il Regno Unito intende dare esecuzione, è compatibile con il mercato interno ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del trattato sul funzionamento dell'Unione europea.
   L'esecuzione di detto aiuto è di conseguenza autorizzata.
   Articolo 2
   Il Regno Unito di Gran Bretagna e d'Irlanda del Nord è destinatario della presente decisione.

      Fatto a Bruxelles, l'8 ottobre 2014

            Per la Commissione

         Joaquín ALMUNIA

            Vicepresidente

      (1)  GU C 69 del 7.3.2014, pag. 60.

      (2)  La generazione del carico di base è tipica degli impianti che hanno la capacità di produrre a ciclo continuo e può pertanto essere presa come riferimento nei casi in cui occorra soddisfare la parte consistente della domanda in un dato momento. Le centrali nucleari sono impianti di generazione del carico di base, caratterizzate anche da costi variabili relativamente contenuti e che pertanto si posizionano solitamente nel segmento superiore della curva di offerta.

      (3)  La formula utilizzata nell'ambito del CfD è la seguente:

   Dove (d) sta per il numero di giorni di negoziazione della stagione precedente, (e) per il numero di fonti, (BP) per il prezzo giornaliero per ciascuna fonte e (BQ) per il volume giornaliero per ciascuna fonte.

      (4)  Disponibili al seguente indirizzo: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/267649/Generic_CfD_-_Terms_and_Conditions__518596495_171_.pdf

      (5)  Segreto aziendale

      (6)  Per una descrizione dettagliata dell'impegno, si rimanda all'allegato C.

      (7)  In particolare, il modello IUK di HPC […].

      (8)  L'emissione riguarda un primo indebitamento pari a 16 miliardi di sterline e un ulteriore indebitamento per un miliardo di sterline da destinare all'adeguamento della centrale Sizewell C ai sensi del CfD (l'«obbligazione SZC»).

      (9)  La condizione di base è che siano forniti elementi probatori soddisfacenti del completamento del periodo di collaudo a Flamanville 3 e del rispetto dei criteri stabiliti dal garante sulle prestazioni da fornire durante questo periodo. Il garante ha la possibilità di prorogare la data ultima per il soddisfacimento della condizione di base, incrementando l'ammontare del capitale di base e facendo in modo che tale aumento di capitale possa beneficiare del necessario sostegno al credito. La data della condizione di base non può essere fissata oltre il 31 dicembre 2020.

      (10)  La condizione di fallimento FFS è la seguente:

               a)

               […];

               b)

               […]; e

               c)

               […].

      (11)  La garanzia specifica copre un attivo specifico identificato al momento stesso della costituzione della garanzia e il costituente non può alienare l'attivo garantito, né altrimenti effettuare transazioni concernenti lo stesso senza il consenso del beneficiario.

      (12)  Le garanzie generiche sono costituite a copertura di una classe generica di attivi, presenti e futuri, di proprietà del costituente.

      (13)  Garanzie che conferiscono al beneficiario dei diritti sull'attivo garantito. Un onere è una forma di garanzia che non conferisce al beneficiario né diritti di proprietà sul bene, né di possesso. Si tratta piuttosto di un gravame sull'attivo garantito che conferisce al beneficiario il diritto di rivalersi sull'attivo ai fini del realizzo dell'importo necessario a estinguere il debito garantito. Il beneficiario gode quindi di un equo diritto patrimoniale sull'attivo, che può esercitare chiedendo la liquidazione del bene per soddisfare il debito soggetto a garanzia.

      (14)  Una garanzia generica su tutti (o fondamentalmente tutti) gli attivi di una società che accorda al suo possessore il diritto di nominare un amministratore fiduciario o un curatore e che è definita una garanzia generica qualificata ai sensi dell'Insolvency Act del 1986.

      (15)  Le parti garantite sono il garante, l'emittente, il ministero dell'Energia e del Cambiamento climatico e Nuclear Decommissioning Fund Company Limited.

      (16)  Il ministero dell'Energia e del Cambiamento climatico e Nuclear Decommissioning Fund Company Limited in relazione agli accordi sulla disattivazione di Hinkley Point C.

      (17)  Il costo dell'elettricità attualizzato (LCOE) è una misura per calcolare il costo della produzione di elettricità con una serie di tecnologie, al fine di mettere a confronto i vari costi possibili sulla base di una serie di ipotesi.

      (18)  Leveque F. e Robertson A., Future Electricity Series, parte 3: Power from Nuclear, Carbon Connect, Policy Connect, Londra, 2014.

      (19)  Comunicazione della Commissione sull'applicazione degli articoli 87 e 88 del trattato CE agli aiuti di Stato concessi sotto forma di garanzie (GU C 155 del 20.6.2008, pag. 10).

      (20)  Comunicazione della Commissione — Disciplina dell'Unione europea relativa agli aiuti di Stato concessi sotto forma di compensazione degli obblighi di servizio pubblico (GU C 8 dell'11.1.2012, pag. 15).

      (21)  Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009 relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55).

      (22)  Causa T-17/02 Fred Olsen/Commissione, Raccolta 2005, pag. II--2031, punto 216 e causa T-289/03 BUPA et al/Commissione, Raccolta 2008, pag. II-81, punti 166 e 220.

      (23)  Direttiva 2004/17/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 31 marzo 2004 che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali (GU L 134 del 30.4.2004, pag. 1).

      (24)  Direttiva 2004/18/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 31 marzo 2004, relativa al coordinamento delle procedure di aggiudicazione degli appalti pubblici di lavori, di forniture e di servizi (GU L 134 del 30.4.2004, pag. 114).

      (25)  Cfr. decisione della Commissione del 30 ottobre 2001, aiuti di Stato no N 6/A/2001 — Irlanda C(2001)3265 def, paragrafo 56.

      (26)  La produzione con turbine a gas a ciclo combinato, o CCGT, è una tecnologia per la generazione di energia alimentata a gas.

      (27)  COM(2011) 885 definitivo, Tabella di marcia per l'energia 2050, pag. 6.

      (28)  Compass Lexecon, Economic analysis of the Contract for Difference for Hinkley Point C, 14 aprile 2014.

      (29)  Causa C-280/00, Altmark Trans GmbH e Regierungspräsidium Magdeburg/Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, punti da 87 a 93. I criteri Altmark sono stati sanciti dalla Corte di giustizia per chiarire in quali circostanze le compensazioni degli obblighi di servizio pubblico (SIEG) erogate da un'autorità pubblica costituiscano aiuti di Stato ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE.

      (30)  Causa C-280/00, Altmark Trans GmbH e Regierungspräsidium Magdeburg/Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, punti da 87 a 93.

      (31)  Comunicazione della Commissione sull'applicazione delle norme dell'Unione europea in materia di aiuti di Stato alla compensazione concessa per la prestazione di servizi di interesse economico generale (2012/C 8/02) (GU C 8 dell'11.1.2012, pag. 4).

      (32)  Causa T-289/03 BUPA/Commissione (Raccolta 2008, pag. II-81, punto 165).

      (33)  Causa T-17/02 Olsen/Commissione, punto 216; confermato in C-320/05P Olsen/Commissione.

      (34)  Cfr. SA. 36196, SA. 38812, SA. 38763, SA. 38761, SA. 38759 e SA. 38758

      (35)  Comunicazione SIEG, punto 51.

      (36)  Causa 76/78 Steinike & Weinlig/Germania, Racc. 1977 pag. 595, punto 21; Causa C-379/98 PreussenElektra (Raccolta 2001, pag. I-2099, punto 58).

      (37)  Causa C-677/11 Doux Elevage, non ancora pubblicata, punto 34, Causa T-139/09 Francia/Commissione (non ancora pubblicata, punto 36).

      (38)  Causa C-262/12, Vent de Colère (non ancora pubblicata, punto 21).

      (39)  Comunicazione della Commissione — Disciplina dell'Unione europea relativa agli aiuti di Stato concessi sotto forma di compensazione degli obblighi di servizio pubblico (2012/C 8/03) (GU C 8 dell'11.1.2012, pag. 15).

      (40)  Cfr. il primo paragrafo della Sezione 8.1 della decisione di avvio.

      (41)  In particolare dando adito a dubbi sul rispetto delle norme di cui alle direttive 2004/17/CE e 2004/18/CE.

      (42)  DECC, Planning our electric future, dicembre 2011. Cfr. in particolare l'allegato B., disponibile al seguente indirizzo: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/48253/3884-planning-electric-future-technical-update.pdf

      (43)  DECC, allegato A: Feed-in Tariff with Contracts for difference Operational Framework, 29 novembre 2012. Documenti disponibili ai seguenti indirizzi: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/66554/7077-electricity-market-reform-Allegato-a.pdf e http://services.parliament.uk/bills/2012-13/energy.html

      (44)  Cfr. i documenti disponibili al seguente indirizzo: https://www.gov.uk/government/publications/purchase-of-horizon-nucleare-power-meetings-between-ond-e-hitachi-ltd-foi-request-12-1718

      (45)  Cfr., ad esempio, la 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 Group (GU L 142 del 6.6.2005, pag. 26).

      (46)  La particolare situazione che vive attualmente il settore dell'elettricità nel Regno Unito è descritta nella sezione 2.1. della decisione di avvio.

      (47)  Cfr. il comunicato stampa al seguente indirizzo: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-865_en.htm

      (48)  La Commissione ha chiesto al DECC di effettuare le analisi di sensibilità utilizzando il modello di previsione del Regno Unito e ha quindi valutato con attenzione i dati di partenza e l'esito emerso da ciascun scenario considerato. Il Modello Dinamico di Dispacciamento del DECC (Dynamic Dispatch Model, DDM) è un modello integrato sul mercato dell'energia che analizza il mercato dell'energia della Gran Bretagna (GB) sul medio-lungo periodo. Esso effettua una simulazione del dispacciamento di elettricità da parte dei produttori di energia britannici e delle decisioni d'investimento nel settore della generazione dell'energia dal 2010 fino a tutto il 2049, sulla base delle stime della domanda e dell'offerta di elettricità rilevate ogni 30 minuti. Le decisioni d'investimento si basano sulle proiezioni delle entrate e del flusso di cassa, tenendo conto anche degli impatti politici e dei cambiamenti nel mix di produzione. Pertanto, il DDM consente di effettuare un'analisi comparativa dell'impatto di varie decisioni politiche sulla generazione, la capacità, i costi, i prezzi, la sicurezza degli approvvigionamenti e le emissioni di CO2.

      (49)  Cfr. il comunicato stampa al seguente indirizzo: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-866_en.htm

      (50)  In particolare, il Regno Unito ha presentato l'invito a manifestare interesse nel Contratto d'investimento, che era aperto a tutti i potenziali investitori, ma a cui ha risposto solo EDF.

      (51)  Cfr. la memoria del tesoro britannico del 5 settembre 2014.

      (52)  In particolare, il tesoro britannico evidenzia tre serie di parametri: crediti bancari di finanza di progetto recenti con ricorso limitato (energia a basse emissioni); margini differenziali sull'indebitamento delle imprese (con rating BB+) al 21 agosto 2014; e Credit Default Swap (CDS) medi calcolati a dieci anni e iTraxx Europe XOver (classe di rating BB+).

      (53)  Memoria dello IUK del 26 agosto 2014.

      (54)  In particolare, lo scenario punitivo ha avanzato le seguenti ipotesi in termini di probabilità di insolvenza e tassi di recupero annui:

               —

               il tasso di perdita in caso di insolvenza (Loss given default, LGD) negli anni 1-6 è pari a zero in quanto, se la Condizione del caso di base non è soddisfatta entro il dicembre 2020, il rimborso integrale del debito avviene con il recupero del 100 per cento della somma.

               —

               Nessuna insolvenza negli anni da 7 a 10 in quanto non vi è l'obbligo di rifondere il capitale, e tutti gli interessi in fase di costruzione (incluse le commissioni di garanzia) saranno coperti o dal capitale proprio di base, o dal capitale proprio di base e/o dal capitale contingente.

               —

               Fase di costruzione di 14 anni (incluso un ritardo di 4 anni) e 30 anni di fase operativa.

               —

               Probabilità cumulativa di insolvenza pari al 10 per cento nel corso dei 4 anni di ritardo nella costruzione (zero per cento negli anni 11 e 12, e 5 per cento negli anni 13 e 14) e 100 per cento di tasso di perdita in caso di insolvenza.

               —

               Probabilità di insolvenza del 5,6 per cento per ogni anno d'attività considerato. Si ipotizza un dato costante al 5,6 per cento affinché corrisponda ai tassi medi per i progetti non realizzati negli Stati Uniti nel settore dell'energia.

      (55)  Come indicato nelle risposte trasmesse dal tesoro britannico il 19 settembre 2014, la probabilità di un aumento dell'1,5 per cento associato a obbligazioni a 20-30 anni è del 17–20 per cento circa. Come indicato nelle risposte trasmesse dal tesoro britannico il 12 settembre 2014 (allegato B — Analisi di sensibilità dello IUK), un aumento dell'1,5 per cento nella curva dei gilt durante il periodo di emissione delle obbligazioni (ceteris paribus) ridurrebbe il capitale proprio di […] miliardi di GBP (Versione del modello v19.7).

      (56)  Queste riserve sono riassunte nella e-mail inviata dalla DG COMP al DECC in data 9.9.2014,15:43, «CfD per HPC — Nota sul tasso di rendimento.»

      (57)  Questa versione costituisce un aggiornamento del Modello finanziario notificato, con ulteriori aggiornamenti successivi. In particolare, la versione 21.10 (del 29 agosto 2014) illustra un TIR del progetto di […] per cento e un TIR degli azionisti di […] per cento (nominale e al netto delle imposte) utilizzato e […] per cento impegnato. La versione 21 corrisponde allo scenario di partenza di NNBG e rispetto alla versione 5.1 comprende diversi aggiornamenti concernenti il programma di costruzione, l'impatto delle modalità di finanziamento e parametri macroeconomici.

      (58)  In particolare, la Commissione ha ipotizzato che tali modifiche dei flussi di cassa avvengano nel periodo fra il 1o gennaio 2017 e il 30 giugno 2023. In questo periodo i flussi di cassa nominali del progetto (al netto degli effetti fiscali) sono negativi nella v.9.8 del Modello finanziario.

      (59)  Documento NNBG n. HPC-NNBGPCP-XX-000-EST-000069, del 27.6.2014.

      (60)  Versione 21.10 del Modello IUK di HPC, consegnato alla Commissione il 19 settembre 2014.

      (61)  La Commissione non ha considerato i parametri cui non si potesse risalire in modo affidabile alla fonte dell'informazione. La Commissione ha ricevuto anche la segnalazione di vari TIR degli azionisti realizzati con progetti soggetti alla precedente normativa sui tassi di rendimento. Mentre la Commissione ha preso nota di tali parametri ex post ai fini informativi, nella sua valutazione ha accordato maggior peso ai tassi di rendimento ammissibili determinati ex ante. La Commissione ritiene infatti che i tassi di rendimento ex ante determinati dal legislatore si avvicinino maggiormente al tasso minimo (hurdle rate) effettivo delle entità regolamentate. Inoltre, spesso i tassi di rendimento ammessi sono determinati come il minimo ottenibile dalle entità regolamentate. È quindi naturale che i tassi di rendimento conseguiti ex post si rivelino più elevati del valore determinato ex ante.

      (62)  Una simile posizione emerge dalla valutazione degli scenari di cui alla Tabella 8.

      (63)  In particolare, […].

      (64)  Cfr. la metodologia di determinazione dei prezzi del Contratto sui rifiuti, disponibile al seguente indirizzo: https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/42629/3798-waste-transfer-pricing-methodology.pdf

      (65)  Cfr. ad esempio il caso SA.31107 (11/N), in cui è stato ritenuto accettabile un tasso di rendimento del capitale fra il 9,6 per cento e l'11 per cento. Cfr. anche il caso N354/09, in cui è stato ritenuto accettabile un rendimento del capitale pari al 12 per cento.

      (66)  Per una descrizione dettagliata dell'impegno, si rimanda all'allegato C.

      (67)  In particolare, il Modello IUK HPC v[21.10] (Beta)_2014-09-19_DECC.xlsm, secondo il foglio di lavoro «DECC Output»

      (68)  Questi dati sono stati calcolati al momento della stesura della presente decisione, con riferimento al Modello finanziario 21.10 come trasmesso alla Commissione in data 19 settembre 2014.

      (69)  Alla scadenza del periodo di 35 anni di durata del CfD gli utili non si tradurranno più in una riduzione dell'SP, in quanto non ci sarà più un SP. Pertanto, dopo la conclusione del CfD, gli utili saranno ripartiti direttamente fra la controparte del CfD e NNBG.

      (70)  L'analisi è stata condotta dalla Commissione e ha considerato il modello del DECC e la modellizzazione di Pöyry.

      (71)  allegato 8 della risposta del governo britannico alla decisione di avvio della Commissione, 31 gennaio 2014.

      (72)  La corrispondenza della consegna con le date di negoziazione è stata verificata utilizzando il calendario EFA, all'indirizzo https://www.theice.com/publicdocs/EFA_Calendar.pdf, dati del 13.6.2014.

      (73)  Memoria di Compass Lexecon, Analysis of the impact of HPC on the potential for capacity withholding, 4 agosto 2014.

      (74)  Ofgem, Decision to make a market investigation reference in respect of the supply and acquisition of energy in Great Britain), 26 giugno 2014. Disponibile al seguente indirizzo: https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/decision-make-market-investigation-reference-respect-supply-and-acquisition-energy-great-britain

      (75)  Cfr. Ofgem, State of the Market Assessment, 27 marzo 2014, punti 4.41 e infra. Disponibile al seguente indirizzo: https://www.ofgem.gov.uk/publications-e-updates/state-market-assessment

      (76)  Cfr. la risposta di EDF/NNBG alle domande in merito al potenziale impatto sulla liquidità del mercato, 8 settembre 2014.

      (77)  Tabella 3 della risposta di EDF/NNBG alle domande in merito al potenziale impatto sulla liquidità del mercato, 8 settembre 2014.

      (78)  Cfr. Figura 43, Ofgem — Valutazione sullo stato del mercato, 27 marzo 2014.

      (79)  Per una descrizione dettagliata dell'impegno, si rimanda all'allegato C.

      ALLEGATO A

         TASSO DI RENDIMENTO DEL CFD

         Tabella 3

         Valutazione dei rischi finanziari di NNBG — Stima della distribuzione della probabilità relativa ai costi effettivi totali di HPC

      […]

         Fonte: TESLA4, pagina 12

         Figura 2

         Prezzi a termine e prezzi di riferimento storici nel Regno Unito

         Tabella 4

         Sintesi degli approcci adottati da KPMG per l'analisi del tasso di rendimento adeguato

                  (%)

                  Approccio

                  Gamma di rendimenti (TIR del progetto — valore nominale al netto delle imposte)

                  Osservazioni

                  Analisi dei rischi relativi

                  8,5–11
                  (base del progetto)

                  Confronto fra i rendimenti del settore eolico offshore e PPP/PFI in fase di costruzione, oltre che nelle aziende britanniche regolamentate di erogazione dei servizi/del settore nucleare durante la fase di esercizio

                  Analisi comparativa

                  6–13
                  (base del progetto)

                  Confronto fra i aziende britanniche regolamentate di erogazione dei servizi/PPP/IWPP/progetti nucleari paragonabili

                  Analisi del tasso di rendimento minimo del progetto

                  10,5–14,5

                  In base alle stime di WACC di EdF più il premio sulla base degli studi accademici in una vasta gamma di imprese

                  Analisi del finanziamento

                  9–13 — costruzione
                  6–9,5 — fase operativa

                  Analisi delle strutture finanziarie potenziali durante la costruzione e in fase operativa

                  Ipotesi di struttura finanziaria di indebitamento con la garanzia del Regno Unito

                  10,2 — TIR del progetto
                  12,8 — TIR degli azionisti con leva finanziaria

                  Analisi del rendimento del progetto e del rendimento degli azionisti con leva finanziaria (per i livelli di debito garantito proposti dal Regno Unito) all'SP negoziato.
                  Il 10,2 % è dovuto all'effetto di scudo fiscale sui flussi di cassa a livello di progetto e alla determinazione del prezzo indicativo della garanzia IUK.

                     Fonte: notifica, tabella 5, dati KPMG

         Tabella 5

         Analisi di sensibilità della Commissione — Modello con la modifica dei flussi di cassa annui in fase di costruzione

      […]
      I riquadri con sfondo grigio riportano i costi in conto capitale della fase di costruzione — con scenari del TIR previsto con un SP inferiore a 92,50 GBP/MWh. Sulla base del modello finanziario di NNBG versione 9.8.

         Tabella 6

         Scenari di progetto, probabilità (livelli di fiducia che i fattori di risultato saranno più favorevoli delle ipotesi) e indicatori chiave di progetto

      […]

         Note:

                  (1)

                  Include i benefici del meccanismo di condivisione dei guadagni di costruzione pari a GBP 0,8/MWh (dati reali 2012)

                  (2)

                  Somma forfetaria da parte di SZC svincolata solo dopo COD2 e pertanto non inserita nelle esigenze di finanziamento

                  (3)

                  Adeguamento dei costi opex applicato solo ai primi 15 anni e dopo il periodo CFD in virtù dell'eventuale protezione a seguito della riapertura delle negoziazioni opex.

                  (4)

                  DSCR minimo, escluso il primo periodo

                  (5)

                  TIRE impegnato reale approssimato come TIRE impegnato nominale meno ipotesi IPC a lungo termine

                  (6)

                  Un livello inferiore di capitale proprio impegnato presunto in questa versione del Modello finanziario sta a indicare che il TIR degli azionisti impegnato è ottimistico rispetto agli attuali risultati oggetto di modellizzazione

                  BASSISSIMA

                  Bassissima probabilità di un esito più favorevole di quello presunto

                  BASSA

                  Bassa probabilità di un esito più favorevole di quello presunto

                  MEDIA

                  MEDIA probabilità di un esito più favorevole di quello presunto

                  ALTA

                  Alta probabilità di un esito più favorevole di quello presunto

                  ALTISSIMA

                  Altissima probabilità di un esito più favorevole di quello presunto

         Tabella 7

         Profilo del finanziamento in fase di costruzione e DSCR in fase di esercizio

      […]

         Tabella 8

         Combinazione di spese in conto capitale, ritardi e altri scenari sfavorevoli

      […]

         Tabella 9

         Sintesi dei risultati DDM per una serie di scenari

                  Periodo

                  Assunti di base

                  Mercato della capacità?

                  Primo impiego del nucleare

                  Intensità di CO2 nella rete nel 2030

                  Intensità di CO2 nella rete nel 2040

                  Intensità di CO2 nella rete nel 2049

                  1a

                  Status quo

                  No

                  2037

                  232

                  188

                  96

                  1d

                  Status quo, prezzi del carburante elevati

                  No

                  2031

                  186

                  101

                  46

                  1e

                  Status quo, prezzi del carburante bassi

                  No

                  2041

                  269

                  233

                  121

                  2a

                  Status quo + CfD nucleare

                  No

                  2023

                  158

                  88

                  37

                  3a

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2

                  No

                  2037

                  164

                  135

                  61

                  3d

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2, prezzi elevati dei combustibili

                  No

                  2031

                  181

                  123

                  52

                  3e

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2, prezzi bassi dei combustibili

                  No

                  2041

                  182

                  120

                  66

                  3 h

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2, maggior interconnessione

                  No

                  2037

                  160

                  133

                  59

                  4a

                  CfD a basse emissioni di CO2

                  No

                  2023

                  100

                  42

                  25

                  5a

                  Status quo

                  Sì

                  2037

                  236

                  194

                  88

                  5d

                  Status quo, prezzi del carburante elevati

                  Sì

                  2032

                  194

                  111

                  52

                  5 sexies.

                  Status quo, prezzi del carburante bassi

                  Sì

                  2041

                  272

                  235

                  126

                  7a

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2

                  Sì

                  2046

                  104

                  49

                  33

                  7d

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2, prezzi elevati dei combustibili

                  Sì

                  2038

                  137

                  65

                  28

                  7e

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2, prezzi bassi dei combustibili

                  Sì

                  Non prima del 2049

                  113

                  51

                  44

                  7f

                  CfD non nucleari a basse emissioni di CO2, costi nucleari elevati, bassi costi RES e CCS

                  Sì

                  2048

                  97

                  46

                  35

                  7 g (solo al 2030)

                  CfD non nucleari a basse emissioni di CO2, maggior DSR, maggior EDR, maggior interconnessione

                  Sì

                  Non prima del 2030

                  104

                  non applicabile

                  non applicabile

                  7 h

                  CfD non nucleare a basse emissioni di CO2, maggior interconnessione

                  Sì

                  2046

                  101

                  48

                  32

                  8a

                  CfD a basse emissioni di CO2

                  Sì

                  2023

                  104

                  50

                  31

                  8d

                  CfD a basse emissioni di CO2, prezzi elevati dei combustibili

                  Sì

                  2023

                  99

                  48

                  30

                  8e

                  CfD a basse emissioni di CO2, prezzi bassi dei combustibili

                  Sì

                  2023

                  99

                  38

                  30

                  8f

                  CfD a basse emissioni di CO2, costi nucleari elevati, bassi costi RES e CCS

                  Sì

                  2023

                  102

                  45

                  28

                  8 g (solo al 2030)

                  CfD a basse emissioni di CO2, maggior DSR, maggior EDR, maggior interconnessione

                  Sì

                  2023

                  98

                  non applicabile

                  non applicabile

                  8 h

                  CfD a basse emissioni di CO2, maggior interconnessione

                  Sì

                  2023

                  100

                  53

                  32

         Tabella 10

         Transazioni infrastrutturali di riferimento

                  Sponsor

                  Antin Infrastructure Partners

                  CDP Capital

                  Brookfield Renewable Energy Partners

                  Borealis,
                  First State EDIF

                  Fund Target
                  Equity IRR

                  15 %

                  16 %

                  9 – 12 %

                  9 – 15 %

                     Fonte:
                     Answers to the Commission's questions received 16 September 2014, memoria del Regno Unito basata sul sito web Fund, Preqin, comunicati stampa. Nota: TIR di finanziamento previsti indicati al lordo di oneri e spese. Tassi di cambio utilizzati: GBP/EUR: 1/1,26, GBP/CAD: 1/1,81 TIR degli azionisti di HPC in valore nominale al netto delle imposte, utilizzato a fini comparativi. TIR Borealis previsto: 9 — 12 %, TIR First State EDIF previsto: 10-15 %

         Tabella 11

         Selezione dei calcoli effettuati sui rendimenti regolamentati ammessi

                  Trasmissione elettricità (Ofgem (1))

                  Ofwat (2) — PR09

                  Ofwat — PR 14 (non finalizzato) (3)

                     Nota

                  Periodo

                  2013-2021

                  2010-2015

                  2015-20

                     Reale

                  Costo del capitale proprio con leva finanziaria (al netto delle imposte)

                  7,00 %

                  7,10 %

                  5,65 %

                  Costo del capitale di debito (effettivo prima delle imposte)

                  2,92 %

                  3,60 %

                  2,75 %

                  Rapporto d'indebitamento teorico

                  60,0 %

                  57,5 %

                  62,5 %

                  WACC Vanilla

                  4,55 %

                  5,10 %

                  3,85 %

                  Tasso ipotizzato d'inflazione

                  3,50 %

                  3,50 %

                  3,50 %

                     Costi/rendimenti nominali ammessi (calcolo geometrico)

                  Costo del capitale proprio con leva finanziaria

                  10,7 %

                  10,8 %

                  9,3 %

                  Costo del capitale di debito (prima delle imposte)

                  6,5 %

                  7,2 %

                  6,3 %

                  WACC Vanilla*

                  8,2 %

                  8,8 %

                  7,5 %

                     Nominale (calcolo aritmetico)

                  Costo del capitale proprio con leva finanziaria*

                  10,5 %

                  10,6 %

                  9,2 %

                  Costo del capitale di debito (prima delle imposte)*

                  6,4 %

                  7,1 %

                  6,3 %

                  WACC Vanilla

                  8,1 %

                  8,6 %

                  7,3 %

                  https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf

                  http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr14/gud_tec20140127riskreward.pdf

                  http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr09phase3/det_pr09_finalfull.pdf

         Tabella 12

         Progetto di elettrogenerazione nucleare di riferimento

                  Progetto

                  Agenzia per l'Energia dell'Ontario Ontario Power Authority

                  Tecnologia

                  Ristrutturazione della centrale nucleare di Bruce

                  Coefficiente di indebitamento

                  20–40 %

                  Costo effettivo del debito (prima delle imposte)

                  6,20 %

                  TIR nominale degli azionisti previsto (al netto delle imposte)

                  13,7–18 % (12,8-17,1 % adeguato sulla base degli attuali tassi d'interesse nel Regno Unito)

                  TIR di progetto previsto

                  10,6–13,8 % (9,7-12,9 % adeguato sulla base degli attuali tassi d'interesse nel Regno Unito)

                  Orizzonte dell'investimento (vita dell'attivo)

                  25 anni

                  Portata investimento

                  4 miliardi di dollari canadesi

                  Grado di certezza delle entrate

                  CfD a prezzo fisso per il resto del ciclo di vita della centrale (25 anni)

                  Livello del rischio di costruzione

                  Più basso — ristrutturazione, costruzione esistente, condivisione dei sovraccosti

                  Livello di rischio operativo

                  Più basso — condivisione dei sovraccosti del personale, costi di transito dei carburanti

                  Livello di rischio finanziario

                  Più basso — capitale di progetto più contenuto, periodo più breve

                  Capitale contingente necessario

                  Sconosciuto

                     Fonte: memoria del Regno Unito «Answers to the Commission's questions received 16 September 2014» basata sui documenti diffusi al pubblico (Relazione di audit di Bruce Power — aprile 2007, pag. 14.: confermato come TIR di progetto nella lettera inviata da CIBC World Markets Inc. al ministero dell'Energia, Ontario, 17 ottobre 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF, Lettera inviata da CIBC World Markets Inc. al ministero dell'Energia, Ontario, 17 ottobre 2005, http://www.rds.ontarioenergyboard.ca/webdrawer/webdrawer.dll/webdrawer/rec/67137/view/PWU_Exhibit_K11.3_fairness_opinion_bruce_20080613.pdf.PDF; Bruce Power Fairness Opinion (CIBC World Markets Inc.) — ottobre 2005, pag. 5.

         Tabella 13

         Progetti PPA di riferimento

                  Tecnologia

                  CCGT

                  Progetti PPA

                  Rapporto d'indebitamento

                  < 80 %

                  Ignoto

                  Costo del capitale di debito

                  ignoto

                  Ignoto

                  Rendimento nominale previsto del capitale proprio (al netto delle imposte)

                  > 13 %

                  Rendimento nominale previsto del progetto (al netto delle imposte)

                  9-15 % (6)

                  Orizzonte dell'investimento (vita utile dell'attivo)

                  25 anni

                  Vari

                  Portata dell'investimento

                  Vari

                  Vari

                  Grado di certezza delle entrate

                  20 anni PPA

                  PPA

                  Livello del rischio di costruzione rispetto a HPC

                  Più basso — Tecnologia ben nota basata su un contratto EPC

                  Ignoto ma probabilmente inferiore

                  Livello del rischio operativo rispetto a HPC

                  Inferiore

                  Ignoto

                  Livello del rischio finanziario

                  Periodo di costruzione più breve

                  Ignoto ma probabilmente inferiore

                  Capitale contingente necessario

                  Ignoto

                  Ignoto

                  Riferimenti

                      (4)

                      (5)

                     Fonte: memoria del Regno Unito, tabella 2 — sul tasso di rendimento, 10 settembre, così come (1) e (2) di seguito.

         Tabella 14

         Parametri di liquidazione regolamentata: rendimenti ammessi per gli attivi regolamentati delle società di erogazione dell'acqua e dell'energia sulla base delle recenti verifiche regolamentari sui prezzi

                  Ente di regolamentazione

                  Ofwat:

                  Ofgem

                  CC

                  Ofgem

                  CC

                  CAA

                  ORR

                  Determinazione

                  PR14 (non def.) (7)

                  WPD 14 (8)

                  NIE 2014 def. (9)

                  RIIO T1 2012 (NGET) (10)

                  Bristol W 2010 (11)

                  HAL 2014 def. (12)

                  NR 2013 (13)

                  Rapporto d'indebitamento

                  62,50 %

                  65 %

                  45 %

                  60 %

                  60 %

                  60 %

                  62,50 %

                  Costo effettivo del l'indebitamento (prima delle imposte)

                  2,8 %

                  2,6 %

                  3,1 %

                  2,9 %

                  3,9 %

                  3,2 %

                  3,0 %

                  Costo reale del capitale proprio (al netto delle imposte)

                  5,7 %

                  6,4 %

                  5,0 %

                  7,0 %

                  6,6 %

                  6,8 %

                  6,5 %

                  WACC vanilla effettivo

                  3,8 %

                  3,9 %

                  4,1 %

                  4,6 %

                  5,0 %

                  4,7 %

                  4,3 %

                  Inflazione

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  3,5 %

                  Costo nominale dell'indebitamento (prima delle imposte)

                  6,2 %

                  6,1 %

                  6,6 %

                  6,4 %

                  7,4 %

                  6,7 %

                  6,5 %

                     Costo nominale del capitale proprio (al netto delle imposte)
                      (14)

                     9,2 %

                     9,9 %

                     8,5 %

                     10,5 %

                     10,1 %

                     10,3 %

                     10,0 %

                  WACC vanilla nominale

                  7,3 %

                  7,4 %

                  7,6 %

                  8,1 %

                  8,5 %

                  8,2 %

                  7,8 %

                  Previsione sul rendimento del capitale proprio espressa dagli analisti (ex ante)

                  c14 % (15)

                  Orizzonte d'investimento (16) — Durata del periodo di controllo dei prezzi

                  5

                  8

                  3

                  8

                  5

                  5

                  5

                  Portata dell'investimento: valore dell'attivo regolamentato (RAV) (17)
                      (18)
                      (19)

                  70 milioni — 11,7 miliardi (20) (valori stimati 2014 — 15)

                  5,9 miliardi (2014) (21)

                  cGBP 950 milioni (previsioni sulla base del controlli dei prezzi) (22)

                  2,2 miliardi — 14,8 miliardi (gamma RAV di società al di sopra del controllo dei prezzi) (23)

                  0,39 miliardi (2013) (24)

                  14,9 miliardi (25)

                  45 miliardi (2013) (26)

                  Grado di protezione delle entrate

                  Più di HPC — cfr. la risposta alla domanda 2c — Dichiarazione di NNBG sul tasso di rendimento, 10 settembre

                  Grado di rischio di costruzione

                  Meno di HPC. Cfr. la discussione nel dettaglio ai paragrafi 124 — 131 — NNBG Memoria sul tasso di rendimento, 10 settembre

                  Grado di rischio d'esercizio

                  Meno di HPC. Cfr. la discussione nel dettaglio ai paragrafi 132 — 135 — NNBG Memoria sul tasso di rendimento, 10 settembre

                  Livello di rischio finanziario

                  Meno di HPC. Cfr. la discussione nel dettaglio ai paragrafi 136 — 139 — NNBG Memoria sul tasso di rendimento, 10 settembre

                  Altri rischi

                  Meno di HPC. Cfr. la discussione dettagliata sulla differenza nei modelli aziendali fondamentali; diversificazione degli attivi e rischi tecnologici ai paragrafi 113 — 122 Memoria NNBG sul tasso di rendimento, 10 settembre

                  Capitale contingente necessario

                  Nessuno

         Tabella 15

         Stime del costo del capitale nelle società appartenenti al settore «Aziende (generiche) di erogazione dei servizi pubblici» nell'Unione europea

                  (%)

                  Denominazione sociale

                  Paese

                  Costo del capitale proprio in USD

                  Costo del capitale di debito prima delle imposte in USD

                  Costo del capitale di debito al netto delle imposte in USD

                  Costo del capitale in USD

                  E.ON SE (DB:EOAN)

                  Germania

                  8,25

                  4,04

                  3,19

                  5,78

                  RWE AG (DB:RWE)

                  Germania

                  7,95

                  4,54

                  3,59

                  5,54

                  Centrica plc (LSE:CNA)

                  Regno Unito

                  6,99

                  4,44

                  3,11

                  6,04

                  Veolia Environnement SA (ENXTPA:VIE)

                  Francia

                  11,62

                  5,44

                  4,30

                  6,46

                  National Grid plc (LSE:NG.)

                  Regno Unito

                  9,37

                  4,44

                  3,11

                  6,33

                  Suez Environnement Company SA (ENXTPA:SEV)

                  Francia

                  9,97

                  4,94

                  3,90

                  6,38

                  A2 A SpA (BIT:A2 A)

                  Italia

                  13,72

                  7,44

                  5,88

                  8,68

                  Hera SpA (BIT:HER)

                  Italia

                  12,65

                  5,94

                  4,69

                  7,94

                  MVV Energie AG (XTRA:MVV1)

                  Germania

                  8,31

                  4,04

                  3,19

                  5,70

                  ACEA SpA (BIT:ACE)

                  Italia

                  12,15

                  6,44

                  5,09

                  7,68

                  Iren SpA (BIT:IRE)

                  Italia

                  13,85

                  7,94

                  6,27

                  8,80

                  Mainova AG (DB:MNV6)

                  Germania

                  6,96

                  5,54

                  4,38

                  6,30

                  Gelsenwasser AG (DB:WWG)

                  Germania

                  6,09

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                  Telecom Plus plc (LSE:TEP)

                  Regno Unito

                  6,45

                  4,94

                  3,46

                  6,44

                  Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (ENXTPA:CHAU)

                  Francia

                  7,73

                  4,94

                  3,90

                  6,33

                  Zespól Elektrocieplowni Wroclawskich KOGENERACJA Spólka Akcyjna (WSE:KGN)

                  Polonia

                  7,44

                  5,39

                  4,26

                  6,94

                  Fintel Energia Group SpA (BIT:FTL)

                  Italia

                  9,88

                  8,94

                  7,06

                  9,02

                  REN — Redes Energéticas Nacionais, SGPS, SA (ENXTLS:RENE)

                  Portogallo

                  19,97

                  7,64

                  6,04

                  10,05

                  GDF SUEZ SA (ENXTPA:GSZ)

                  Francia

                  8,70

                  4,44

                  3,51

                  5,74

                  Burgenland Holding Aktiengesellschaft (WBAG:BHD)

                  Austria

                  6,08

                  5,54

                  4,38

                  6,08

                     Fonte: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/Eurocompfirm.xls (dati del 14 giugno 2014)

                     (I WACC indicati sono nominali (in termini USD, utilizzando il tasso privo di rischio USD = 3,04 %) e al netto delle imposte. Per le varie definizioni utilizzate da Damodaran, cfr. http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm)

         (1)  Proposte definitive per la distribuzione della Rete elettrica nazionale e della Rete nazionale gas

         (2)  Oneri futuri di Ofwat per la rete idrica e fognaria 2010-2015: disposizioni finali

         (3)  Ofwat, Setting price controls for 2015-20 — risk and reward guidance

         Fonte: presentazione di EDF Energy ai funzionari della Commissione del 15 luglio 2014, diapositiva «Comparison of HPC with UK regulated utilities.»

         (4)  Negli appalti per i contratti di fornitura per l'acqua e l'elettricità dei produttori indipendenti (Independent Water and Power Producer (IWPP) ad Abu Dhabi, che comprendono un contratto per l'acquisto di acqua/elettricità a prezzo fisso ventennale indicizzato con l'inflazione «il tasso interno di rendimento (TIR) nominale degli azionisti non può essere inferiore al 13 per cento.» Questi progetti normalmente comprendono la costruzione di capacità con tecnologia matura CCGT sulla base di un contratto forfetario, con data certa, chiavi in mano EPC; il contratto prevede un indennizzo per gli investitori in caso di ritardi e deroghe ai termini del contratto. Cfr. Independent water and power producers, Abu Dhabi Regulation & Supervision Bureau, http://rsb.gov.ae/assets/documents/231/infoiwpp.pdf. (Fonte: memoria del Regno Unito)

         (5)  http://www.gdfsuez.com/wp-content/uploads/2012/07/GDF-SUEZ-at-a-glance-060712-final.pdf Diapositiva 8

         (6)  Mentre la memoria del Regno Unito indica un valore nominale dei tassi di rendimento al netto delle imposte pari al 9-15 % dalla fonte indicata al punto (2), la Commissione osserva che questo sembra ignorare i progetti «regolamentati e in concessione» menzionati in tale fonte. Dal punto (2) la Commissione desume che viene indicato che le attività regolamentate e in concessione di GDF-Suez realizzano un rendimento del progetto di circa il 5-13 %, al netto delle imposte, con la gamma più probabile al di sotto del 10 %.

         (7)  http://www.ofwat.gov.uk/pricereview/pr14/gud_tec20140127riskreward.pdf

         (8)  https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/86375/fast-trackdecisionletter.pdf

         (9)  https://assets.digital.cabinet-office.gov.uk/media/535a5768ed915d0fdb000003/NIE_Final_determination.pdf. La Commissione osserva che mentre la tabella 13.10 del documento citato fornisce per gli indicatori finanziari riportati valori stimati come «bassi» e «alti», la memoria del Regno Unito sembra basarsi esclusivamente sui valori «alti».

         (10)  https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/riio-t1-final-proposals-national-grid-electricity-transmission-and-national-grid-gas-–-overview

         (11)  Non è stata indicata la fonte nella memoria.

         (12)  http://www.caa.co.uk/docs/33/CAP%201140.pdf

         (13)  http://orr.gov.uk/data/assets/pdf_file/0011/452/pr13-final-determination.pdf

         (14)  I valori nominali sono calcolati mediante un approccio aritmetico. Con un approccio geometrico si aggiungerebbe uno 0,1-0,2 % al costo nominale del capitale proprio e alle stime del WACC nominale vanilla.

         (15)  Credit Suisse: National Grid — No longer a growth/value play, cut to Neutral, 29 maggio 2014; Credit Suisse: SSE — Referendum risk to be addressed, 15 agosto 2014; Macquarie: National Grid — Quality costs, but better opportunities elsewhere, 24 marzo 2014.

         (16)  La memoria interpretava la durata dell'orizzonte temporale dell'investimento come la durata del periodo di controllo dei prezzi. Tuttavia, la memoria osserva che la vita degli attivi concernenti gli investimenti effettuati da società regolamentate spesso si estende su periodi multipli di controllo dei prezzi, avendo «vite utili» fino ai 60 anni.

         (17)  Il valore assegnato dall'ente di regolamentazione al capitale utilizzato nell'attività d'impresa del licenziatario.

         (18)  Laddove i valori RAV originari sono indicati in termini di prezzi storici, sono stati convertiti in prezzi correnti sulla base dell'indice ONS RPI (se non altrimenti indicato).

         (19)  Si fa osservare che i costi d'investimento delle società regolamentate si distribuiscono su progetti diversi e molteplici che di solito compongono solo una piccola proporzione del suo RAV.

         (20)  http://ofwat.gov.uk/regulating/prs_web_rcvupdates

         (21)  http://www.westernpower.co.uk/docs/About-us/financial-information/2014/Annual-reports-and-financial-statements/Financial-performance-for-website-Mar-14.aspx

         (22)  http://www.uregni.gov.uk/uploads/publications/RP5_Main_Paper_22-10-12_FINAL.pdf, pagina 100

         (23)  Si tratta della previsione di Ofgem per il RAV alla fine del periodo di controllo dei prezzi. Si fa osservare che all'inizio del periodo di controllo dei prezzi si stima che SHETL abbia un RAV di 0,7 miliardi (che si prevede salirà a 3,6 miliardi entro il 2020-21): https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53747/sptshetlfpsupport.pdf (pagine 36-37) e https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/53602/4riiot1fpfinancedec12.pdf (pagine 8 e 9)

         (24)  http://www.bristolwater.co.uk/wp/wp-content/uploads/2013/04/Annual-Report-2013.pdf pagina 27

         (25)  http://www.heathrowairport.com/static/HeathrowAboutUs/Downloads/PDF/Development_of_Regulatory_Asset_Base_30-Jun-2014.pdf

         (26)  http://www.networkrail.co.uk/browse%20documents/regulatory%20documents/regulatory%20compliance%20and%20reporting/regulatory%20accounts/nril%20regulatory%20financial%20statements%20for%20the%20year%20ended%2031%20march%202013.pdf pagina 331

         Fonte: dati basati sulla memoria del Regno Unito SA.34974 Hinkley Point C State aid case — Answers to the Commission's questions received 16 September 2014.

      ALLEGATO B

         GARANZIA DI CREDITO

         Tabella 16

         Informazioni di riferimento

      1.   Recent Limited Recourse Project Finance Bank Loans (Low Carbon Energy)

         This table updates the one provided in Annex A of our responses dated 5 September 2014 to show the quantum of the commercial debt tranche distinct from the total debt quantum which, for certain projects, included export credit guaranteed or multilateral debt facilities.

                  Project

                  Financial Close

                  Amount
                  [Commercial Bank Tranche]

                  Tenor
                  (Years)

                  Commercial Bank Loan Margin (6)

                  Government Support (7)

                  Gemini Offshore Wind

                  May 2014

                  EUR 2 000 m
                  [EUR 850 m]

                  14

                  300

                  SDE renewable subsidy (per MWh) from Dutch government Separate export credit facilities provided by EKF (Denmark), Euler Hermes (Germany) and Delcredere/Ducroire from Belgium

                  London Array Offshore Wind

                  Oct 2013

                  GBP 266 m
                  [GBP 266 m]

                  13

                  275

                  Renewables Obligation subsidy (per MWh) from UK Government Separate export credit facility provided by EKF (Denmark) for initial financing

                  Butendiek Offshore Wind

                  Feb 2013

                  EUR 950 m
                  [EUR 230 m]

                  8,5

                  300

                  Feed-in Tariff subsidy (per KWh) from German government Separate export credit facility provided by EKF (Denmark)

                  Westermost Rough Offshore Wind

                  Aug 2014

                  GBP 370 m
                  [GBP 197 m]

                  15

                  300

                  Renewables Obligation subsidy (per MWh) from UK Government

                  […]

                  […]

                  EUR 650 m
                  [EUR 650 m]

                  10

                  175-275

                  Finance from commercial banks only

                  Derbyshire Energy from Waste PFI

                  Aug 2014

                  GBP 145 m
                  [GBP 145 m]

                  25

                  315-320

                  Renewables Obligation subsidy (per MWh) from UK Government Local Authority payments for waste recycling

                  MEDIAN

                  300

                  SWAP SPREAD (8)

                  + 13

                  (To convert from LIBOR margin to Gilt benchmark)

                  ILLIQUIDITY PREMIUM

                  – 50

                  MARKET INDICATION (9)

                  263

                     Source: Commercial banks; InfraNews; InfraJournal

      2.   Corporate Debt (rated BB+) Spreads

                  Issuer

                  Ticker

                  Coupon

                  Maturity

                  Amount

                  Rating

                  Tenor
                  (years)

                  Current Spread (bp)

                  Government Support

                  Heathrow Airport

                  HTHROW

                  7,125 %

                  01/03/2017

                  GBP 325 m

                  NR/Ba3/BB+

                  3

                  231

                  Nil

                  Heathrow Airport

                  HTHROW

                  5,375 %

                  01/09/2019

                  GBP 275 m

                  NR/Ba3/BB+

                  5

                  253

                  Nil

                  Anglian Water

                  OSPRAQ

                  7,000 %

                  31/01/2018

                  GBP 350 m

                  NR/Ba3/BB+

                  3

                  290

                  Nil

                  Electricity North-West

                  NWENET

                  5,875 %

                  21/06/2021

                  GBP 80 m

                  BB+/NR/NR

                  7

                  274

                  Nil

                  Yorkshire Water

                  KEL

                  5,750 %

                  17/02/2020

                  GBP 200 m

                  BB–/NR/BB+

                  5

                  314

                  Nil

                  Enel SpA

                  ENELIM

                  7,75 %

                  10/09/2075

                  GBP 400 m

                  BB+/Ba1/BBB–

                  61

                  373

                  31,2 % owned by Government Ministry

                  Enel SpA

                  ENELIM

                  6,625 %

                  15/09/2076

                  GBP 500 m

                  BB+/Ba1/BBB–

                  62

                  367

                  Telecom Italia

                  TITIM

                  5,875 %

                  19/05/2023

                  GBP 400 m

                  BB+/Ba1/BBB–

                  9

                  281

                  Nil

                  Energias de Portugal

                  ELEPOR

                  8,625 %

                  04/01/2024

                  GBP 425 m

                  BB+/Ba1/BBB–

                  10

                  256

                  Nil

                  MEAN

                  293

                  ILLIQUIDITY PREMIUM

                  – 50

                  MARKET INDICATION

                  243

                     Source: Bloomberg as at 21 August 2014 using BGN Source.

      3.   iTraxx Europe Crossover Series 21 Constituents Rated BB+/Ba1

                  Company

                  Ticker

                  Identifier

                  Rating

                  Tenor (Years)

                  CDS Flat Spread

                  ArcelorMittal

                  MT NA

                  CX375716

                  BB+/Ba1

                  10

                  347

                  EDP Energias de Portugal SA

                  EDP PL

                  CEPO1E10

                  BB+/Ba1

                  10

                  203

                  Finmeccanica SpA

                  FNC IM

                  CFME1E10

                  BB+/Ba1

                  10

                  285

                  HeidelbergCement AG

                  HEI GY

                  CHEI1E10

                  NR/Ba1

                  10

                  226

                  Lafarge SA

                  LG FP

                  CLAF1E10

                  BB+/Ba1

                  10

                  168

                  Telecom Italia SpA

                  TIT IM

                  CTII1E10

                  BB+/Ba1

                  10

                  281

                  Wendel SA

                  MF FP

                  CMWP1E10

                  BB+/NR

                  10

                  206

                  MEAN

                  245

                     Source: Markit; Bloomberg as at 21 August 2014 using CMAN Source.

         Tabella 17

         Simulazione relativa alla distribuzione della curva di rendimento a 10 anni

                  1992 - 2013 VAR model simulation

                  10 Yr (P) vs. 1992-2013 VAR model simulation

                  […]

                  […]

                  […]

                  Spot in 10 years time

                  VAR simulation 10 years ahead (June 2024)

                  VAR simulation 10 years ahead (June 2024)

                  Tenor

                  10 Yr (P)

                  Median

                  95 % percentile

                  Distance from median (ppts)

                  Distance from 95th percentile (ppts)

                  10 Yr (P) + 1,5 ppt probability

                  1 Yr

                  3,47

                  3,80

                  6,20

                  – 0,33

                  – 2,72

                  19 %

                  2 Yr

                  3,55

                  4,00

                  6,24

                  – 0,45

                  – 2,69

                  21 %

                  3 Yr

                  3,62

                  4,16

                  6,24

                  – 0,54

                  – 2,61

                  22 %

                  4 Yr

                  3,70

                  4,31

                  6,20

                  – 0,61

                  – 2,50

                  21 %

                  5 Yr

                  3,78

                  4,44

                  6,17

                  – 0,66

                  – 2,39

                  20 %

                  7 Yr

                  3,93

                  4,64

                  6,20

                  – 0,71

                  – 2,27

                  19 %

                  9 Yr

                  4,09

                  4,76

                  6,19

                  – 0,66

                  – 2,10

                  15 %

                  10 Yr

                  4,17

                  4,79

                  6,14

                  – 0,62

                  – 1,97

                  13 %

                  12 Yr

                  4,11

                  4,88

                  6,15

                  – 0,77

                  – 2,03

                  15 %

                  15 Yr

                  4,07

                  4,97

                  6,09

                  – 0,89

                  – 2,02

                  17 %

                  20 Yr

                  4,07

                  4,99

                  6,12

                  – 0,92

                  – 2,05

                  17 %

                  30 Yr

                  3,98

                  4,97

                  6,08

                  – 1,00

                  – 2,10

                  20 %

                  50 Yr

                  3,91

                  5,01

                  6,04

                  – 1,10

                  – 2,13

                  24 %

         Analisi di sensibilità IUK

      […]

         Rendimenti dei gilt britannici alla scadenza

         Grafico 1

         Rendimento dei gilt britannici a 10, 20, e 30 anni

         Struttura a termine in USD del differenziale sui rendimenti per le società con rating BB

         Figura 3

         Struttura a termine in USD del differenziale sui rendimenti per le società non finanziarie con rating BB

         Nota: i dati sono un'istantanea di Bloomberg al 21 agosto 2014.

      ALLEGATO C

         IMPEGNI ASSUNTI DAL REGNO UNITO

      IMPEGNO COMMERCIALE

         Definizione

      Per «società del gruppo EDF» si intende un componente del medesimo gruppo di società di EDF Energy.

         Condizioni d'esercizio

                  [ ].1

                  Le parti NNBG e EDF Energy garantiscono, in qualsivoglia contratto di servizi di mercato per la vendita della produzione di HPC stipulato con qualsivoglia società del gruppo EDF (in prosieguo la «Controparte MSA») che per tutto il tempo in cui tale società del gruppo EDF sarà azionista (diretto o indiretto) di NNBG, la Controparte MSA si impegna a:

                              A)

                              registrare tutte le negoziazioni effettuate per la vendita della produzione HPC prevista in un registro NNBG separato;

                              B)

                              determinare per tutte le negoziazioni effettuate per la vendita della produzione HPC prevista e condotte con una delle società del gruppo EDF una quotazione al valore di mercato per il relativo prodotto al momento della negoziazione;

                              C)

                              effettuare alle quotazioni di mercato tutte le negoziazioni bilaterali sulla produzione HPC prevista con qualsivoglia altro portafoglio di attivi detenuto o negoziato dalla società del gruppo EDF; e

                              D)

                              comunicare a NNBG (autorizzando al contempo NNBG a fare altrettanto con la controparte del CfD, il ministero e la Commissione europea) le informazioni che sarebbe ragionevole richiedere da parte di NNBG, da trasmettere alla controparte del CfD, al ministero e alla Commissione europea sull'adempimento da parte della controparte MSA dei punti (A), (B) e (C) di cui sopra.

                  [ ].2

                  NNBG fornirà, e EDF Energy si adopererà affinché NNBG possa fornire, entro il [ߦ] Giorno lavorativo di ciascun anno di calendario alla controparte del CfD (autorizzando al contempo la controparte del CfD a fare altrettanto col ministero e la Commissione europea) una relazione scritta sull'adempimento da parte della controparte MSA dei punti (A), (B) e (C) dell'articolo [ߦ].1 nel precedente anno di calendario.

            MECCANISMO DI CONDIVISIONE DEGLI UTILI AZIONARI
      1.   Panoramica dell'articolo

                  1.1.

                  Si concorda e stipula un accordo sulla condivisione degli utili azionari che consta di due componenti distinte:

                              A)

                              un meccanismo di calcolo per intercettare gli utili del progetto eccedenti taluni livelli a seguito del conseguimento di migliori prestazioni del progetto a fronte delle ipotesi di base originarie (in prosieguo il «Meccanismo di calcolo dell'utile di progetto»); e

                              B)

                              un meccanismo di calcolo per intercettare gli utili eccedenti taluni livelli e derivanti dalla vendita del capitale proprio da parte degli azionisti originari (in prosieguo il «Meccanismo di calcolo di vendita del capitale proprio»).

                  1.2.

                  L'importo dell'utile azionario sarà condiviso con la controparte del CfD e dipenderà dal livello del TIR degli azionisti realizzato nel momento considerato. Tutti i livelli soglia terranno conto del costo del capitale impegnato, come determinato sulla base del seguente modello:
                  Modello IUK HPC […] secondo il foglio di lavoro «Produzione DECC»

                              A)

                              qualora il TIR degli azionisti realizzato fosse superiore al TIR degli azionisti indicato nel modello e comprendente il costo del capitale proprio impegnato (11,4 % (nominale) secondo il modello:
                              Modello IUK HPC[…] secondo il foglio di lavoro «produzione DECC» come trasmesso alla Commissione in data 19 settembre 2014) ma inferiore o pari alla soglia indicata al punto (B) di seguito, qualsivoglia utile al di sopra di tale soglia del TIR degli azionisti sarà condiviso con la controparte del CfD nella misura del 30 %; e

                              B)

                              qualora il TIR degli azionisti realizzato fosse superiore sia al i) 13,5 % (nominale) sia all' ii) 11,5 % (espresso in termini reali ma inclusivo dell'inflazione dell'IPC) qualsivoglia utile al di sopra di tale soglia sarà ripartito con la controparte del CfD nella misura del 60 %.

                  1.3.

                  Non vi sarà un doppio conteggio fra i meccanismi.

                  1.4.

                  Di seguito, ulteriori dettagli sul funzionamento dei meccanismi di calcolo di tale dispositivo. Inoltre, è previsto un pacchetto di impegni di corollario a detti obblighi, che potrebbero includere delle garanzie.

            2.   Meccanismi pertinenti — Meccanismo di calcolo dell'utile di progetto

                  2.1.

                  Successivamente al primo avvio del meccanismo di calcolo dell'utile di progetto, qualora fosse necessario, in un dato periodo, un ulteriore conferimento di capitale, si terrà conto del successivo conferimento di capitale in fase di calcolo dell'utile azionario.

                  2.2.

                  Il meccanismo di calcolo dell'utile di progetto intercetta gli utili che superano le soglie pertinenti (come indicato al paragrafo 1.2 di cui sopra) a seguito del conseguimento di migliori prestazioni ottenute dal progetto a fronte delle ipotesi di base originarie.

                  2.3.

                  Al fine di determinare se sia stata raggiunta una determinata soglia in un dato periodo, verrà calcolato il TIR degli azionisti cumulativo realizzato fino a quella data tramite un modello finanziario aggiornato nel corso della vita utile del progetto. Il calcolo per la condivisione degli utili azionari sarà avviato nello stesso periodo in cui si dovesse raggiungere una delle soglie.

                  2.4.

                  Una volta avviato il Meccanismo di calcolo dell'utile di progetto, la controparte del CfD avrà diritto alla percentuale di dividendi pertinente per quel dato periodo e per tutti i periodi futuri (fino al raggiungimento della successiva soglia, nel qual caso la percentuale di ripartizione pertinente sarà adeguata di conseguenza).

                  2.5.

                  La titolarità della controparte del CfD sulla parte di utile azionario sarà valida per tutta la vita utile del progetto HPC, dal momento in cui sarà attivato per la prima volta il Meccanismo di calcolo dell'utile di progetto.

            3.   Meccanismo pertinente — Meccanismo di calcolo per la vendita del capitale azionario

                  3.1.

                  La condivisione degli utili azionari sarà attivata anche a seguito di vendita diretta o indiretta di azioni o a seguito di conferimenti (se del caso) da parte degli azionisti originari di NNBG in un qualsivoglia momento della vita utile del progetto HPC. Le fasi previste sono le seguenti:
                  A)   Fase 1— Per ciascun investitore, definizione del conferimento di capitale proprio di base e del prezzo (come desunto dal modello finanziario appropriato).
                  B)   Fase 2— In caso di vendita/cessione di una quota del capitale proprio da parte di un investitore, definizione del TIR del capitale ceduto conseguito da tale investitore sulla particolare vendita/cessione della quota azionaria.
                  C)   Fase 3— Calcolo del TIR realizzato con la vendita della quota di capitale da parte dell'azionista tenendo conto dei proventi effettivi lordi della vendita/cessione della quota di capitale proprio, gli effettivi apporti di capitale proprio proporzionali a tale quota di capitale proprio venduta/ceduta e i dividendi/interessi sul conferimento dell'azionista pregressi e i rimborsi di capitale (proporzionalmente a tale quota di capitale proprio venduta/ceduta) effettuati a favore di tale investitore da parte di NNBG.
                  D)   Fase 4— Qualora il TIR del capitale proprio venduto fosse maggiore delle soglie definite al paragrafo 1.2 di cui sopra, la condivisione degli utili azionari verrà calcolata come indicato di seguito.
                  E)   Fase 5— Calcolo dell'ammontare teorico che l'azionista avrebbe dovuto realizzare alienando il medesimo capitale che, se utilizzato per calcolare il TIR degli azionisti come nella Fase 3 di cui sopra, avrebbe prodotto un TIR sulla vendita del capitale realizzata pari a quello della soglia pertinente.
                  F)   Fase 6— Il saldo positivo (se del caso) fra i proventi effettivi della vendita di cui alla Fase 3 e i proventi della vendita teorica del capitale calcolati nella Fase 5 di cui sopra rappresenta quindi la plusvalenza sull'utile del capitale azionario da ripartire fra gli azionisti di NNBG e la controparte del CfD.

                  3.2.

                  I calcoli di cui sopra sono effettuati per ciascuna vendita/cessione di capitale proprio indipendente da precedenti vendite/cessioni di capitale proprio, a prescindere dal fatto che le precedenti vendite/cessioni di capitale proprio abbiano prodotto una quota di utile per la controparte del CfD.

                  3.3.

                  Le vendite/cessioni di capitale proprio da parte di investitori secondari (vale a dire coloro che hanno acquistato/acquisito il capitale in quanto terzi, alle condizioni di mercato, dagli investitori originari) saranno esenti da questo meccanismo qualora tali investitori secondari dovessero in una fase successiva vendere/cedere tale capitale (in quanto «capitale secondario»).

            4.   Disposizioni a sostegno dei meccanismi di condivisione degli utili azionari

                  4.1.

                  Disposizioni antielusione impediranno che le operazioni effettuate siano volte a vanificare l'intento del meccanismo di calcolo dell'utile di progetto o il meccanismo di vendita delle azioni.

                  4.2.

                  A sostegno dei meccanismi di condivisione degli utili azionari, saranno previste delle disposizioni per garantire che i pagamenti siano fatti alla controparte CFD qualora si verificasse una violazione o del meccanismo di calcolo dell'utile di progetto, o del meccanismo di vendita del capitale azionario o non si rispettassero gli impegni antielusione.

            5.   Controversie

      Qualsivoglia controversia relativamente al meccanismo di condivisione degli utili azionari sarà composta conformemente alle procedure di risoluzione di controversie similari come previsto dal Contratto HPC.
      MECCANISMO DI CONDIVISIONE DEGLI UTILI DI COSTRUZIONE
      1.   Panoramica dell'articolo

                  1.1.

                  Il meccanismo di condivisione degli utili di costruzione è concepito per consentire di ripartire gli importi risparmiati grazie alla riduzione del prezzo d'esercizio, qualora la costruzione fosse realizzata a costi inferiori di quelli previsti nel modello finanziario concordato per il progetto HPC. Questo meccanismo avrà efficacia unidirezionale, in quanto non vi sarà un aumento del prezzo d'esercizio qualora le spese di costruzione fossero maggiori di quelle previste.

                  1.2.

                  Il calcolo iniziale della condivisione degli utili avverrà alla data più prossima tra: i) la data che cade 6 mesi dopo la data di avvio del reattore due; ii) il decimo anniversario della data di avvio del reattore uno; e iii) la data (eventuale) dopo la data di avvio del reattore uno in cui le parti concordano che il reattore due non giungerà alla sua data di avvio. Il calcolo finale della condivisione degli utili avverrà allo scadere del sesto anniversario del calcolo iniziale della condivisione degli utili (o prima, qualora tutti i crediti relativi alla costruzione siano stati già onorati in precedenza).

                  1.3.

                  Si elencano di seguito ulteriori dettagli sul funzionamento del meccanismo di calcolo del dispositivo.

            2.   Meccanismo pertinente

                  2.1.

                  Non prima di un periodo di tempo determinato prima di ciascuna Data iniziale di riconciliazione e della Data finale di riconciliazione, NNBG trasmetterà alla controparte del CfD una relazione scritta.

                  2.2.

                  Ogni relazione dovrà

                              2.2.1.

                              definire, con ragionevole dettaglio:

                                          a)

                                          l'importo aggregato dei costi di costruzione alla data della relazione, espressi in sterline;

                                          b)

                                          l'importo aggregato dei costi di costruzione che si prevede ragionevolmente di dover sostenere, sostenuti o maturati da NNBG, espressi in sterline, purché tali costi di costruzione siano limitati a quei costi di costruzione che NNBG avrebbe ragionevolmente e adeguatamente sostenuto, pagato o maturato per adempiere ai propri obblighi di legge senza incorrere in costi o spese eccessivi;

                                          c)

                                          gli effettivi programmi di costruzione di NNBG; e

                                          d)

                                          la stima dei programmi di costruzione di NNBG per ogni periodo che cade dopo la data della relazione pertinente;

                              2.2.2.

                              definire, con ragionevole dettaglio i documenti che possano attestare le misure adottate per garantire che l'importo dei costi di costruzione previsti che NNBG dovrà sostenere, pagare o maturare dopo la data della relazione saranno limitati a quei costi di costruzione che NNBG avrebbe dovuto ragionevolmente e adeguatamente sostenere, pagare o maturare per adempiere ai propri obblighi di legge senza incorrere in costi o spese eccessivi;

                              2.2.3.

                              qualora la relazione, o una sua parte sia preparata da terzi o con l'assistenza di uno o più terzi, includere i dettagli di quei terzi e le copie delle relazioni preparate da tali terzi; e

                              2.2.4.

                              l'adeguamento conseguente (se del caso) al prezzo d'esercizio.

                  2.3.

                  La relazione fornirà informazioni sostanziali di supporto e sarà accompagnata da una attestazione degli amministratori sulla veridicità di quanto dichiarato.

                  2.4.

                  La controparte del CfD avrà facoltà di richiedere a NNBG entro un periodo specificato ulteriori elementi di informazione di supporto. Qualora la controparte del CfD effettuasse tale richiesta, NNBG sarà tenuta a fornire tali elementi di informazione entro un tempo specificato dalla richiesta.

                  2.5.

                  La controparte del CfD comunicherà a NNBG di aver accolto o respinto la relazione trasmessa da NNBG entro un tempo specificato. Qualora NNBG e la controparte del CfD non dovessero poter addivenire a un accordo, la questione sarà rimessa da entrambe le parti a un arbitro indipendente.

                  2.6.

                  Qualora NNBG non trasmettesse alla controparte del CfD la relazione, questa potrà richiedere un parere a una società indipendente di consulenza per la stima dei costi di costruzione e del programma di costruzione, e utilizzare tale parere in vece della relazione.

                  2.7.

                  NNBG fornirà alla controparte del CfD e ai consulenti professionali di quest'ultima (inclusa la società di consulenza per la stima dei costi) quell'assistenza di cui la controparte del CfD potrebbe ragionevolmente avere bisogno ai fini dell'esame della relazione e della verifica dei costi di costruzione.

                  2.8.

                  Il modello finanziario sarà aggiornato con i costi di costruzione aggiornati e i programmi di costruzione rivisti come definiti nella relazione o indicati nel parere della società di consulenza per la stima dei costi, e rielaborato per la determinazione del prezzo d'esercizio rivisto. La differenza fra i prezzi d'esercizio prodotti dall'elaborazione del modello finanziario utilizzando i costi di costruzione e il programma di costruzione previsionali e rielaborandolo con i costi di costruzione rivisti e i programmi di costruzione rivisti determinerà la portata dell'utile di costruzione, espresso in GBP/MWh. La controparte del CfD avrà diritto a percepire il 50 % dell'utile di costruzione individuato con l'esercizio di cui sopra (la cui percentuale potrà arrivare al 75 % relativamente a eventuali plusvalenze sulla costruzione superiori a GBP […] (nominali)], riducendo il prezzo d'esercizio allora prevalente di quel dato importo.

                  2.9.

                  Qualora, durante il periodo fra le date iniziale e finale di riconciliazione NNBG dovesse in un dato momento individuare costi di costruzione o programmi di costruzione differenti da quelli corrispondenti utilizzati nella versione aggiornata del modello e che consentono di avere un risparmio rispetto ai costi di costruzione, NNBG potrà decidere di effettuare pagamenti intermedi alla controparte del CfD per un importo pari all'intera somma di tali risparmi sui costi di costruzione, ovvero di parte della stessa somma.